Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Обзор состояния методов воздействия и технических средств при освоении нефтяных и битумных месторождений 10
1.1. Интенсификация добычи нефти за счет воздействия на продуктивный пласт и призабойную зону 11
1.2. Особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений 17
1.3. Механизм паротеплового воздействия на продуктивный пласт 30
1.4. Воздействие волнового поля на насыщенную пористую среду 36
1.5. Технические средства генерации колебаний давления 48
1.5.1. Описание устройств на основе генерации колебаний давления 49
1.5.2. Излучатель для генерации в потоке несжимаемой жидкости колебаний давления высокой частоты 56
Выводы 58
Глава 2. Анализ факторов, определяющих режим волнового воздействия 60
2.1. Теоретическое исследование и разработка математической модели процесса распространения упругих волн в скважине 61
2.2. Описание экспериментальной установки 77
2.3. Методика и программа проведения эксперимента 80
2.4. Экспериментальное исследование и сопоставление результатов с данными теоретического исследовании 84
Выводы 94
Глава 3. Исследование процесса интегрированного воздействия на продуктивный пласт в условиях горизонтальных скважин 95
3.1. Исследование механизма тепловолнового воздействия на продуктивный пласт 96
3.2. Модель процесса тепловолнового воздействия на продуктивный пласт при применении горизонтальной скважины 104
3.3. Определение оптимальной протяженности горизонтального участка скважины. 113
Выводы 120
Глава 4. Выбор режима тепловолнового воздействия в условиях горизонтальных скважин 121
4.1. Алгоритм расчета технологических параметров 122
4.2. Сравнение теплового и тепловолнового воздействия применительно к Мордово-Кармальскому месторождению 124
4.3. Рекомендации по обеспечению максимального эффекта тепловолнового эффекта на пласт 130
Выводы 131
Заключение 132
Библиографический список 135
- Особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений
- Экспериментальное исследование и сопоставление результатов с данными теоретического исследовании
- Модель процесса тепловолнового воздействия на продуктивный пласт при применении горизонтальной скважины
- Сравнение теплового и тепловолнового воздействия применительно к Мордово-Кармальскому месторождению
Введение к работе
Актуальность работы.
Длительная и интенсивная разработка месторождений привела к постепенному истощению активных запасов углеводородов, что послужило причиной начавшегося с конца 70-х гг. падения добычи нефти. Возникла также необходимость в новых технологиях, которые позволили бы снизить обводненность скважин и интенсифицировать разработку нефтяных пластов, в том числе - малопроницаемых и истощенных.
В представленной работе предложен метод интегрированного тепловолнового воздействия на продуктивный пласт, предназначенный для применения совместно с горизонтальными скважинами, с целью интенсификации процесса добычи нефти и повышения полноты извлечения ее из недр, особенно -высоковязкой нефти (ВВН) и природных битумов (ПБ). Применение метода интегрированного воздействия обусловлено также необходимостью кардинального снижения энергетических затрат и интенсификации процессов тепломассобмена в пласте, в итоге - обеспечения рентабельности процесса добычи углеводородов.
Основоположником применения горизонтальных скважин (ГС) при разработке нефтяных месторождений является Ренни Л. (Renney L.). Среди отечественных специалистов пионером признан Григорян A.M. Вопросами использования тепловых и волновых методов воздействия занимались многие ученые нашей страны: Вахитов Г.Г., Сургучев М.Л., Кузнецов О.Л., Антониади Д.Г., Дыбленко В.П. и другие. В настоящее время активное участие в развитии этих технологий принимают следующие организации: ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», «ВНИИнефть», Министерство экологии и природных ресурсов Республики Татарстан, Shell (США), «Elf Aquitaine» (Франция), «Otix Energy» (США) и т.д. Тепловолновое воздействие на продуктивный пласт представляет собой современный подход к решению задач повышения энергетических и экономических показателей. Оптимальный вариант подобного воздействия на пласт - применение его в сочетании с горизонтальными скважинами.
Цель диссертационной работы. Увеличение дебита скважин и повышение полноты извлечения углеводородов из недр за счет интенсификации процессов тепломассообмена, фильтрации флюидов в пласте и увеличения охвата его.
Направление исследований.
