Файл: Дипломный проект руководитель проекта Кудинов В. И. Консультанты Общий раздел Кудинов В. И.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 05.02.2024
Просмотров: 46
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.2.3. Технология ТЦВП
В основе существующих способов ПТВ лежит ввод тепла в пласт путем нагнетания теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции из окружающих добывающих скважин. В этом случае создается однонаправленное вытеснение нефти в системе «нагнетательная -добывающие скважины». В зависимости от схемы размещения скважин и характера неоднородности объекта воздействия формируются области (а часто только каналы) токов активной фильтрации и области, не охваченные вытеснением - застойные зоны или, как принято их называть, «целики». Опыт показывает, что запасы нефти таких целиков могут быть весьма велики и соизмеримы с запасами областей, охваченных вытеснением. Ввод теплоносителя в пласт циклически (с «паузами») позволяет увеличить нефтеизвлечение. Однако в силу малых скоростей перемещения «теплового фронта» фонд добывающих скважин «обречен» работать в течение длительного времени в неблагоприятных «холодных» условиях. Кроме того, теплоноситель как агент воздействия имеет высокую динамичность потерь тепла в окружающие непродуктивные пласты, что определяет необходимость применения сравнительно плотных сеток скважин при нагнетании теплоносителя в пласт. Таким образом, известные способы разработки имеют ряд существенных недостатков:
1) необходимость применения плотных сеток скважин приводит к неоправданным высоким капитальным вложениям на разработку залежей;
2) каждая нагнетательная скважина обеспечивает воздействие на определенные запасы нефти;
3) технологии нагнетания теплоносителя в «центральные» нагнетательные скважины неизбежно оставляют большие «целики», не охваченные воздействием;
4) теплоноситель, в течение длительного времени прокачиваемый через скважину, выполняет на большей части своего пути малоэффективную работу как агент вытеснения, одновременно теряя свое ценнейшее качество -тепло. Отсюда все известные способы с нагнетанием теплоносителя в пласт имеют сравнительно низкую тепловую эффективность процесса воздействия.
Технологическая сущность теплоциклического воздействия на пласт заключается в нагнетании заданного (найденного расчетным путем в зависимости от схемы размещения скважин и геологической характеристики участка залежи) количества теплоносителя в данный элемент залежи через
паронагнетательную и сгруппированные через одну добывающие скважины. Нагнетание теплоносителя в паронагнетательную скважину ведется систематически (в принятом наиболее эффективном ресурсосберегающем режиме), а в добывающие - циклически, с переменой их функций по закачке и отбору.
Технология разработана применительно к площадным схемам размещения скважин.
В частности, для 7-точечного площадного элемента с центральной нагнетательной скважиной осуществление одного полного цикла ТЦВП включает следующие технологические приемы:
1) на первом этапе теплоноситель нагнетают в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну на вершинах шестиугольника; отбор жидкости ведут через оставшиеся три (через одну) добывающие скважины;
2) на втором этапе цикла группы добывающих скважин меняются функциями: находящиеся под закачкой теплоносителя переводятся на режим отбора, а добывающие - под нагнетание теплоносителя;
3) на третьем этапе цикла все добывающие скважины переводятся на режим отбора, закачку теплоносителя осуществляют через центральную скважину.;
Технология предусматривает осуществление трех-пяти таких циклов, после чего переходят к завершающей стадии вытеснения остаточной нефти холодной водой через центральную скважину с переводом всех добывающих скважин в режим отбора.
В данной технологии конечный коэффициент нефтеизвлечения можно оценивать согласно
| h = | h1 S1 + h2 S2 | , (1) |
| | S | |
где h1 - коэффициент нефтеизвлечения для площади 5;
h2 - коэффициент нефтеизвлечения для площади 82,
S1 - площадь элемента, охваченная вытеснением от действия центральной
нагнетательной скважины;
S2 - площадь «целиков» нефти;
S = S1 +S2 - площадь элемента.
В технологическом процессе от цикла к циклу происходит наращивание извлечения нефти из «целиков».
