Анализ воздействие паротепловой обработки на основных показателей скважин

Analysis of the impact of steam treatment on the main indicators of wells
Цитировать:
Абдиразаков А.И., Иботов О.К., Мавланов З.А. Анализ воздействие паротепловой обработки на основных показателей скважин // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2020. 12(81). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/11098 (дата обращения: 14.08.2022).
Прочитать статью:

 

АННОТАЦИЯ

Известно, что процессом извлечения нефти охвачена в основном сводовая часть залежи, а остаточная нефть сосредоточена на перефийной части бурение новых скважин экономически не целесообразно. Поэтому интенсификация добычи нефти должна быть осуществлена с применением методов повышения производительности действующих скважин. Учитывая высокую вязкость пластовой нефти для этих целей рекомендуется обработка скважин паром.

ABSTRACT

It is known that the process of oil recovery mainly covers the crest of the reservoir, and the residual oil is concentrated in the periphery, drilling new wells is not economically feasible. Therefore, the intensification of oil production should be carried out using methods to increase the productivity of existing wells. Considering the high viscosity of reservoir oil, steam treatment of wells is recommended for these purposes.

 

Ключевые слова: пар, обработка, скважин, вязкость нефти, призабойной зоны, пласт, разработка, фильтрация, пород, давления, цикл, добыча,  высоковязкой, жидкость.

Keywords: steam, treatment, wells, oil viscosity, bottomhole zone, reservoir, development, filtration, rocks, pressure, cycle, production, high-viscosity, liquid.

 

ВВЕДЕНИЕ

В административном отношении месторождение Южный Миршади расположено в на территории Шурчинского района Сурхандарьинской области Республики Узбекистан.

Основной водной артерией района является река Сурхандарья, образующаяся в результате слияния рек Тупаланг и Каратаг, которые берут свое начало в высокогорных районах Гиссарского хребта. Река Сурхандарья протекает в 7 км к востоку от рассматриваемого месторождения по долине шириной 5-6 км в юго-западном направлении. Для питья вода не пригодна и может использоваться для технических нужд. Пресная вода для питья доставляется из специально оборудованных скважин[7].

ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

Свойства и состав нефти

Сотрудниками ОАО «O’ZLITINEFTGAZ» с 10.11.2007 г. по 16.11.2007 г. в скважине № 2 произведен отбор проб пластовой нефти с интервала 1461-1471 м, глубина спуска НКТ - 1457 м. При этом пластовое давление составляло 22,55 МПа, пластовая температура  58 °С.

Отобранные образцы глубинных проб пластовой нефти исследовались методом однократного разгазирования на установке фазовых равновесий фирмы «Альстом - Атлантик». В результате экспериментальных исследований получены основные параметры пластовой нефти (таблица 1)

-  давление насыщения при пластовой температуре - 8,0 МПа;

-  газосодержание – 8,5 м3/м3; 9,2 м3/т;

-  объемный коэффициент – 1,042 ;

-  плотность стабильной нефти – 925,3 кг/м3, пластовой – 896,4 кг/м3.

Сопоставление значения давления насыщения (Рнас - 8,0 МПа) с величиной пластового давления (Рпл = 22,55 МПа) позволяет заключить, что пластовая нефть месторождения Южный Миршади недонасыщена газом[7].

Таблица 1.

Физико-химическис свойства нефти

Давление насыщения, МПа

Объемный коэффициент

Газосодержание м3

Плотность нефти в пластов.

условиях в станд. условиях кг/м3

Динамич. вязкость мПас

кинемат. вязкость мкм2

Температура застывания, °С

Темпе-ратура начало кипения

 дегази-рованной нефти,°С

Содержание

светлых фракций, объём %, при температ.,°С

Содержание, масс %

200

300

Смол силикагелевых

серы

воды

8,0

1,042

9,2

925,3

896,4

289,2

311,5

18,5

220

9

3

17,5

1,96

6

 

Характеристика воды

Пластовая вода из продуктивного горизонта была отобрана и исследована в процессе опробования скважины № 2 в интервале 1625-1640 м. Вода характеризуется следующими свойствами: плотность -  1,018 г/см3, общая минерализация - 31,695 г/л, относится к хлоркальциевому типу. Величины генетических коэффициентов по Сулину: (гNa)/(гС1) = 1,2; (гСа)/(гМ§) =1,5; (гКа-гС1)/г804 = 0,72; содержит йода I 15,96 мг/л, брома - 21,6 мг/л, бора - 140,8 мг/л.