- исследование механизма тепловолнового воздействия на процессы в продуктивном пласте в условиях горизонтальных скважин;
- математическое моделирование процесса переноса энергии упругих волн в системе «пласт-скважина»;
- разработка и создание экспериментального стенда;
- экспериментальное исследование процесса распространения энергии упругих волн в скважине, являющейся источником тепловой энергии;
- исследование тепловолнового воздействия на продуктивный пласт и выбор параметров горизонтальной скважины;
- разработка алгоритма выбора технологических параметров и рекомендаций по обеспечению максимального эффекта тепловолнового воздействия на продуктивный пласт в условиях горизонтальных скважин.
Достоверность и обоснованность результатов.
Решение задач базируется на фундаментальных основах теплообмена, гидродинамики, теории колебаний и математического моделирования. Достоверность полученных результатов обусловлена корректностью разработанных математических моделей и адекватностью их реальным процессам; подтверждается качественным совпадением теоретических результатов с экспериментальными данными, а также малой погрешностью измерений.
В первой главе дан обзор основных работ в области теоретических и экспериментальных исследований методов воздействия и технических средств при освоении нефтяных и битумных месторождений, в том числе, и в условиях горизонтальных скважин.
Вторая глава посвящена теоретическому и экспериментальному исследованию амплитудно-частотных характеристик потока теплоносителя в перфорированной обсадной колонне скважины. Сформулированы задачи экспериментального исследования. Дано описание экспериментального стенда для исследования процесса переноса энергии упругих волн в скважине, методики проведения исследований и обработки экспериментальных данных.
В третьей главе диссертации представлено исследование интегрированного тепловолнового воздействия на пласт. Предложена модель процесса воздействия на пласт управляемыми волновыми и тепловыми полями, что позволяет максимально повысить нефтеотдачу пластов, а также интенсифицировать процесс добычи углеводородного сырья.
В четвертой главе представлен разработанный алгоритм расчета технологических параметров, позволяющий оценить эффективность интегрированного тепловолнового воздействия на продуктивный пласт. Предлагаются рекомендации по обеспечению максимального эффекта тепловолнового воздействия на продуктивный пласт.
На защиту выносятся:
1. Модель механизма тепловолнового воздействия на продуктивный пласт в условиях горизонтальной скважины.
2. Математическая модель процесса переноса энергии упругих волн в скважине.
3. Физическая модель перфорированной обсадной колонны скважины.
4. Результаты экспериментального исследования амплитудно-частотных характеристик потока теплоносителя на участке перфорированной обсадной колонны скважины.
5. Модель процесса тепловолного воздействия на продуктивный пласт в условиях горизонтальной скважины.
6. Метод определения оптимальной протяженности горизонтального участка скважины при тепловолновом воздействии на пласт.
7. Алгоритм расчета технологических параметров и рекомендации по обеспечению максимального эффекта тепловолнового воздействия на продуктивный пласт в условиях горизонтальных скважин.
Основное содержание диссертации опубликовано в 17 печатных работах, в том числе в центральных изданиях и в трудах международных и всероссийских симпозиумов и конференций.
Личный вклад автора в работу.
Основные результаты диссертации получены автором под руководством д.т.н. Кравцова Я.И. Диссертантом разработана методика и экспериментальный стенд для исследования частотных характеристик обсадной колонны скважины. Им установлен механизм и разработана математическая модель процесса переноса энергии упругих волн в скважине, методика установления оптимальной длины горизонтальной скважины, а также определения оптимального режима тепловолнового воздействия на продуктивный пласт при разработке месторождений с помощью горизонтальных скважин. Диссертантом разработаны алгоритм выбора технологических параметров и рекомендации по обеспечению максимального эффекта тепловолнового воздействия на пласт.
Работа выполнена в рамках грантов Российского фонда фундаментальных исследований (№ 06-08-01398-а, № 03-02-17279; № 04-02-08096 «офи-а), грантов Президента Российской Федерации для ведущих научных школ (НШ РИ -112/001/222; ВНШ - 8574.2006.8), а также ФАНИ(гос. контр. № 02.515.11.5069).
