2.3. Эффективность применения технологий теплового воздействия на пласт

Как показала история развития работ по испытанию и
промышленному внедрению методов теплового воздействия, залежь нефти
пласта А-4 башкирского яруса явилась благоприятным объектом, а
применяемые технологии - эффективными и в технологическом и в
экономическом отношении.

Главными положительными геологическими факторами залежи явились: большая нефтенасыщенная толщина объекта воздействия, высокая насыщенность коллекторов нефтью и высокая вязкость пластовой нефти. Факторы, осложняющие применение методов: большая глубина залегания объекта при отсутствии в отрасли надежных технических средств по тепловой защите конструкций паронагнетательных скважин, наличие карбонатного коллектора сложной (неоднородной) порово-трещинной характеристики и наличие подошвенного водяного бассейна.

Каждый из отметенных из положительны и отрицательных факторов геологического строения залежи, безусловно отразились на выборе технологий теплового воздействия, схеме размещения скважин, выборе параметров нагнетаемого агента и режиме нагнетания.

Выше отмечалось, что за историю разработки залежи проведен целый комплекс научно-исследовательских работ по созданию технологий воздействия применительно к конкретным геологическим условиям, опытно- промышленных работ по испытанию и практическому опробыванию технологий и промышленных работ по внедрению высокоэффективных методов повышения нефтедвижения.

Промышленное развитие получили технологии нагнетания теплоносителя в пласт с созданием тепловой оболочки и последующим нагнетанием холодной (не нагретой) воды (ВГВ), импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ) , ИДТВ (П), ТЦВП и ТЦВП УЭ.

За 2004 год за счет тепловых методов добыто 514,6 тыс.т. нефти, в том
числе за счет технологий:
ВГВ-129,7 тыс.т.
ИДТВ (П) –178,8 тыс.т.
ТЦВПУЭ-206,1 тыс.

Результаты теплового воздействия на Гремихинском месторождении

---

приведены в таблицах 6 .

Таблица 6

Добыча нефти за счет тепловых методов

	С начала разработки
Всего, тыс.т В том числе: ВГВ, тыс.т	5525 1061,6
ИДТВ, тыс.т	1283,0
ИДТВ (П), тыс.т	1786,5
ТЦВП УЭ, тыс.т	1393,7

Эффективность технологий можно оценить по расходу горячей воды .

Анализ состояния разработки южной периклинали башкирской залежи, неохваченной тепловым воздействием, показывает, что темпы отбора и выработка запасов в этой зоне очень низкие. За 12 лет разработки текущий коэффициент нефтеизвлечения в этой зоне составляет всего 0,049, тогда как по залежи утвержденный конечный коэффициент нефтеизвлечения на естественном режиме равен 0,126.

Основные параметры технологического процесса нагнетания теплоносителя следующие:

- парогенерирующих средств - 12 штук (9 УПГ, 1 «Даниэл», 2
«Проджектора»;

- темп нагнетания теплоносителя - 160-180 м /сут.;

- температура на устье - 250-260 °С;

- температура на забое - 220-230 °С;

- давление на устье - 2-3 МПа;

- необходимый объем тепловой оторочки для поддержания в пласте температуры Т эф. - 0,8 * V пор.

На эффективности технологий сказалось также использование высококачественного термостойкого оборудования: термоизолированных НКТ, термостойких пакеров и арматуры. Потери тепла от парогенераторов до устьев скважин, минимальны, что в большой мере усиливает эффект применения тепловых методов.

За 2004 год . С начала разработки

вгв	4,3 т/т	6,1 т/т
ИДТВ(П)	0,7 т/т	2,9 т/т
ТЦВПУЭ	2,4 т/т	1,9 т/т
Всего	2,3 т/т	3,4 т/т

За счет применения новых тепловых технологий конечный коэффициент нефтеизвлечения достигнет:

---

ИДТВ - 0,37 (импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт).

ИДТВ (П) - 0,40 (импульсно-дозированное тепловое воздействие на пласт с паузами).

ТЦВП УЭ-0,45 (теплоциклическое воздействие через систему нагнетательных и добывающих скважин).

При ВГВ (воздействие горячей водой) - 0,29.

При разработке на естественном режиме коэффициент нефтеизвлечения оценивается на уровне 0,12.

По состоянию на 01.01.2004г. текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,21, при утвержденном - 0,392.

Достоинства новых технологий теплового воздействия на пласт:

- Высокий коэффициент нефтеотдачи (ИДТВ-37, ИДТВ (П)-40%, ТЦВПУЭ-45%).

- Высокая тепловая эффективность и энергосбережение за счет сокращения теплопотерь пласта - Тэф.

- Невысокие удельные затраты теплоносителя на 1 тонну добываемой нефти-1,6-2,1 т/т.

- Экономика капвложений, эксплуатационных затрат.

- Применение технологий на глубинах более 1000м.