При этом коэффициент вытеснения по пластовой воде составил 0,697, затем в модель были последовательно введены оторочки нефте - и водорастворимых реагентов, после чего, при последующей закачке пластовой воды, коэффициент вытеснения резко вырос, достигнув значения 0,835. Абсолютный прирост коэффициента вытеснения составил 13,8%.

Результаты экспериментальных исследований по установлению влияния температуры вытесняющей воды на коэффициент вытеснения проведенных в лабораторном центре АО «КазНИПИмунайгаз», приведены в работе. По результатам исследований установлено, что:

- при повышении температуры от 30 до 50оС вязкость нефти снижается с 440 до 113 мПа.с;

- наблюдается тесная связь между проницаемостью образцов керна и коэффициентом вытеснения нефти;

- повышение температуры закачиваемой воды способствует увеличению вытеснения нефти[6].

Техника и технология проведения паротепловой обработки скважин

Технология паротепловой обработки скважины

Паротепловая обработка скважин – это способ термической обработки скважины, заключающийся в периодическом подогреве призабойной зоны скважины при помощи нагнетания в пласт насыщенного пара. Воздействие на пласт посредством нагнетания насыщенного пара проводится с целью подогрева определенной площади пласта, который направлен на увеличение продуктивности скважины. Также в результате этого мероприятия значительно улучшаются фильтрационные характеристики, меняется смачиваемость горных пород, уменьшается вязкость нефти, увеличивается подвижность нефти. Воздействие насыщенным паром на скважину производится в режиме циклической закачки в добывающие скважины. Пароциклическая обработка скважины осуществляется в три этапа[1]:

На первом этапе в добывающую скважину закачивается пар в течении двух-трех недель, объем нагнетаемого пара равняется примерно 30-100 тоннам на один метр нефтенасыщенной толщины пласта.

На втором этапе обрабатываемую скважину закрывают на «паропропитку», суть которой заключается в выдерживании пара для конденсации, а также для перераспределения насыщенности внутри пласта.

На третьем этапе на скважине начинается отбор продукции, который ведется до предельного рентабельного дебита. Дебит добывающей скважины постепенно уменьшается, из-за остывания прогретой зоны пласта.

Все перечисленные этапы паротепловой обработки скважин составляют один цикл. Объемы закачки насыщенного пара и фазы каждого цикла непостоянны и могу изменяться от цикла к циклу, в зависимости от поставленных целей и полученных результатов. При проведении паротепловой обработки скважин, горные породы выступают в качестве теплообменников и способствуют аккумуляции тепла в процессе нагнетания пара, также происходит очистка призабойной зоны скважины от смолистых отложений и парафина.

Призабойная зона скважины – это область, в которой все процессы, сопровождающие эксплуатацию скважины, протекают наиболее эффективно. Во время проектирования и проведения пароциклической обработки должны быть рассмотрены такие вопросы, как выбор оборудования, разработка схемы обустройства, составление программы проведения мероприятия, оценка целесообразности проведения мероприятия, оценка температурных условий, обоснование параметров пароциклической обработки, а также проведение гидравлического расчета для конкретной скважины, для определения возможных параметров и темпов закачиваемого пара.

Геолого-технические мероприятия по увеличению добычи нефти

В связи с тем, что процессом извлечения нефти охвачена в основном сводовая часть залежи, а остаточная нефть сосредоточена на перефийной части бурение новых скважин экономически не целесообразно. Поэтому интенсификация добычи нефти должна быть осуществлена с применением методов повышения производительности действующих скважин. Учитывая высокую вязкость пластовой нефти для этих целей рекомендуется обработка скважин паром [5]. Этот метод приводят к снижению вязкости нефти и естественно к увеличению дебитов скважин.

РЕШЕНИЕ

Расчет основных показателей паротепловой обработки скважин

Определение при паротепловой обработке пласта режимных параметров работы скважин

Требуется определить продолжительность нагнетания пара в скважину, средний дебит скважины после обработки и продолжительность работы скважины повышенным дебитом [2].

Исходные данные для определения нагнетания пара: дебит скважины (№2) до обработки ; мощность пласта  пористость пласта  радиус скважины (эксплуатационной колонны)  радиус прогретой зоны  радиус дренажа  объемная теплоемкость породы (минерала) пласта  кДж/(м3·К); объемная теплоемкость насыщенного жидкостью пласта  объемная теплоемкость пластовой жидкости  объемная теплоемкость конденсата  давление нагнетания  температура пара на забое  пластовая температура  водонасыщенность пласта скрытая теплота парообразования .