Особенности применения горизонтальных скважин при разработке нефтяных месторождений
Первые одноствольные (ГС) и многоствольные горизонтальные скважины (МГС) были пробурены в России еще в начале 50-х годов прошлого столетия. Одним из основоположников и инициаторов бурения МГС является Григорян A.M. [47]. Однако бурение этих скважин в промышленных масштабах стало осуществляться только с 90-х годов прошлого столетия. Ведущие зарубежные сервисные компании располагают сегодня необходимыми технологиями и оборудованием для многозабойного бурения, что создает предпосылки для ее широкого распространения. Технология строительства многоствольных скважин, основанная на отечественном опыте, получает широкое распространение и в ряде российских нефтяных компаний — ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз» и ДР Основоположником применения горизонтальных скважин (ГС) в разработке нефтяных месторождений считается Ренни Л. (Renney L.). Среди отечественных специалистов инициатором в этой области считается Григорян A.M. [46-47]. Отличие результатов применения горизонтальных и вертикальных скважин (ВС), как указывает Ренни Л. [45], в том, что вертикальная скважина может только пересечь толщу пласта, и, таким образом, дренирующая поверхность будет сравнительно невелика. Основное отличие результатов применения горизонтальных и вертикальных скважин Ренни Л. показывает на следующем примере [45]: вертикальная скважина может только пересечь толщу пласта, и, таким образом, дренирующая поверхность будет сравнительно невелика. Так, 6-дюймовая скважина, пройдя 6,0 м по пласту, дает дренирующую поверхность около 1,7 м2. Горизонтальная скважина того же диаметра, длиной 900 м, обнажит 255 м . нефтяной породы или, иначе говоря, по величине дренирующей поверхности такая горизонтальная скважина заменит 150 вертикальных скважин. Если же пробурить не одну, а несколько горизонтальных скважин по радиальным направлениям, то дренирующая поверхность возрастет многократно.
С гидродинамической точки зрения увеличение свободной поверхности дренажа имеет следующее преимущество: среднее расстояние, которое нефть должна пройти по породе до поступления в скважину, сокращается. Непосредственным результатом этого сокращения пути является более быстрый дренаж и большая отдача пласта. Когда месторождение эксплуатируется рядом вертикальных скважин, расположенных на известном расстоянии одна от другой, то пласт в непосредственной близости к скважинам может быть совершенно дренирован, в то время как в более удаленной части пласта нефти останется довольно много. Поэтому для хорошего дренажа пласта нужно бурить очень много вертикальных скважин. Но бурение вертикальных скважин стоит дорого, и поэтому промысловые работники стараются найти экономически наиболее выгодное соотношение между стоимостью бурения и суммарной добычей месторождения. Примечателен тот факт, что основоположники горизонтального и многозабойного бурения скважин - Ренни Л. и Григорян A.M. - сразу обратили внимание на эффективность и экономическую сторону их метода разработки месторождений; при этом они рассматривали его, прежде всего, как вторичный метод, который целесообразно применять к старым, истощенным залежам. Вместе с тем Ренни Л. подчеркивал, что польза от применения горизонтального бурения, как и других методов, должна быть "в каждом отдельном случае обоснована предварительными техническими обследованиями на месте, причем должны быть полностью приняты во внимание экономические соображения" [45]. Это положение остается актуальным и в настоящее время.
По некоторым данным, около 35%, а по другим - 20% пробуренных в мире ГС оказались экономически нерентабельными. По данным работы [63] ожидаемую эффективность ГС подтверждают только в 54% случаев. Для российских условий тезис о возможности перевода экономически нерентабельных запасов нефти в рентабельное применением горизонтальной технологии осложняется высокой стоимостью ГС по сравнению с вертикальными при неудовлетворительной конструкции их забоя, некачественном вскрытии и освоении [86]. В 1990 г. компания Shell, проанализировав все пробуренные ГС, показала, что около 50% из них оказались "весьма эффективными", а вторая половина распределилась между "неэффективными" и теми, по которым "еще рано давать оценку". Известны данные по ГС, пробуренным в 1983 г. Из них лишь 78% были продуктивны, а еще меньшая доля была рентабельной. В работе [10] приведен анализ эффективности более 1300 ГС, пробуренных на 230 нефтяных месторождениях мира. В качестве показателя эффективности принят коэффициент увеличения продуктивности (КУП), представляющий отношение продуктивности ГС к продуктивности ВС. Обобщение результатов анализа этих распределений приводится в работе [49]. Важнейший результат этого обобщения заключается в том, что распределение КУП подчиняется логнормальному закону распределения случайных величин с соответствующими характеристиками. Это объясняется тем, что фильтрационные параметры пласта также являются случайными величинами, описываемыми логнормальным законом. Следовательно, не правомочно и ожидать высокой эффективности каждой ГС. Пробуренные ГС по их эффективности будут подчиняться закону распределения фильтрационных параметров разбуриваемого месторождения.
