Анализ эффективности новых технологий повышения нефтеотдачи на месторождениях с высоковязкими нефтями на примере Мишкинского месторождения (стр. 8 из 9)
Аналогичная картина наблюдается и на других участках залежи. На основе анализа за длительный период времени (более 18 лет) можно уверенно говорить о высокой технологической и экономической эффективности термополимерного воздействия в залежах трещиновато-поровых карбонатных коллекторов с нефтями повышенной и высокой вязкости. В этой связи принято решение перейти на ТПВ по всей залежи черепетского горизонта Мишкинского месторождения, и в настоящее время это решение реализуется.
Опытно-промышленные работы показали, что термополимерная технология наиболее эффективна, когда она применяется с самого начала (или вскоре после освоения) разработки, однако метод достаточно эффективен и в уже разрабатываемых объектах (участок ТПВ-2).
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 меньше, 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 VПопределяется из соотношения:
(1)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.
Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полимера, проникающий, прежде всего, по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Таким образом, гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора оказываются значительно большими, чем для горячей воды, что приводит к увеличению коэффициента охвата. Результаты теоретических и экспериментальных исследований показывают, что прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой (для указанных геолого-физических условий) составит 15—20%.
Успешность ТПВ во многом зависит от качества приготовления полимерного раствора. Для этого необходимо соблюдать следующие требования:
1. раствор полимера, поступающий в пласт, не должен содержать твердых или гелеобразных частиц;
2. полимерный раствор не должен подвергаться при закачке механической деструкции. С этой целью предпочтительно использовать поршневые насосы вместо центробежных;
3. потери тепла при прохождении полимерного раствора от печи до забоя скважины должны быть минимальными.