В начале процесса вытеснения создание противодавления в направлениях 0-2, 0-4, 0-6 приводит к формированию выраженных зон фильтрации от каждой из нагнетательных скважин к добывающим скважинам (см. рис. 5).
При этом площадь «целиков» нефти фактически перекрывается зоной вытеснения от нагнетательных скважин 2, 4, 6. А из этого следует, что с самого начала теплового воздействия начинается процесс извлечения нефти изцеликов».
Аналогичная картина будет иметь место и на втором этапе цикла, когда противодавление создастся в направлениях 0-1. 0-3, 0-5. Произойдетдальнейшее увеличение выработки «целиков».
На первых двух этапах цикла вытеснение нефти из «целиков» характеризуется тем, что часть вытесненной нефти поступает в добывающие скважины, а другая часть оттесняется за пределы «целиков», в зону охвата вытеснением от центральной нагнетательной скважины.
На третьем этапе цикла эта часть нефти подхватывается потоком жидкости от воздействия центральной скважины и выносится к добывающим скважинам.
Трех-пяти циклов достаточно, чтобы обеспечить равномерность (симметричность) охвата площади «целиков» вытеснением.
Достоинством циклического процесса является также и то, что при этом имеет место периодическая смена направлений фильтрационных потоков, способствующая, как известно, увеличению нефтеизвлечения в неоднородных пластах.
Кроме того, циклический процесс направлен и на ограничение обводнения добывающих скважин в период нагнетания теплоносителя в пласт.
Следует отметить, что большое количество циклов в процессе ТЦВП нецелесообразно, т.к. в этом случае порции теплоносителя, вводимые в пласт через добывающие скважины, становятся настолько малыми, что они будут обеспечивать лишь тепловые обработки призабойных зон скважин, не обеспечивая прямого гидродинамического вытеснения нефти между соседними добывающими скважинами.
Таким образом, к концу периода нагнетания теплоносителя достигается определенный «конечный» коэффициент нефтеизвлечения для - зоны «целиков» - h2.
Можно считать, что в дальнейшем, при переходе к стадии нагнетания
не нагретой воды через одну центральную скважину, роста значения h2 не
будет, а будет возрастать только значение h1.
Поскольку часть теплоносителя, предназначенного для прогрева элемента, в технологии ТЦВП вводится через систему добывающих скважин, для конечного значения коэффициента нефтеиз влечения h1будет иметь место неравенство h1 >
h1 где h1 - коэффициент нефтеизвлечения в зоне охвата вытеснением при технологии, когда всё нагнетание вытесняющих агентов осуществляется через одну нагнетательную скважину.
Однако, как показывают расчеты, в сумме коэффициент нефтеизвлечения при ТЦВП, вычисленный по формуле ( 1 ), будет больше
h1 >
h1 что свидетельствует о большей технологичности процесса ТЦВП 2.2.4. Технология ТЦВП-УЭ
В 1998 году была разработана технология тегатоциклического воздействия на пласт на укрупненном элементе. Авторами данной технологии являются Кудинов В. И. , Дацик М. И., Малюгин В. М., Колбиков В. С.
Залежь вскрывают равномерной треугольной сеткой добывающих наг-нетательных скважин с формированием площадных 13-точечных обращенных элементов разработки по 6 скважин в каждом концентрическом ряду (рис.6). Закачку теплоносителя в центральную скважину осуществляют в режиме ИДТВ(П). Расчетное количество теплоносителя распределяют между центральной нагнетательной скважиной и окружающими нагнетательными скважинами в соответствии с определенным выражением. Технологическая сущность для укрупненного элемента совпадает с сущностью 7-точечного участка. При этом добывающие скважины, входящие в УЭ находятся в режиме постоянного отбора, что приводит к дополнительному увеличению коэффициента охвата. На 1.01.2004 с начала внедрения ТЦВП-УЭ закачано всего 3457,4 тыс.т. агента, в том числе 2694,5 тыс.т. горячей воды и 762,9 тыс.т. холодной, за счет этого дополнительно добыто 1393,7 тыс.т нефти.