Выше приведенный анализ [49] касался только одной величины -коэффициента увеличения продуктивности горизонтальных скважин. Экономические факторы, влияющие на рентабельность применения горизонтальной технологии, не рассматривались. Как известно, месторождения Татарстана характеризуются многопластовостью, в их разрезе представлены осадочные образования девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. По критериям применимости горизонтальных скважин наиболее подходящими объектами на месторождениях Татарстана считаются карбонатные отложения турнейского и башкирского ярусов. Они характеризуются наибольшей нефтенасыщенной толщиной, низкой проницаемостью и соответственно низкими дебитами скважин. Именно на этих отложениях, главным образом, с 1992 г. в АО "Татнефть" было продолжено бурение горизонтальных скважин [94]. Для повышения аргументированности прогноза эффективности проектных горизонтальных скважин следует также анализировать распределения по продуктивности уже пробуренных вертикальных скважин и определить характеристики этих распределений. Одно очевидно, что в условиях неоднородных пластов (залежей, месторождений) будут неоднородны и результаты бурения ГС. Такой анализ требует выполнения специальных исследований. Анализ информации об опытных данных по разработке нефтяных месторождений горизонтальными скважинами, а также по применению комбинированного воздействия на пласт в условиях горизонтальных скважин с 1970 г. позволил сделать следующее заключение: - примерно 80% информации посвящено вопросам бурения ГС и результатам их эксплуатации без всякого воздействия на пласт [24, 32, 45, 47, 65, 74,87, 116, 131]; - примерно 10% информации отражают результаты, полученные при воздействии на пласт тяжелой нефти или битума в условиях ГС каким-то единичным фактором, например, разбавителем (месторождение пояса Ориноко в Венесуэле [24] или за счет нагнетания пара (месторождения высоковязкой и битуминозной нефти в Канаде [48] и на Мордово Кармальском месторождении в Татарстане [15]; - примерно 8% информации посвящено теоретическим исследованиям влияния различных условий и конструкции ГС на ее продуктивность и перспективы ее применения [46, 86, 75, 118, 119, 122]; - около 2% информации посвящено экспериментальным стендовым исследованиям комбинированного воздействия на пласт (тепловое + волновое воздействие) [27- 28, 106].
Экспериментальное исследование и сопоставление результатов с данными теоретического исследовании
Производится расчет частоты собственных колебаний /0 и добротности Q. Значение частоты колебаний, на котором достигается максимальное значение амплитуды, является частотой собственных колебаний — резонансной частотой. Типичный график резонансной кривой колебательной системы представлен на рис. 2.17 Значение добротности определяется по формуле: Q-fo/df, где df— ширина резонансной кривой. контура) Указанная кривая получена для следующего варианта сборки обсадной колонны: длина перфорированной обсадной колонны - 1,5 м; длина перфорационного отверстия - 0,08 м; внутренний диаметр перфорационного отверстия - 0,025 м. Пик на частоте 50 Гц наблюдался в каждом варианте сборки экспериментальной установки и характеризует приборные и промышленные шумы. При обработке он не учитывался. Анализ спектра колебаний производится с помощью программ Cool Edit Pro и Excel. В таблице 2.3 представлены экспериментальные значения частоты собственных колебаний обсадной колонны. Варьировались геометрические параметры обсадной колонны: длина обсадной колонны от 0,5 м до 3 м с шагом 0,5 м, длина и диаметр перфорационных отверстий. Зависимости частоты собственных колебаний столба жидкости в перфорированной обсадной колонне fo от геометрических характеристик перфорационных отверстий представлены на рисунках 2.18 - 2.24. Анализ полученных результатов проведенных испытаний, представленные в таблице 2.3 и графиках на рисунках 2.18 - 2.24 показывает, что частота собственных колебаний обсадной колонны не зависит от длины обсадной колонны. Зависимость частоты собственных колебаний обсадной колонны от количества перфорационных отверстий на единицу длины колонны представлена на рисунках 2.25 и 2.26. Уменьшение числа перфорационных отверстий за счет размещения в них заглушек приводит к изменению частоты собственных колебаний.
