Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ тепловых потерь при движении теплоносителя по скважине 9
1.1. Методика расчета процесса движения теплоносителя в скважине и теплового поля в окружающих породах 11
1.1.1. Метод исследования одномерного неизотермического движения сжимаемой жидкости и газа в трубах по Чарному 13
1.1.2. Изменение температуры газожидкостной смеси в процессе движения по трубам по Чубанову 16
1.1.3. Математическая модель движения двухфазного теплоносителя в вертикальной скважине с учетом теплопотерь в окружающие породы 19
1.2. Методы теплоизоляции скважин 24
1.2.1. Основные характеристики анализируемых теплоизоляционных материалов 25
1.2.2. Определение теплового сопротивления стандартной конструкции скважины 27
1.3. Анализ тепловых потерь из скважины для различных теплоизоляторов 29
1.3.1. Влияние начального паросодержания на глубину полной конденсации пара 29
1.3.2. Влияние устьевого расхода на максимальную глубину проникновения пара 37
1.3.3. Влияние начальной температуры закачиваемого теплоносителя на забойные характеристики пароводяной смеси 44
2. Моделирование и оптимизация пароциклического воздействия на призабойную зону нефтяного пласта 47
2.1. Метод пароциклического воздействия на призабойную зону нефтяного пласта 49
2.1.1. Технология пароциклического воздействия 53
2.1.2. Методы расчета и анализа процесса паротеплового воздействия на нефтяные пласты 56
2.1.3. Анализ промыслового опыта 60
2.2. Интегральная модель эволюции теплового поля в призабойной зоне при пароциклическом воздействии 67
2.2.1. Расчет максимальной зоны теплового воздействия и времени закачки теплоносителя при пароциклическом воздействии 68
2.2.2. Расчет периода паротепловой пропитки и времени остановки скважины при пароциклическом воздействии 72
2.2.3. Определение времени отбора нефти при циклическом паротепловом воздействии на скважину 74
2.3. Пример оптимизация процесса пароциклического воздействия с использованием разработанной модели для объектов разработки Степноозерского месторождения 77
2.3.1. Влияние времени закачки теплоносителя 79
2.3.2. Оптимизация длительности интервала добычи 83
3. Моделирование периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязкой нефти 93
3.1. Механизм периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей 95
3.1.1. Технология периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей 97
3.1.2. Анализ экспериментальных и промысловых исследований 99
3.2. Математическая модель периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей 103
3.2.1. Инженерная методика расчета основных технологических параметров периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей 104
3.2.2. Математическая модель неизотермического вытеснения нефти раствором полимера 107
3.3. Анализ эффективности периодического термополимерного воздействия 114
3.3.1. Влияние количества и соотношения объемов оторочек на коэффициент нефтеизвлечения 115
3.3.2. Оценка влияния последовательности закачки оторочек и их количества на подвижность фильтрационного потока 121
Выводы 127
- Методы теплоизоляции скважин
- Интегральная модель эволюции теплового поля в призабойной зоне при пароциклическом воздействии
- Математическая модель периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей
- Влияние количества и соотношения объемов оторочек на коэффициент нефтеизвлечения
Введение к работе
В связи с истощением легкоизвлекаемых запасов нефтей Западной Сибири остро встает вопрос поддержания темпов добычи нефти. Одним из направлений решения данной проблемы является освоение трудноизвлекаемых запасов нефтей. До 20% запасов Западной Сибири составляют тяжелые высоковязкие нефти. Эти запасы, как правило, законсервированы или находятся в пробной эксплуатации. Мировой опыт разработки таких запасов показывает на возможность успешной и эффективной добычи этих нефтей. Большой опыт наработан в Канаде, Венесуэле, Бразилии и др., в нашей стране эти проблемы успешно решаются на месторождениях Удмуртии, Татарстана, Краснодарского края, Сахалина.
Наиболее эффективным методом разработки залежей высоковязких нефтей и интенсификации их добычи является пароциклическое и комбинированное термополимерное воздействие на пласты. Разработка моделей и инженерных методик для прогнозирования результатов такого воздействия является весьма актуальной задачей именно сейчас и именно здесь, в Западносибирском регионе.
Изученность рассмотренного метода воздействия на нефтяные пласты, в настоящее время, ограничивается рассмотрением основных физических принципов и механизмов паротепловой пропитки. В силу специфики процесса, его натурное моделирование трудноосуществимо: в небольших лабораторных моделях роль капиллярных процессов значительно выше и они существенно отличают динамику от закономерностей, имеющих место в призабойной зоне пласта. Учет геолого-физических особенностей пластов обычно анализируется в опытно-промышленных экспериментах. Основной упор в научном обосновании и исследовательских разработках в Канаде делается в области разработки теплогенераторов, в том числе забойного типа, в США, в первую очередь, исследуются и применяются технологии масштабного нециклического теплового воздействия на пласт. В российском
институте Ростермнефть, занимающемся этими проблемами, накоплен большой опыт исследований и применения различных видов теплового воздействия.