Эту задачу можно решить графическим способом. Для этого необходимо предварительно определить линейный расход сухого пара и коэффициент, характеризующий удельную энтальпию пласта .

Линейный расход сухого пара

где -расход сухого пара. Следовательно,

.

Коэффициент энтальпии пласта

где  – сухость пара на забое, равна 0,624;

 – плотность сухого пара, равная 19,69 кг/м3;

 – плотность насыщенного пара, определяется по формуле.

Здесь - плотность воды.

Подставив эти значения в (IX.13), получим

Зная значения  и  определяют продолжительность нагнетания пара в скважину  по номограмме (рис. 1.).

Эта номограмма состоит из пяти параллельнқх шкал ( шкала  – вспомогательная, она не градуирована). На четырех логарифмических шкалах нанесены значения и .

 

Рисунок 1. Номограмма для определения продолжительности нагнетания пара

 

На шкалах и  находят точки соответствующие их значениям, и соединяют их прямой линией, которая пересечет вспомогательную шкалу  в точке А. Затем через точку на шкале =400 и точку проводят прямую линию, продолжение которой в пересечении со шкалой со шкалой  и определит искомое значение .

По графику (рис. 2.) можно определить средний дебит скважины после обработки. Для этого на оси абсцисс находим точку, соответствующую значению .

Затем найдем пересечение ее вертикальной проекции с соответствующей кривой, что определит на ординате отношение . Следовательно, средний дебит скважины после обработки равен  .

Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом в результате обработке определим по формуле

 

 

Рисунок 2. График для определения среднего дебита скважины при паротепловой обработке.  1-340; 2-500; 3-700; 4-1300

 

Заключение

Таблица 2.

Результате после паротепловой обработке скважин Юж.Миршади

№ скв.

Дебит скважины до паротепловой обработке м3/сут

Эффективная мощность пласта h, м;

Дебит скважины после паротепловой обработке м3/сут

Продолжительность работы скважин с повышенным дебитом, сут.

2

0,15

4,4

0,285

283

6

1,4

6,4

2,66

200

11

0,67

8

1,273

522

14

0,8

6

1,52

328

15

2,29

8

4,351

153

16

0,1

6,6

0,19

87

Всего:

5,41

 

10,279

 

 

Список литературы:

  1. Лысенко В.Д. Определение эффективности мероприятий по увеличению нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти (в порядке обсуждения) // Нефтяное хозяйство. – 2004. -№2. – С. 114-118.
  2. Лысенко В.Д. Тепловой метод разработки залежи высоковязкой нефти путем закачки в нефтяные пласты теплоносителя-горячей воды // Нефтепромысловое дело. – 2008. - №2. – С. 10-17.
  3. Лысенко В.Д. Увеличение нефтеотдачи на месторождениях высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. – 2008. - №10. – С. 6-14.
  4. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. – ООО "Недра-Бизнесцентр", 2000
  5. Постоянно действующая геолого-технологическая модель месторождения углеводородов. RH 39.0-105:2012. – Ташкент: НХК «Узбекнефтегаз», 2012. – 80 с.
  6. Скважинах и замера пластового давления и пластовой температуры на одной скважине из месторождений Джаркурган. Ташкент, ОАО ««O’ZLITINEFTGAZ», 2010.
  7. Хашимов П. А. Анализ состояния разработки месторождения Миршади. ОАО «O’ZLITINEFTGAZ», 2011 г.
Информация об авторах

старший преподаватель, Каршинский инженерно-экономический институт, Республика Узбекистан, г. Карши

Senior Lecturer Karshi Engineering and Economic Institute, Uzbekistan, Karshi c.

старший преподаватель, Каршинский инженерно-экономический институт

Senior Lecturer Karshi Engineering and Economic Institute, Uzbekistan, Karshi c.

ассистент, Каршинский инженерно-экономический институт, Республика Узбекистан, г. Карши

Assistant Karshi Engineering and Economic Institute, Uzbekistan, Karshi c.

Журнал зарегистрирован Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор), регистрационный номер ЭЛ №ФС77-54434 от 17.06.2013
Учредитель журнала - ООО «МЦНО»
Главный редактор - Ахметов Сайранбек Махсутович.
Top