Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения

Наряду с уже перечисленными преимуществами способа ТПВ следует подчеркнуть ограничение общего количества рабочего агента, поскольку создание необходимого гидродинамического и «теплового охвата» не требует таких больших количеств закачиваемого агента или теплоносителя, как в случае воздействия на пласт горячей водой. Общий объем рабочего агента для удовлетворительного воздействия в 1,5 раза мень

ше, чем при других технологиях. Кроме того, при ТПВ наблюдается повышение приемистости нагнетательных скважин. Промышленная разработка месторождений с карбонатными коллекторами показывает, что, как правило, при использовании воды или холодных полимерных растворов не достигаются хорошие профили приемистости нагнетательных скважин. Снятие профилей приемистости при ТПВ на конкретных скважинах показало, что в них достигается прирост принимающих интервалов на 20—30%от работающей толщины пласта в сравнении с заводнением и воздействием ХПВ. Экспериментальными исследованиями и опытно-промышленными работами на залежах установлено, что оптимальный размер оторочек горячего полимерного раствора должен составлять 15—20% от общего перового объема пласта, затем следует переходить на закачку необработанной воды (холодной или горячей). Поэтому общие затраты на рабочие агенты при ТПВ оказались меньшими против пер­воначально определенных расчетным путем.

Лабораторные измерения вязкости полимерных растворов, приготовленных на минерализованной и пресной воде, показали целесообразность использования для этой цели пресной воды, т. к. присутствие солей в воде снижает вязкость полимерного раствора. Следует отметить, что до настоящего времени в отечественной промышленности отсутствует выпуск высококачественных марок ПАА, что наряду с дефицитом нужного технологического оборудования (печей-подогревателей, надежных пакеров, термоизолированных насосно-компрессорных труб) снижает потенциальные возможности этого метода.

Кроме того, сосредоточенность запасов нефти в тонких пластах с низкими коллекторскими свойствами (что характерно для месторождений Удмуртии) обусловливает низкую приемистость нагнетательных скважин. При этих условиях и ограниченных температурах нагрева полимера (вследствие опасности его деструкции) не удается создать в пласте оторочку горячего раствора полимера необходимой температуры. В таких случаях целесообразно нагревать раствор полимера непосредственно в пласте, прогревая предварительно пласт путем нагнетания теплоносителя, в качестве которого может выступать и горячая вода (или пар и т.п.). Без опасения деструкции вода, нагретая на поверхности до более высокой температуры, позволит усилить воздействие по снижению вязкости пластовой нефти, да и приемистость пласта для теплоносителя также выше, чем даже для нагретого раствора ПАА. Эффективность процесса (в том числе с позиций энергосбережения) будет выше, если теплоноситель и раствор полимера закачивать в пласт попеременно в несколько циклов, следующих один за другим. Дальнейшее развитие идея комбинированного теплового и полимерного воздействия получила в новой комплексной технологии с усиленным ис­пользованием теплового фактора, разработанной совместно научными сотрудниками института ВНИИ и производственниками АО «Удмуртиефть». Это — технология циклического внутрипластового полимерно-термического воздействия (ЦВПТВ), которая предусматривает чередование двухстадий-ных (двухэтапных) циклов закачки теплоносителя (горячей воды, пара и др.) с последующим переходом на закачку холодного раствора полимера. В результате технология имеет ряд преимуществ по сравнению с одноцикловой технологией ТПВ:

повышается приемистость нагнетательной скважины, по­скольку раствор полимера поступает в предварительно прогретую зону;

с использованием повышенных температур и полимерных растворов расширяется круг объектов применения технологии, и подключаются в активную разработку тонкие низкопроиицаемыс пласты;

увеличивается коэффициент охвата пласта рабочим аген­том по сравнению с единовременным созданием оторочки раствора полимера заданного объема;

уменьшается расход тепловой энергии на осуществление процесса по сравнению с непрерывным нагнетанием рабочего агента.

Расчетная часть

Расчет производим по ТПВ-участку скважины №1413.

Объем закачки горячей воды для VT (для проталкивания оторочки полимера) и раствора поли­мера VП определяется из соотношения:

где Vt — объем горячей воды, м3; VП — объем оторочки раствора полимера, м3; т — пористость пласта; Сск —удельная теплоемкость минерального скелета пласта, кДж/кг °С; SH — остаточная нефтенасыщенность; Сн — удельная теплоемкость нефти, кДж/кг °С; Сж — удельная теплоемкость теплоносителя, кДж/кг °С; рск — плотность минерального скелета пласта, кг/м3; рн — плотность нефти, кг/м3; рж — плотность теплоносителя, кг/м3; a — отношение радиуса фронта концентрации раствора полимера к радиусу фронта возмущенной температуры в пласте; a = 1 ,1-5-1,9; Г — коэффициент Генри адсорбции полимера, м3/м3.

Температурный расчет для нахождения температуры раствора полимера в пластовых условиях из формулы ( 2 ):

где hП — коэффициент теплопотерь через кровлю и подошву пласта; ТП° — температура закачиваемого раствора полимера на забое нагнетательной скважины, °С; ТТ— температура теплоносителя на забое скважины, °С; То — начальная невозмущенная температура пласта, °С; ТП — температура раствора полимера в пластовых условиях, °С; С°П — удельная теплоемкость раствора полимера, кДж/кг°С; р°П — плотность раствора полимера, кг/м3; b — коэффициент, учитывающий цикличность закачки теплоносителя и раствора полимера (выбирается в зависимости от продолжительности закачки оторочек теплоносителя и раствора полимера

( b=1 — 2 ).

Данные для расчетов взяты из таблиц 11 и 12, а также из справочников:

m=0.16; Cck=8.32; rck=2.5*103; SH=0.14; CH=2.5; rH=910; Cж=4.18; rж=1000;

Г=0.87; a=1.5;

Т0=32; Тт=85; С0П=0.102; r0П=1200; Т0П=80; VП=334.9*103.

Подставив данные в формулу ( 1 ) найдем:

VT/VП = 0.91, отсюда получим, что VT=304.759*103 м3 горячей воды, т. е. это объем, необходимый для закачки в пласт с целью проталкивания оторочки полимера.

Рассчитаем длительность периода закачки VT=304.759*103 м3 воды с учетом, что запроектированный ежесуточный ее расход составляет 50 – 75м3/сут (62.5 м3/сут):

VT/62.5 = 4876.144 суток = 13.36 года

непрерывного технологического процесса.

По формуле ( 2 ) после соответствующих расчетов получим:

ТП=68.040С – температура раствора полимера в пластовых условиях, эта температура соответствует технологическому условию процесса ТПВ, т. е. температура раствора на забое действительно превышает начальную пластовую температуру (То=320С) не менее чем на 20 - 300С, а именно на 36.040С.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

На основе анализа разработки Мишкинского нефтяного месторождения и научных исследований создан и внедрен принципиально новый высокоэффективный комбинированный метод термополимерного воздействия на залежи высоковязкой нефти с трещиновато-поровым коллектором.

 Скачать реферат