Однако имеющиеся разработки не позволяют напрямую применять пароциклическую и термополимерную технологии в конкретных условиях месторождений Западной Сибири. Требуется разработка методик, обоснования применения имеющихся теплогенераторов с учетом тепловых потерь в скважинах с обычными и теплоизолированными насосно-компрессорными трубами (НКТ), методик расчета основных периодов циклического воздействия (интервала закачки теплоносителя, времени паротепловой пропитки, активного периода добычи разогретой нефти). И, наконец, для экономической оценки результатов применения технологии необходимо разработать методики прогнозирования интенсификации добычи и расчета технологического эффекта.
Для решения этих задач предлагается провести теоретический анализ указанных процессов, сформулировать основные интегральные законы теплового и массового баланса в призабойной зоне скважин, получить решения, которые составляют основу инженерных методик моделирования процессов, прогнозирования основных технологических показателей с учетом особенностей месторождений Западной Сибири (глубокозалегающие запасы, наличие слоев вечной мерзлоты, относительно низкая проницаемость коллекторов, высокий коэффициент глинистости и т.п.).
Целью диссертационной работы является исследование влияния различных типов теплоизоляции на процесс движения двухфазного теплоносителя (пар - вода) по стволу скважины и основные параметры теплового агента (расход, паросодержание, температура и давление пароводяной смеси), а так же прогнозирование параметров теплоносителя на ее забое. Построение физико-математической модели пароциклического воздействия на призабойную зону пластов на месторождениях вязких и высоковязких нефтей для расчета основных технологических параметров
(время закачки, выдержки теплоносителя, оптимальное время добычи продукции), определяющих успешность работ; разработка методов оптимизации технологии пароциклического воздействия, и их апробация на примере Степноозерского месторождения (республика Татарстан). Разработка методики численного исследования процесса периодической закачки горячей воды и раствора полимера для интенсификации вытеснения высоковязкой нефти; исследование влияния разбиения основных реагентов на оторочки, соотношения размеров оторочек и концентрации полимера на эффективность процесса вытеснения нефти; оценка влияния перечисленных параметров на вязкостную неустойчивость оторочек реагентов в пласте.
Научная новизна диссертационной работы заключается в решении задачи расчета тепловых потерь из скважины с учетом ее конструкции и различных видов теплоизоляции при движении двухфазного теплоносителя (пар - вода) по стволу скважины. Установлено, что глубина полной конденсации пара в скважине в первую очередь определяется начальным паросодержанием; расход и давление пара на устье оказывают более слабое влияние. Показано влияние различных теплоизоляторов, применяемых в настоящее время, на параметры теплового агента на забое скважины.
Разработана упрощенная модель процесса циклического паротеплового воздействия на пласт, в основу которой положены интегральные уравнения теплового баланса в пласте и окружающих породах.
Установлено, что при варьировании основных времен (этапов) процесса пароциклического воздействия возможно достижение максимальной интенсификации добычи нефти. Разработана методика оптимизации процесса по соотношению времени закачки пара и периода добычи продукции. Проведены оптимизационные исследования для основных объектов разработки Степноозерского месторождения.
Разработана методика численного исследования процесса периодического термополимерного воздействия, позволяющая исследовать динамику вытеснения нефти и оценить степень неустойчивости фронтов
вытеснения. Предложена методика прогнозирования периодического термополимерного воздействия учитывающая влияние основных технологических параметров (количество и размеры оторочек, порядок закачки флюидов в пласт и т.п.) на эффективность процесса.
Практическая ценность диссертационной работы заключается в создании инженерных методик расчета пароциклического и периодического термополимерного воздействия на призабойную зону пластов, содержащих высоковязкие нефти, позволяющих обосновать и оценить степень интенсификации притока и эффективность добычи нефти; оценке влияния различных видов теплоизоляции на возможность доставки пара на забои скважин. Научное и инженерное обоснование эффективности применения данных технологий для условий нефтяных месторождений Западной Сибири позволит включать технологии в проектные документы и начать опытно-промышленное освоение запасов высоковязких нефтей. Успешная разработка запасов таких нефтей имеет большие социальные и экономические последствия для Тюменского региона.
Методы теплоизоляции скважин
Внедрение новых тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов начиналось в условиях отсутствия качественного наземного и внутрискважинного нефтепромыслового оборудования. Поскольку новые термоциклические и термополимерные технологии связаны с закачкой в пласт больших объемов теплоносителей, особенно остро стоит вопрос экономии тепловой энергии при передаче теплоносителя от устья к забою. Закачка теплоносителя в пласт через насосно-компрессорные трубы, не имеющие надежной теплоизоляции, является малоэффективной, так как при этом, особенно для глубокозалегающих пластов, большая доля тепловой энергии уходит в окружающие скважины горные породы. Отсутствие высокоэффективного теплоизолирующего внутрискважинного оборудования является одним из главных сдерживающих факторов развития тепловых методов воздействия на нефтяные пласты в нашей стране. Поэтому, решение этой проблемы имеет чрезвычайно важное значение для повышения эффективности тепловых методов и расширения масштаба их применения. Без надежной теплоизоляции промысловых трубопроводов значительная часть тепловой энергии теряется при доставке теплоносителя от теплогенерирующей установки до устья скважины. Использование в качестве теплоизоляционного материала для промысловых трубопроводов стекловаты имело ряд существенных недостатков: - высокая вредность материала для органов дыхания и кожного покрова, что является одной из основных причин ограниченности его применения; - сравнительно низкие теплоизоляционные качества (Л = 0,052 Вт/м-К); - невысокая стойкость по отношению к пластовым жидкостям. В результате поиска новых более надежных термоизоляционных материалов, ОАО «Удмуртнефть» была создана технология по производству супертонкого базальтового волокна (Л = 0,029 Вт/м-К). Применение этого изоляционного материала позволило снизить величину теплопотерь в 2 раза по сравнению со стекловатой. Вопрос по созданию термостойкого внутрискважинного оборудования был успешно решен ОАО «Удмуртнефть».