Анализ состояния разработки южной периклинали башкирской залежи, неохваченной тепловым воздействием, показывает, что темпы отбора и выработка запасов в этой зоне очень низкие. За 12 лет разработки текущий коэффициент нефтеизвлечения в этой зоне составляет всего 0,049, тогда как по залежи утвержденный конечный коэффициент нефтеизвлечения на естественном режиме равен 0,126.

Основные параметры технологического процесса нагнетания теплоносителя следующие:

- парогенерирующих средств - 12 штук ( 9 УПГ, 1 «Даниэл», 2
«Проджектора»);

- темп нагнетания теплоносителя -160-180 м /сут.;

- температура на устье - 250-260 °С;

- температура на забое - 220-230 °С;

- давление на устье - 2-3 МПа;

- необходимый объем тепловой оторочки для поддержания в пласте температуры Т эф. - 0,8 * V пор.

На эффективности технологий сказалось также использование высококачественного термостойкого оборудования: термоизолированных НКТ, термостойких пакеров и арматуры. Потери тепла от парогенераторов до устьев скважин, минимальны, что в большой мере усиливает эффект применения тепловых методов.

---

2.4. Расчет технологической эффективности ТЦВП-УЭ по сравнению с другими методами .

Поскольку режима заводнения на месторождении не было, и разработка на начальном этапе осуществлялась на естественном режиме, технологическая эффективность термических методов оценивается по отношению к нему. Прогноз показателей разработки на естественном режиме выполнен по кривым падения дебитов (рис. 7). Дополнительная добыча нефти за счет термических методов в 2004 году по расчетам составила 525,5 тыс. т.

Определение эффективности отдельных технологий

Для оценки эффективности отдельных технологий предварительно из общей дополнительной добычи следует вычесть технологический эффект от выполненных ГТМ. По данным НГДУ "Ижевскнефть" эффект ГТМ в 2004 году составляет 17,2 тыс. т. Следовательно, к распределению принимаем Q_т.м. = 508,3 тыс. т.

В настоящее время на месторождении действуют технологии ВГВ, ИДТВ(П), ТЦВП-УЭ. Площади внедрения технологий представлены на рис. 9. Однако следует учитывать, что зоны внедрения технологий из года в год менялись. В одних и тех же нагнетательных скважинах закачка теплоносителя велась в режимах различных технологий. Все это обусловило интерференцию технологий. На диаграммах того же рис. 8 показано, что в зонах ТЦВП-УЭ и ИДТВ(П) в суммарной закачке теплоносителя присутствует большая доля закачки от других технологий (см. в процентах).

Применение статистических методов (характеристик вытеснения и др.) в таких случаях никак не может решить задачу разделения эффектов по технологиям. Единственный способ – привлечение гидродинамических расчетов.
Разработана следующая методика оценки технологической эффективности отдельных термических методов. Ниже предлагается вариант определения эффективности отдельных технологий, учитывающий индивидуальные коэффициенты _i. В методике используются теоретические оценки, обоснованные в патентах на технологии.

Известны значения коэффициентов нефтеизвлечения (по патентам) для каждой из отдельных технологий - _ВГВ, _ИДТВ, _ИДТВ(П), _ТЦВП, _{ТЦВП-УЭ}. На рис. 7 накопленное нагнетание представлено в долях от порового объема. Для всех технологий конечные значения КИН определялись к моменту закачки вытесняющего агента в объеме 2V

---

_пор. Фактическая добыча нефти представляет из себя сумму

, (2)

где  — добыча нефти на естественном режиме;

 — добыча нефти за счет технологии термического воздействия с индексом i.

Дополнительная добыча за счет всех термических методов равна

. (3)

Допустим, что общая добыча за счет термических методов известна. Задача заключается в оценке добычи нефти за счет отдельных технологий. Будем искать значения добычи нефти за счет технологий в предположении, что они пропорциональны текущим значениям нефтеотдачи, то есть полагаем

, (4)

где A — коэффициент пропорциональности.

Сложив уравнения (4) для всех технологий получаем

. (5)

В свою очередь, нефтеотдачу технологии можно выразить параболической зависимостью от накопленного нагнетания вытесняющего агента

, (6)

где  — накопленное нагнетание вытесняющего агента по технологии;

_i  — коэффициенты пропорциональности.

Значения _i определяются из граничного условия, согласно которому конечные значения коэффициентов нефтеизвлечения _i соответствуют моменту закачки вытесняющего агента в объеме 2V_пор. В таком случае

, (7)

где  — накопленное нагнетание, соответствующее объему 2V_пор.

Из (4) и (5) следует

. (8)

Подставляя (7) в (6), а затем получаемое выражение в (8) имеем

---

Смотрите также файлы

• Тема особенности конструирования современного урока.pdf

• Семинар бадарламасы ебекшіаза ауданы 2023 жыл.docx

• Кафедра экономики и управления.doc

• Практическая работа 1 Лучшие модели и практики наставничества педагогических работников в Российской Федерации Задание.docx

• Придумайте свои задания по одному, составленному в соответствии с приведенными принципами композиции, представьте их в презентации используя рекомендации тест PowerPoin.doc