Так при увеличении числа отверстий на единицу длины колонны от 3 до 18 происходит увеличение частоты собственных колебаний (рис. 2.26-2.27). При этом частота собственных колебаний колонны пропорциональна квадратному корню от относительного числа перфорационных отверстий. Полученные результаты свидетельствуют о том, что значение частоты собственных колебаний, полученных экспериментально, выше теоретических значений, рассчитанных по ранее полученному соотношению(2.32, 2.33). Причем коэффициент, на который они отличаются, остается практически постоянным, не зависящим от различных геометрических параметров обсадной колонны. Зависимость добротности исследуемой акустической системы от геометрических параметров и частоты собственных колебаний обсадной колонны представлены на рисунках с помощью программы Surfer 2.27 и 2.28. Представленные в виде изолиний зависимости добротности акустической системы от параметров свидетельствуют, что увеличение добротности происходит при увеличении относительной длины перфорационных отверстий (Vd). Анализ рисунка 2.28 показывает, что добротность возрастает с уменьшением как частоты собственных колебаний обсадной колонны, так и ее длины. На рисунках 2.29 и 2.30 проведено сравнение экспериментальных и теоретических данных по частоте собственных колебаний колонны и добротности системы. Корреляция полученных теоретически и экспериментально данных свидетельствуют об адекватности полученной ранее математической модели процесса переноса энергии упругих волн в обсадной колонне скважины.
Анализ полученных выражений (2.32) и (2.33) свидетельствует о том, что длина волны не зависит от свойств среды, а определяется только геометрическими параметрами и скоростью звука. Поэтому, эти выражения можно использовать для исследования других теплоносителей. 1) Разработана математическая модель процесса распространения упругих волн в скважине. Получены соотношения, определяющие взаимосвязь частоты собственных колебаний обсадной колонны и добротности акустической системы при заданных геометрических характеристиках тракта и свойствах среды. 2) Разработана и создана экспериментальная установка для исследования волновых процессов в скважине. 3) Экспериментально установлено, что скважина ведет себя как акустический резонатор, способствующий увеличению амплитуды возбуждаемых колебаний на частотах, близких к частоте собственных колебаний. Выявлено также, что энергия колебаний на других частотах поглощается. 4) Выявлена корреляция между теоретическими и экспериментальными данными, которая подтвердила адекватность разработанной математической модели.
Модель процесса тепловолнового воздействия на продуктивный пласт при применении горизонтальной скважины
При реализации технологии добычи природных битумов с применением паротеплового воздействия на пласт необходимо знание следующих параметров: количество теплоты, затраченной на прогрев пласта заданного объема; тепловую мощность установки, применяемую для этих целей; время прогрева пласта. Перечень исходных данных, необходимый при определении указанных выше показателей: начальное и среднее значения температуры, достигаемые в процессе нагрева; геофизические и теплофизические свойства породы скелета пласта; теплофизические свойства пластовой жидкости; термодинамические условия в пласте до начала его прогрева; характеристика горизонтальных скважин. При моделировании тепловолнового воздействия на продуктивный пласт в перечень исследуемых геологических, теплофизических и гидродинамических характеристик входят: глубина залегания и толщина пласта, распределение пористости по толщине и простиранию пласта, распределение диаметра пор по объему пласта, состав пород, их физические и теплофизические свойства, состав пластовой жидкости и ее теплофизические характеристики, а также начальные термодинамические условия в пласте (температура, давление) [37]. Процессы теплообмена в пористых средах при наличии фильтрации сложны и изучены недостаточно, хотя им посвящены многочисленные работы [28, 106, 109]. Сложность состоит в том, что дифференциальные уравнения гидродинамики и теплообмена, используемые в математических моделях, являются приближенными, также, как и начальные и краевые условиями, что приводит к некорректным результатам.
