Повышение эффективности технологии пароциклических обработок скважин в слоисто-неоднородных пластах с высоковязкой нефтью

• Автор: Осипов, Андрей Валерьевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 172 с. : ил.

Содержание
Введение
Глава 1. Общая характеристика технологии «пароциклические обработки скважин» (ПТОС)
1.1. Сущность процесса пароциклических обработок скважин и его место в системе воздействия на залежи высоко вязкой нефти

1.2. Анализ промыслового опыта проведения пароциклических обработок скважин

1.3. Постановка задач исследования

1.4. Математическая модель пароциклических обработок скважин

Выводы к главе 1

Глава 2. Изучение особенностей влияния слоистой неоднородности пласта при выборе объектов для паротепловой обработки скважин
2.1. Численное исследование влияния слоистой неоднородности пластов на эффективность ПТОС

2.2. Анализ полученных результатов

2.3. Совершенствование выбора первоочередных объектов для внедрения ПТОС за счет учета влияния слоистой неоднородности пласта
Выводы к главе 2
Глава 3. Численное исследование основных закономерностей повышения энергетической эффективности пароциклических обработок скважин путем закачки ненагретой воды после нагнетания пара
3.1. Сущность метода повышения энергетической эффективности ПТОС путем закачки ненагретой воды после нагнетания пара
3.2. Постановка задачи численного исследования
3.3. Последовательность нахождения оптимального периода пропитки и оптимального количества закачиваемой ненагретой воды
3.4. Анализ эффективности нового метода повышения энергетической эффективности ПТОС
Выводы к главе 3

Глава 4. Обоснование выбора оптимальных технологических параметров
ПТОС на основе комплексного технико-экономического критерия
4.1 Технико-экономическая модель ПТОС
4.2 Методика определения оптимальных технологических
параметров процесса на основе комплексного критерия
4.3 Изучение влияния продолжительности периода добычи нефти
на эффективность ПТОС
Выводы к главе 4
Глава 5. Примеры практического применения полученных результатов при проектировании ПТОС на конкретном местороэдении
5.1 Общие сведения о месторождения
5.2 Геолого-физическая характеристика пласта М
5.3 Обоснование технологий и рабочих агентов
для воздействия на пласт
5.4 Обоснование местоположения скважин и интервала перфорации для проведения опытно-промышленных работ
5.5 Обоснование технологических параметров традиционной ПТОС
и новой технологии ПТОС с закачкой ненагретой воды после периода нагнетания пара
5.5.1 Обоснование технологических параметров
традиционной ПТОС
5.5.2 Обоснование оптимального количества ненагретой воды закачиваемой после прекращения нагнетания пара в новой технологии ПТОС
5.5.3 Технологические показатели разработки участка
опытно-промышленных работ
Выводы к главе 5
Заключение
Литература

Введение
Актуальность проблемы.
По мере выработки запасов легкой нефти важнейшей составляющей сырьевой базы не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира становятся запасы высоковязких нефтей и природных битумов. Их мировой суммарный объем оценивается в 810 млрд. т, что почти в пять раз превышает объем остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, составляющий лишь 162.3 млрд.т [1]. Годовая добыча тяжелой и битуминозной нефти в мире в 2000 г. составляла более 440 млн.т, а накопленная за все время добыча - более 14 млрд.т [1].
Наиболее крупными запасами тяжелой и битуминозной нефти, согласно [1], располагает Канада, запасы которой составляют 522.5 млрд.т. Второй страной по запасам тяжелой и битуминозной нефти является Венесуэла, запасы которой оцениваются в 190 млрд.м3 и сосредоточены в битуминозном поясе Ориноко. Крупными запасами тяжелой и битуминозной нефти располагают также Мексика, США, Россия, Кувейт, Китай.
На территории России запасы высоковязкой нефти оцениваются в 6.236 млрд.т [1-2]. Наиболее крупными на территории России являются следующие месторождения: Ван-Еганское (1 294 млн.т.), Северо-Комсомольское (700 млн.т.), Усинское (601 млн.т.), Русское (299 млн.т.), Ярегское (137 млн.т.), Гремихинское (74 млн.т.). Степень выработанности запасов ВВН по России составляет не более 10% [1-2].
Несмотря на большие энергетические затраты по освоению высоковязкой нефти (ВВН) и природных битумов даже в современных условиях нестабильной рыночной конъюнктуры интерес в мире к этому стратегически значимому по величине запасов сырью все более возрастает, поэтому развитие методов извлечения ВВН имеет приоритетное направление.
При разработке нефтяных месторождений, содержащих ВВН, термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время альтернативы. Применение этих методов позволяет решить наиболее сложную проблему разработки таких залежей - вовлечь в активный процесс

Вязкость нефти при пластовой температуре составляет 65 000-100 000 мПа*с, плотность нефти - 0.999 г/см3. Средняя нефтенасыщенность - 70% [32, 33]
Несмотря на высокую проницаемость пласта подвижность нефти чрезвычайно низкая при начальных пластовых условиях, вследствие этого добыча на естественном режиме равна нулю. Вследствие неподвижности нефти, для того, чтобы добиться приемлемых уровней закачки пара требуется создать давление нагнетания пара выше давления гидроразрыва, которое составляет около 10.0 МПа [33].
Первые опытно-промышленные работы по ПТОС на месторождении Колд Лейк были начаты в 1964 г. и продолжались по 1970 г. Они показали, что прежде чем переходить на закачку пара требуется проводить много циклов ПТОС.
В 1972 г. приступили к реализации второго проекта Мэй (May), который характеризовался следующими показателями: общее количество скважин - 23, система разработки — обратная пятиточечная, плотность сетки скважин - 2 га/скв. В этом пилотном проекте для повышения нефтеотдачи были испытаны различные модификации пароциклических обработок скважин, включая совместную с паром закачку инертного газа и растворителей. На основе подученных результатов был сделан вывод, что ПТОС интенсифицирует добычу нефти, однако экономическая выгода была неопределенной.
Третий пилотный проект Лемминг (Leming) начался в 1975 г. на площади, расположенной около 4.5 км к северо-западу от прежнего проекта (May project). Количество скважин составляло 56 скважин с сеткой скважин 2.9 га/скв. В этом проекте было проведено много экспериментов по апробированию технологии ПТОС, результаты которых были столь обнадеживающими, что в 1985 г. начался большой коммерческий проект.
В 1980 г. проект расширился за счет ввода 112 скважин. Также был установлен новый парогенератор, трубопроводная система и система рециркуляции воды. Пиковая добыча нефти в проекте Лемминг наступила в 1984 г. и составила 2600 мЗ/сут. На рис. 1.3 показана среднесуточная добыча нефти на 1 скважину для каждого из 11 циклов для проектов Мэй и Леминг.