Разработана новая технология изготовления термоизолированных труб с глубокой вакуумной изоляцией. По своим характеристикам трубы не уступают зарубежным аналогам, а стоимость их значительно ниже, что говорит в пользу применения именно этих труб. Фактические потери тепла при закачке теплоносителя (горячей воды) с температурой на устье 260 С на глубину 1200 метров для новых труб составляют всего 17-23С. Это свидетельствует о том, что использование новых термоизолированных НКТ практически снимает ограничение применения тепловых методов по глубине залегания пластов. Рабочие характеристики термоизолированной НКТ ОАО «Удмуртнефть» имеют следующие значения: рабочая температура до 320С; рабочее давление до \6МПа\ потеря температуры на 1000 м до 27С; тип изоляции -экранно-вакуумный; условный проход - 0 38 .МЛІ; способ соединения - резьба НКМ-89; коэффициент теплопроводности покрытия - X = 0,075 Вт!м-К. Другой способ теплоизоляции НКТ был предложен американскими ракетчиками. Специалистами NASA был разработан специальный состав с очень низким коэффициентом теплопроводности Л = 0,001 Вт/м-К, который наносится на требуемую поверхность как краска. Рекомендуемые толщины нанесения этого состава составляют от 0,8 до 1,2 мм. Определение влияния того или иного типа теплоизоляции скважин не является прямым доказательством большей или меньшей эффективности теплоизолятора, относительно других методов. Проблема в том, что для конкретного месторождения неэффективным может оказаться сама технология теплового воздействия, по крайней мере, для месторождений с глубинами ниже 1000-1500 метров. Значение теплового сопротивления, вносимого определенной конструкцией скважины представленной на рис. 1.1.1, можно вычислить, решая обратную задачу, чем та, речь о которой шла в предыдущих параграфах этой главы, а именно по заданному распределению температуры по стволу скважины и закону теплообмена с окружающей средой определить значение коэффициента теплового сопротивления. Обратная задача решалась для следующих значений параметров теплоносителя: температура Т = 310С и сухость пара а = 0,7 на устье; тепловой режим окружающих пород задавался следующими значениями параметров: Г = 0,03 град/м, Ґ =30С на глубине Z =1500.M. Теплофизические параметры скважины и окружающих горных пород были определены из сопоставления расчетных и промысловых данных, приведенных в монографии (Кудинов В.И. (1998)). Решение задачи по закачке в скважину горячей воды позволило определить тепловое сопротивление скважины стандартной конструкции и окружающих пород: Сопоставление полученного результатах данными прямого расчета по формуле (1.2.2.1) и с использованием справочных данных (Григорьев И.С. (1991)) для коэффициентов теплопроводности основных элементов конструкции скважины показало удовлетворительные результаты.