В то же время, в работах [67, 69] показано, что такие сложные задачи можно решать сравнительно просто и с точностью, достаточной для практических целей, используя полуэмпирические подходы. Теплофизические свойства пласта влияют на распределение тепловых потоков и поле температур в породе и пластовой жидкости. К этим свойствам относятся: удельная теплоемкость, коэффициент теплопроводности, плотность, а для жидкостей — еще и коэффициент динамической вязкости. Свойства жидкостей определяются по справочнику [26], свойства горных пород - по работам [103]. Упруго-пластические свойства нефтяного битума исследованы также в работе [82]. Необходимо отметить, что среди тепло физических свойств нефтей и, особенно, битумов наиболее сильную температурную зависимость имеет коэффициент динамической вязкости. Так, при изменении температуры от 20 до 200С вязкость может уменьшиться в тысячи раз. С этих позиций тепловые методы воздействия при добыче высоковязких нефтей и природных битумов являются оправданными. Физико-механические свойства породы активно влияют волновые процессы, в том числе на диссипацию энергии, коэффициенты затухания и т.д. Численные значения указанных параметров для горных пород приведены в справочнике [82]. Частота колебаний волнового процесса также влияет на затухание волн. Как показано в работе [67], средняя температура прогреваемого пласта определяется такими параметрами теплоносителя, как теплофизических свойств и приемистости пласта: где t - средняя температура прогреваемого пласта; 0 - начальная температура пласта; г - температура теплоносителя на входе в пласт; x - сухость конденсирующегося пара в процессе теплообмена (для теплоносителя с неизменным агрегатным состоянием, х=0); - теплота конденсации; С т - теплоемкость теплоносителя; Л - постоянная, зависящая от теплофизических свойств пласта и пластовой жидкости; Н - толщина пласта; - погонная приемистость пласта;
С точки зрения теплообмена горизонтальная скважина, к которой подводится теплота, представляет собой уложенный в грунте теплопровод, от которого теплота передается пласту. В работе [67] приведены эмпирические формулы, позволяющие определить количество теплоты и время нагрева до установления стационарного процесса. Используя метод расчета процесса теплообмена, предложенный в работе [66], а также результаты опытно-промышленной эксплуатации горизонтальных скважин при закачке водяного пара можно определить значения коэффициентов в эмпирических зависимостях, пригодных для указанных условий. Количество теплоты, необходимое для прогрева пласта до средней температуры, находится с помощью зависимости: где - количество теплоты;
Сравнение теплового и тепловолнового воздействия применительно к Мордово-Кармальскому месторождению
Согласно разработанному алгоритму проводится расчет технологических параметров: 1. На первом этапе вводим геолого-физические характеристики Мордово-Кармальского месторождения, а именно [103, 117]: 1) характеристику битумонасыщенного пласта: - глубина залегания пласта: Y = 90-100 м; - толщина пласта (по вертикали) в среднем: Н = 10 м; - пористость: m = 0,33; - распределение диаметра пор: dmin=:0,02 мм ; dmax = 0,04 мм; -состав пород: известняки, песчаники плотные и рыхлые; 2) Теплофизические свойства породы : - плотность: рп =2570 кг/м3; - теплоемкость: сп =0,83кДж/(кг-К); - теплопроводность: Х„ =1,22 Вт/(м-К); - скорость звука в песчанике: С„ =4280 м/с; - коэффициент затухания: ап = 0,0322 м"1. 3) Теплофизические свойства битума: - плотность при 20С: рж =960 кг/м"5; - теплоемкость: сж =2,0 кДж/(кг-К); - теплопроводность: Х =0,117 Вт/(м-К); - скорость звука в битуме: Сж =1300 м/с; 4) Начальные термодинамические условия в пласте: - температура: t0= 8 С; - давление: Р0= 0,5 МПа; - погонная приемистость пласта: q = 0,022кг/(с-м); - проницаемость пласта ко= 0,5 мкм2. 5) Технологические параметры рабочего агента (пар): - теплоноситель - влажный водяной пар при температуре t/r= 250 С; - сухость пара: х = 0,1; - теплота конденсации пара: при tT= 250 С: AJ= 1715,3 кДж/кг; - скорость звука в среде (пар): с = 450 м/с. 6) Геометрические параметры горизонтальной скважины: - длина горизонтальной части ствола скважины 1 = 100 м; - диаметр скважины dc = 2rc = 0,2 м; - количество перфорационных отверстий на единицу длины скважины, n0 = 5; - длина перфорационного отверстия: 10= 0,1 м; - диаметр перфорационного отверстия: d = 0,025 м; 2.