Для значений коэффициентов теплопроводности стали Л]=Лз=40 Вт/м-С\ воды, заполняющей затрубное пространство Л.2=0,65 Вт/ м- Q ; цементного камня A =0,19 Вт/м-С и известняковых пород Лу=0,409 Вт/м-С тепловое сопротивление, рассчитанное по формуле (1.2.2.1), составляет: i?=l,966 м2-С/Вт. Удовлетворительное совпадение величин, полученных посредством прямого расчета по формуле (1.2.2.1) и из решения «обратной задачи» позволяет сделать вывод о правильности методики использованной для расчета движения двухфазного теплоносителя по стволу скважины. С целью более детальной проверки предложенной модели расчета теплопотерь при движении теплоносителя было проведено сопоставление полученного решения с экспериментальными данными по распределению температуры в стволе скважины при различных расходах теплоносителя (горячей воды) и различных температурах скважины на устье (Кудинов В.И. (1998)). Сопоставление, приведенное на рис. 1.2.2.1, показывает удовлетворительное совпадение расчетных и промысловых температур теплоносителя (горячей воды) на глубине скважины 1050 м. Для оценки эффективности применения теплоизолятора можно пойти двумя путями: определять глубину полной конденсации пара в потоке (а = 0) при различных значениях начального паросодержания, либо используя данные реального месторождения (в частности, глубину залегания продуктивных пластов), определять температуру, давление и паросодержание теплоносителя непосредственно у забоя, в зависимости от различных значений начального (устьевого) паросодержания. Понятно, что при паросодержании близком к нулю, или при забойном давлении ниже пластового, применение паротеплового воздействия не имеет смысла. В этом параграфе будет подробно рассмотрено влияние начального паросодержания на максимальную глубину проникновения пара или, говоря другими словами, глубину полной конденсации пара в закачиваемой в пласт пароводяной смеси. Для сравнения эффективности различных типов теплоизоляторов была проведена серия расчетов для определения глубины полной конденсации при различных значениях начального паросодержания теплоносителя (от 50 до 100%). При расчетах предполагалось что скважина имеет конструкцию представленную на рис. 1.1.1. Результаты расчетов представлены на рис. 1.3.1.1 для нетепл изолированных НКТ; на рис. 1.3.1.2 для теплоизолированных НКТ по технологии ОАО «Удмуртнефть»; на рис. 1.3.1.3 для НКТ с однослойной теплоизоляцией ThermoCoat (толщина слоя изоляционного покрытия h=0,8 мм); на рис. 1.3.1.4 для НКТ с двойной теплоизоляцией ThermoCoat (толщина слоя изоляционного покрытия h=l,2 мм). Расчеты проводились при
Интегральная модель эволюции теплового поля в призабойной зоне при пароциклическом воздействии
Несмотря на разнообразие известных тепловых методов добычи нефти, основой большинства из них является процесс вытеснения нефти паром или смесью горячей воды и пара. Именно этим обстоятельством определяется неослабевающее внимание, которое уделяется процессу паротеплового воздействия на нефтяные пласты (Боксерман А.А. (1975)). Основные трудности, с которыми приходится сталкиваться при его теоретическом исследовании (даже в случае решения одномерных задач), связаны с расчетом трехфазных течений воды, нефти, пара и учетом теплообмена пласта с окружающими породами. До последнего времени эти трудности оказывались непреодолимыми и детальное представление о структуре зоны вытеснения нефти паром в условиях взаимосвязанности процессов тепло- и массопереноса, сопровождающихся фазовыми переходами, отсутствовало. Основным подходом к анализу процессов вытеснения нефти паром было и по прежнему остается прямое численное моделирование (Coats К.Н. (1974)). Известные аналитические решения (Боксерман А.А. (1975); Зазовский А.Ф. (1986); Рубинштейн Л.И (1972); Yortsos Y.C. (1981); Marx J.W. (1959)) получены либо путем искусственного расщепления тепловой и гидродинамической задач, либо путем задания «жесткой» структуры вытеснения в виде последовательности характерных зон с дальнейшим удовлетворением балансовых интегральных соотношений на их границах (Зазовский А.Ф. (1986)). В настоящее время имеется большое число всевозможных моделей в области вытеснения высоковязкой нефти паром или смесью пара и горячей воды. Одна из них, предложенная автором, будет рассмотрена в этой главе. 2.2.1. Расчет максимальной зоны теплового воздействия и времени закачки теплоносителя при пароциклическом воздействии Для определения основных технологических параметров и эффективности пароциклического воздействия на призабойную зону скважин необходимо решить следующие задачи. Во-первых, рассчитать период закачки теплоносителя (пара) в пласт, определить распределение температуры в призабойной зоне и эффективные размеры зоны, охваченной тепловым воздействием. Во-вторых, решить задачу о паротепловой пропитке, т.е. прогнозировать скорость конденсации пара и всасывания нефти из «холодной» области пласта в прогретую зону. И, наконец, рассчитать степень повышения продуктивности скважины за счет разогрева нефти в призабойной зоне и закон падения дебита по мере охлаждения призабойной зоны потоком нефти из пласта. Моделирование и решение указанных задач является сложной научной проблемой, достаточно указать, что теория неизотермической трехфазной фильтрации с учетом фазовых переходов еще далека от своего завершения, а апробированных программ расчета этих процессов пока не существует.
Полученные решения и подходы являются в основном инженерными оценками, точность которых не велика (Боксерман А.А. В качестве таких инженерных оценок автором предлагается интегральный подход, основанный на суммарном тепловом балансе потоков теплоносителя через скважину, из пласта в окружающие породы, с учетом скрытой теплоты конденсации пара. Таким образом, предлагаемая модель является развитием подходов Маркса-Лонгенхейма Волека и Иортсоса. При этом основные положения о распределении температуры в призабойной зоне основаны на результатах научных исследований процесса вытеснения нефти паром (Федоров К.М. (1989); Зазовский А.Ф. (1986)). Процесс вытеснения нефти паром происходит в три этапа (Федоров К.М. (1989); Зазовский А.Ф. (1986)). На первом этапе формируется зона «парового плато», т.е. области фильтрации насыщенного пара и воды при температуре кипения. Температура этой области равна температуре насыщения при пластовом давлении. Пар при фильтрации отдает тепло пласту и частично конденсируется. Основная часть выделяющейся воды приобретает начальную температуру пласта и фильтруется перед фронтом конденсации. Когда сконденсированной воды в области парового плато становится достаточно большое количество, происходит остановка фронта конденсации и развитие зоны вытеснения нефти горячей водой и паром за стационарным фронтом конденсации. Температура сформированного таким образом фронта горячей воды быстро падает по мере продвижения вглубь пласта. Развитие и затухание процесса вытеснения нефти горячей водой составляет второй этап процесса. На заключительном этапе формируется стационарное тепловое поле в пласте, структура которого состоит из области парового плато, зоны вытеснения нефти горячей водой и газом и невозмущенной (при начальной температуре пласта) зоны в глубине пласта. Физический смысл формирования стационарного температурного поля в пласте заключается в следующем. По мере продвижения тепловых фронтов в глубь пласта растет площадь, с которой происходят теплопотери. На заключительном этапе темп закачки тепла с теплоносителем равен суммарным тепловым потерям из пласта в окружающие породы, т.е. пар, закачиваемый в пласт, фильтруется в пласте, конденсируется, сконденсированная вода охлаждается до пластовой за счет тепловых потерь в окружающие породы. Дальнейшая закачка теплоносителя в пласт неэффективна, так как не приводит к росту зоны прогрева (Федоров К.М. (2004)). Структура теплового поля представлена на рис. 2.2.1.1, где rs - текущая координата парогазового фронта; /у - радиус зоны максимального прогрева призабойной зоны; Т0 - начальная температура пласта и окружающих его пород. На этапе паротепловой пропитки тепловые потери из зоны парового плато также описываются формулой (2.2.1.2), но конденсация пара приводит к всасыванию нефти из «холодной» части пласта, т.е. радиус парового плато уменьшается. Будем считать, что процессы теплопередачи, конденсации, и всасывания нефти являются равновесными процессами.
В этом случае давление и температура в области парового плато не меняется, т.е. конденсация пара приводит к мгновенному всасыванию нефти, при котором давление и температура в зоне мгновенно выравнивается и компенсируется притоком нефти (Федоров К.М. (2004)). Конденсация пара в периоде паротепловой пропитки происходит за счет теплопотерь из зоны «парового плато» сопровождается также нагреванием «холодной» нефти, поступающей из зоны неохваченной тепловым воздействием (Федоров К.М. (2004)). В линейном приближении температура пласта при фильтрации через него жидкости распространяется в виде скачков температуры от 7 до То. Таким образом замещение пара нагретой нефтью приводит к тому, что ближайшая зона к скважине становится заполненной нефтью при температуре Ts. Определим из условий теплового баланса размеры этой зоны. Теплосодержание нагретой нефти в этой зоне равно: где г - подлежащий определению радиус зоны, заполненной нагретой нефтью с температурой Ts, Ro= тр0С0 — коэффициент темплосодержания нефти. Тепло, необходимое для нагрева нефти, отбирается у скелета пористой среды, приводя к уменьшению размеров прогретой зоны. Определим количество тепла, отобранного у скелета пласта: где Rr=(l-m)prCr+ mp0C0 - эффективный коэффициент теплосодержания насыщенной пористой породы. Тепловой баланс, выражаемый равенством (2.2.3.1) и (2.2.3.2), позволяет получить уравнение для определения радиуса зона, нагретой до температуры Ts и заполненной нефтью: Таким образом, на момент начала активного этапа циклического воздействия призабойная зона скважины имеет две области: зону, заполненную нефтью с температурой 7 с радиусом г , и зону также насыщенную нефтью при начальной пластовой температуре То- Расход жидкости в скважину с зональным изменением температуры аналогичен выражению для формулы Дюпюи с зональной неоднородностью, так как температура пласта определяет вязкость фильтрующейся жидкости: где pL — вязкость пластовой нефти, цЕ - вязкость нефти, нагретой до температуры Ts, к- абсолютная проницаемость пласта, гс — радиус контура питания скважины, Ар- депрессия в призабойной зоне пласта. Нетривиальность этой задачи заключается в том, что по мере фильтрации происходит охлаждение призабойной зоны. Это охлаждение при условии распространения тепла в пористой среде в виде скачков температуры (Федоров К.М. (1989)) проявляется в зависимости радиуса высокотемпературной зоны г, от времени. Скорость температурного скачка при фильтрации жидкости с расходом Q равна (Федоров К.М. (1989)):