Определяется дебит горизонтальной скважины без воздействия по формуле (3.1), т/сут: где А:- начальная проницаемость пласта: 0,5 мкм"; РК - давление на контуре питания: 0,484 МПа; Рс - давление на стенке скважины: 0,094 МПа; ju - коэффициент динамической вязкости нефти при начальной температуре пласта 8С: 1,495 Па-с; RK - радиус контура питания: 50 м; / - длина скважины в продуктивном пласте: 100 м; h - мощность (толщина по вертикали) пласта: 10 м; гс - радиус скважины: 0,1 м. 3. Определяются следующие параметры: 1) средняя температура прогреваемого пласта 1, С; 2) плотность пласта р, кг/м ; 3) теплоемкость пласта С, кДж/(кг-К); 4) количество теплоты, необходимое для подогрева пласта до температуры / , кДж; 5) вязкость битума при средней температуре прогреваемого пласта. Определение технологических характеристик производится в следующем порядке: 2) Вязкость битума при максимальной и минимальной температуре (3.9), Па-с: "(WO = Цо ехр (-а tmax) = 2,114-ехр(-0,0433-218,6) = 1,64-Ю 4, nCW = Цо ехр (-а tmin) = 2,114-ехр(-0,0433-126,2) = 8,95-Ю-3. 3) Диапазон частот колебаний, рекомендуемый при воздействии на пласт (3.10 3.11), Гц: -4 где ко- начальный коэффициент проницаемости (без учета волнового воздействия на пласт). Необходимо, чтобы коэффициент проницаемости к определялся при значениях частот, удовлетворяющих диапазону частот колебаний, определенном в пункте 3: к = f (ро, w); wmin w wmax . 7. Рассчитывается дебит горизонтальной скважины при тепловолновом воздействии на продуктивный пласт (3.1): 128 На рисунке 4.2 представлено сравнительная оценка теплового и тепловолнового воздействия на пласт Мордово-Кармальского месторождения природных битумов. Очевидно, что при тепловолновом воздействии путем увеличения амплитуды колебаний возможно многократное увеличение дебита скважины по сравнению с тепловым воздействием на пласт. При этом необходимо, чтобы частота генерируемых излучателем колебаний в области резонансной частоты не зависела от режима работы излучателя и скважины (расход, давление и т.д.).
В результате проведенных исследований разработаны рекомендации по обеспечению максимального эффекта тепловолнового эффекта на пласт: 1) Для достижения максимального эффекта тепловолновое воздействие на пласт должно осуществляться с помощью упругих волн в диапазоне значений частот (для Мордово-Кармальского месторождения - 50-3000 Гц) при следующей совокупности определяющих характеристик: температура пласта; геологические, теплофизические и гидродинамические характеристики пласта и теплофизические свойства пластовой жидкости, (глава 3, п. 3.2). 2) Выбор оптимального диапазона значений вынужденных колебаний генерируемых излучателем в скважине должен определяться с учетом геолого физическими свойствами пласта, составом и свойствами нагнетаемого агента и геометрическими характеристиками перфорированной части обсадной колонны горизонтальной скважины (глава 2). 3) При разработке и создании устройства генерации (излучатель колебаний давления) необходимо обеспечить максимально возможное значение амплитуды колебаний. При этом необходимо поддерживать значения частоты колебаний не зависящими от внешних условий и режима нагнетания агента воздействия (давление, расход и т.д.) (глава 4, п. 4.2). 4) При бурении горизонтальной скважины длина горизонтального участка должна определяться из условия обеспечения резонансных колебаний давления в пространстве, ограниченном обсадной колонной, излучателем и дном обсадной колонны. В случае несовпадения длины пробуренной скважины с рекомендуемой, условие обеспечения резонанса достигается изменением места размещения излучателя колебаний давления (глава 3, п. 3.3).