Математическая модель периодического термополимерного воздействия на залежи высоковязких нефтей
Экспериментальные исследования по термополимерному воздействию проводились на насыпной слоисто-неоднородной модели пласта, состоящей из двух параллельно уложенных труб длиной 2 м, диаметром 0,028 м, заполненных кварцевым песком (Антониади Д.Г. (1995)). Обе трубы имели общий вход и выход. Фракционный состав песка для различных труб обеспечивал их различную проницаемость: кх =1,72-Ю-12 м1 и к2 = 0,25-Ю-12 м2 при к = кх/к2=6,9. Средняя пористость моделей составляла 0,34. В опытах моделировалась связанная вода, которая получалась путем насыщения пористой среды пластовой водой с последующим вытеснением ее исходной нефтью. Среднее значение остаточной нефтенасыщенности составляло 16-18%. В качестве исходной нефти использовалась дегазированная нефть месторождения Каражанбас. Вязкость нефти при t = 20C составляла 1065 мПа-с, плотность - 941 кг1мъ (Антониади Д.Г. (1995)). Опыты проводились при постоянной скорости фильтрации, соответствующей условиям приближенного моделирования. Исследовались влияние температуры, степени выработки пласта и объем оторочки полимерного раствора на эффективность процесса вытеснения. В экспериментах температура модели менялась не закачкой теплового агента, а термостатированием труб эмитирующих слоисто-неоднородный пласт. В первой серии были проведены опыты при температуре 33,90и150С. Вытеснение нефти из пласта осуществляли водой: пластовой при 33С, и дистиллированной при 90 и 150С. В опыте с температурой 33С моделировались условия вытеснения при естественном режиме на месторождении Каражанбас. При достижении обводненности извлекаемой продукции 96-98% (объем вытесняющего агента составлял два поровых объема) закачивали оторочку полимерного раствора, равную 0,23 от объема пор пласта, после чего вытеснение осуществляли дистиллированной водой. Концентрация полимерного раствора (полиакриламида) составляла 0,05%, вязкость — 4,6 мПа с. Результаты опытов показали, что при температуре 33 и 90 С получена высокая эффективность вытеснения нефти от закачки полимерного раствора. Абсолютное приращение коэффициента нефтеотдачи составляло, по сравнению с заводнением соответственно, 0,199 и 0,34. При температуре 150 С наблюдался процесс разрушения полимера. Деструкция полимера привела к падению эффективности до уровня соответствующего закачке воды.
Реакция на закачку оторочки полимерного раствора наблюдалась довольно быстро, при этом отмечался резкий рост давления нагнетания. Для оценки влияния размера оторочки полимерного раствора на эффективность вытеснения исследовались разные объемы оторочек: от 0,23 до 0,43 объема пор при температуре 90 С. Приращение нефтеотдачи составляло 0,198, т.е. такое же, как и при размере оторочки, равной 0,23 объема пор. Таким образом, эксперименты подтвердили, что размер оторочки, равной, 0,23 объема пор, является достаточным для данных условий вытеснения. Другая серия экспериментальных исследований была проведена на моделях пласта с различным соотношением проницаемости слоев: 6.9, 9.5 и 18.5 (Антониади Д.Г. (1995)). Исследования проводились при температуре 30С и одинаковом размере оторочки (0,23). Оторочку полимерного раствора закачивали после того, как обводненности извлекаемой продукции достигала 98-99%. Исследованием было установлено, что при отношении проницаемостей слоев, равной 6,9-9,5, закачка оторочки полимерного раствора с концентрацией 0,05% и размера 0,23 порового объема обеспечивает высокую эффективность процесса вытеснения. Конечная нефтеотдача достигала 0,73-0,76, а прирост нефтеотдачи, по сравнению с вытеснением только водой, составлял 20-21%. При отношении проницаемостей 18,5 получена очень низкая эффективность вытеснения, свидетельствующая о том, что при данных условиях параметры вытеснения не обеспечивают необходимого фактора сопротивления в более проницаемом слое. На втором этапе данного эксперимента (Антониади Д.Г. (1995)) в пласт закачали оторочку такого же объема, но с концентрацией полимерного раствора 1% (вязкость раствора при 20С равна 45,7 мПа-с), что позволило вытеснить нефть из менее проницаемого слоя. При этом конечная нефтеотдача составила 0.73, а прирост нефтеотдачи - 38,4%. Анализируя распределение подвижности потока, можно сказать, что при вытеснении нефти раствором полимера наблюдается устойчивый передний фронт довытеснения нефти оторочкой полимера. Анализ кривой подвижности в области заднего фронта оторочки полимера говорит о том, что он является неустойчивым (подвижность возрастает примерно в 20 раз). Распределение по пласту температуры, подвижности потока, концентрации полимера и водонасыщенности, при последовательной закачке в пласт 0.1 поровых объема горячей воды и 0.1 поровых объема раствора полимера на момент времени 0.2, приведено на рис. 3.3.2.4. По характеру распределения подвижности можно судить, что точно так же как и в случае закачки оторочки полимера, при закачке 0.1 поровых объема горячей воды и 0.1 поровых объема раствора полимера наблюдается устойчивый передний фронт довытеснения нефти оторочкой полимера.
Задний фронт оторочки полимера, является неустойчивым (подвижность возрастает примерно в 20 раз). Фронт вытеснения нефти водой можно считать устойчивым, подвижность меняется в 1,5 раза. Таким образом, в ходе исследования установлено, что 1) оптимальным является дробление закачиваемых реагентов на 6 чередующихся оторочек; 2) оптимальным соотношением объемов закачиваемых реагентов является равное количество горячей воды и раствора полимера; 3) дробление закачиваемых реагентов на оторочки позволяет сделать задний фронт вытеснения более устойчивым, за счет растягивания области увеличения подвижности; 4) изменение концентрации полимера от оторочки к оторочке, практически не меняет устойчивости процесса вытеснения нефти. На основании проведенных исследований можно сделать вывод, что технология периодического термополимерного воздействия в целом не дает существенного выигрыша в динамике процесса нефтеизвлечения, по сравнению с термополимерным заводнением, но позволяет улучшить соотношение подвижностей флюидов и снизить неустойчивость процесса вытеснения. С целью определения влияния закачки оторочки полимера на более ранней стадии выработки пласта в моделируемый пласт закачивали 0,5 поровых объемов воды, а затем оторочку 0,5%-ного полимерного раствора и далее продолжали вытеснение дистиллированной водой. Конечная нефтеотдача при этом так же составила 0,73. Таким образом, из приведенных исследований следует, что применение термополимерного заводнения при добыче высоковязких нефтей, из слоисто-неоднородного пласта наиболее эффективно до температуры 90С, так как при более высоких температурах полимер разлагается и его применение не сказывается на увеличение нефтеотдачи. При невысокой неоднородности пласта размер оторочки 0.23 поровых объема пласта с концентрацией полимера 0.05% позволяет повысить нефтеотдачу на 15-20% дальнейший рост размеров оторочки не повышает эффективность процесса. При высокой степени неоднородности концентрация раствора полимера должна быть увеличена. Интересен опыт применения термополимерного воздействия на месторождении Каражанбас (Антониади Д.Г. (1995)). Технология осуществлялась в три этапа. Первый этап - создание оторочки раствора полимера, второй этап - создание тепловой оторочки теплоносителем (пароводяная смесь), третий этап - проталкивание тепловой оторочки ненагретой водой. Целью технологии являлось увеличение охвата слоисто-неоднородного коллектора воздействием за счет выравнивания фильтрационных сопротивлений разнопроницаемых пропластков в результате действия фактора остаточного сопротивления. В продуктивный пласт был закачан раствор полиакриламида марки РДА-10-20, приготовленный на пресной воде. Массовое содержание полиакриламида (ПАА) в воде равнялось 0,2%. Перед началом процесса нагнетания раствора полиакриламида диапазон изменения дебитов добывающих скважин составлял преимущественно 0,3-0,9 т/сут.
Влияние количества и соотношения объемов оторочек на коэффициент нефтеизвлечения
При вытеснении высоковязкой нефти главной проблемой является неустойчивость процесса, т.е. эффективность тепловых методов и, в том числе, периодического термополимерного воздействия определяется как динамикой процесса нефтеизвлечения, так и устойчивостью процесса вытеснения нефти, что является предметом исследования данного параграфа. С этой целью, был проведен ряд численных экспериментов по варьированию размеров объемов оторочек теплоносителя и раствора полимера. Исследовался так же порядок закачки реагентов и дробление объемов закачиваемых флюидов на несколько оторочек. Проанализирована роль изменения концентрации в чередующихся оторочках раствора полимера на устойчивость процесса нефтеизвлечения. Все расчеты проводились для пласта со следующими характеристиками: пластовая температура - 30С; мощность нефтенасыщенных пород — 40 м\ пористость - 0,2; объемный расход скважины - 0,0023 м /с; коэффициент теплопередачи - 1,5 Вт/(м -К); вязкость нефти при пластовых условиях — 100 мПа-с; вязкость воды - 1 сПз\ температура нагнетаемого теплоносителя 300 С; радиус скважины — ОД л«; радиус контура питания - 250 м; константа адсорбции Генри - 0,1; остаточная нефтенасыщенность - 0,3; остаточная водонасыщенность 0,2. 3.3.1. Влияние количества о соотношения объемов оторочек на коэффициент нефтеизвлечения Для анализа роли механизмов теплового и полимерного воздействия первоначально были проведены исследования распространения температурного поля по пласту со временем в процессе закачки в него теплоносителя (горячей воды). Результаты расчетов представлены на рис. 3.3.1.1. Анализ кривых, представленных на рис. 3.3.1.1, показывает, что с некоторого момента времени (г = 0.44) наблюдается стационарное распределение температуры (жирная кривая). С этого момента тепло закачиваемое в пласт с теплоносителем, равно интегральным тепловым потерям из пласта в окружающие породы, таким образом прогревается не весь пласт, а лишь его небольшая часть. Отсюда можно сделать вывод, что увеличение объемов закачки теплоносителя более 0.1 порового объема, не приводит к увеличению теплового охвата пласта. Подобные результаты получены в исследованиях Д.Г. Антониади (1995) и К.М. Федоров (1989).
В качестве характеристики вытеснения удобно использовать величину текущего коэффициента вытеснения нефти, который определяется как доля вытесненной нефти на текущий момент времени по отношению к нефти, содержащейся первоначально в пористой среде: На рис. 3.3.1.2. приведена динамика процесса вытеснения нефти при закачке холодной воды (кривая 2), горячей воды (кривая 2), оторочки (0.1 поровых объема) раствора полимера (кривая 1), 0.1 поровых объема оторочки полимера и 0.1 поровых объема горячей воды (кривая 1). Динамика вытеснения нефти холодной и горячей водой дает практически идентичные результаты (кривая 2). Результаты закачки оторочки раствора полимера (0.1 поровых объема) и последовательной закачки 0.1 поровых объема раствора полимера и 0.1 поровых объема горячей воды дают совпадающие результаты (кривая 1). Кривая 3 построена для случая закачки 2 оторочек: 0.1 поровых объема горячей воды и 0.1 поровых объема раствора полимера. Близкая динамика процессов вытеснения нефти холодной и горячей водой, а так же оторочкой полимера и горячей воды перед ней объясняется тем, что основной вклад в процесс вытеснения нефти вносит оторочка полимера, поскольку (как было показано на рис. 3.3.1.1) тепло, закачиваемое в пласт с горячей водой, за счет интенсивных теплопотерь прогревает лишь призабойную зону. Таким образом, роль тепловых оторочек сводится лишь к снижению фильтрационных сопротивлений призабойной зоны при закачке полимера. Кривая 2 (рис. 3.3.1.2) показывает, что при нагнетании в пласт холодной и горячей воды ее прорыв наступает в момент безразмерного времени равный 0.21 и на момент прокачки одного порового объема ему соответствует конечная нефтеотдача 0.49. При закачке оторочки (0.1 поровых объема) раствора полимера, а так же 0.1 поровых объема раствора полимера и 0.1 поровых объема горячей воды (рис. 3.3.1.2 кривая 1) прорыв воды наступает в момент времени 0.27, конечная нефтеотдача равна 0.6. При закачке 0.1 поровых объема горячей воды и 0.1 поровых объема раствора полимера наблюдается незначительное улучшение динамики вытеснения нефти, что так же объясняется снижением фильтрационного сопротивления за счет разогрева призабойной зоны, оторочкой горячей воды. На рис 3.3.1.3 приведено сопоставление расчетных данных по закачке в пласт оторочки раствора полимера (0.1 поровых объема) с аналитическим решением, полученным В.М. Битовым и М. С. Полищуком (Ентов В.М. (1989)). Анализ кривых показывает, что численное решение задачи приводит к небольшому размыванию скачков концентрации и водонасыщенности. При измельчении шага по времени численное решение стремится к аналитическому. Таким образом, удовлетворительное совпадение расчетных данных и аналитического решения говорит о том, что выбранный численный метод позволяет достаточно хорошо описывать как «сильные» так и «контактные» разрывы. Далее рассматриваются результаты периодического термополимерного воздействия. На рис. закачиваемого теплоносителя и раствора полимера на динамику процесса вытеснения нефти при фиксированных суммарных объемах закачки равных 0.1 поровых объема для того и другого флюида.
Кривые нефтеотдачи для случая закачки 0.1 поровых объема горячей воды и 0.1 поровых объема раствора полимера разбитых на 3, 5 и 10 оторочек совпадают. Это говорит о том, что дальнейшее (выше 3) дробление не целесообразно, поскольку не приводит к заметным изменениям результатов. Влияние соотношения объемов оторочек закачиваемых реагентов, на динамику вытеснения нефти, при фиксированном количестве разбиения этих оторочек равном 3, приведено на рис. 3.3.1.5. Кривая 1 соответствует последовательной закачке 0.3 поровых объема горячей воды и 0.1 поровых объема раствора полимера. Кривая 2 приведена для случая последовательной закачки 0Л поровых объема горячей воды и 0.3 поровых объема раствора полимера. Кривая 3 соответствует последовательной закачке 0.2 поровых объема горячей воды и 0.2 поровых объема раствора полимера. Анализ кривых (рис. 3.3.1.5) показывает, что по соотношению динамика — конечная нефтеотдача, предпочтительным является вариант закачки равного соотношения объемов закачиваемых реагентов. Для дополнительной оценки эффективности периодического термополимерного воздействия за счет изменения подвижности фильтрационного потока, при варьировании перечисленных выше технологических параметров введем понятие подвижности потока. Подвижностью называется сумма отношений фазовых проницаемостей и вязкостей фильтрующихся жидкостей (Баренблатт Г.И. (1984)): Отношение подвижностей перед фронтом вытеснения (/Г) и за ним (Я") называется соотношением подвижностей (Ае/): Теоретический анализ показал: если Ле/ 1, то есть подвижность флюида перед фронтом вытеснения выше, чем подвижность за ним, то вытеснение устойчивое, если Ае/ 1 то процесс вытеснения неустойчив, что ведет к образованию языков вытесняющей жидкости и ее раннему прорыву в добывающую скважину. Экспериментами установлено (Юркив Н.И. (1994)), что соотношение подвижностей равное 5 еще можно считать устойчивым, поскольку в этом случае не наблюдается интенсивного языкообразования, а, следовательно, и быстрого прорыва воды к добывающим скважинам. Для оценки устойчивости процесса вытеснения был проведен ряд численных экспериментов, результаты этих исследований представлены ниже. На рис. 3.3.2.1 приведено распределение подвижности потока по пласту для процесса вытеснения нефти холодной водой, на момент безразмерного времени 0.2.
