Повышение эффективности технологии парогравитационного воздействия и оптимизация ее параметров на основе управления компонентным составом заканчиваемого флюида

• Автор: Ибатуллин, Таир Равилевич
• Шифр специальности: 25.00.17
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2010
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 117 с. : ил.

1.1. Технология иарогравитационного воздействия и методы е совершенствования.

1.2. Совершенствование технологии парогравитационного воздействия в масштабе системы разработки
1.3. Совершенствование технологии иарогравитационного воздействия на уровне скважинной пары
1.4. Совершенствование технологии парогравитационного воздействия во взаимосвязи с поверхностным оборудованием промысла.
1.5. Актуальные проблемы в области повышения эффективности технологии парогравитационного воздействия.
Глава 2. Разработка критериев выбора углеводородных растворителей для совместного наг нетания с водяным паром в пласт

2.1. Недостатки традиционной технологии парогравитационного воздействия

2.2. Модификация компонентного состава закачиваемого флюида для повышения эффективности парогравитационного
воздействия
2.3. Построение неизотермической композиционной гидродинамической модели битумной залежи.
2.4. Результаты серии вычислительных экспериментов по моделированию совместного нагнетания углеводородных растворителей и водяного мара
Глава 3. Определение оптимальных параметров технологии
совместной закачки водяного пара и уг леводородных растворителей
при различных стратегиях разработки залежи
3.1. Сложности оптимизации технологии иарогравитационного воздействия и еб модификаций.
3.2. Оптимизационный алгоритм и процесс оптимизации
3.3. Определение оптимальных параметров технологии совместной закачки для различных целевых функций.
3.4. Анализ результатов серии оптимизационных вычислений
3.5. Выбор рациональной стратегии реализации технологии парогравитационного воздействия с углеводородными растворителями в условиях неопределенности.
Глава 4. Повышение эффективности разработки битумных залежей с повышенным начальным газовым фактором.
4.1. Битумные залежи с повышенным начальным газовым фактором.
4.2. Исследование эффективности технологии парогравитационного воздействия в битумных залежах с различным значением начального газового фактора
4.3. Использование углеводородных растворителей для расширения области применимости парогравитационного воздействия в пластах с повышенным начальным газовым фактором.
Основные выводы и предложения
Список использованных источников


В классической технологии БАОЭ горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины расположены в продуктивном пласте достаточно близко относительно друг друга в среднем, около 5 метров. На начальном этапе формирования и роста вверх паровой камеры это является преимуществом, но в основной период разработки близкое взаимное расположение стволов делает систему менее гибкой, так как значительно ограничивается возможность увеличения перепада давления между добывающей и нагнетательной скважинами, избегая при этом прорывов пара. В работах 9, , показано, что при ХЗАвЭ перепад давления между добывающей и нагнетательной скважинами может быть значительно выше. Кроме того, при такой схеме, гравитационное течение битума дополняется вытеснением паром, что значительно интенсифицирует добычу. Также при использовании Х8АвО можно варьировать соотношением числа нагнетательных и добывающих скважин, что практически невозможно в обычных проектах 8АЭ, где такое соотношение почти всегда . Моделирование в работе показало также снижение паробитумного отношения при реализации ХБАСО. Из недостатков этой технологии можно отметить необходимость применения специальных устройств, локально ограничивающих приток в добывающих скважинах и локально снижающих приемистость нагнетательных в тех точках, где в плане будут пересекаться стволы. Кроме того, такая схема размещения скважин априори предполагает наличие целой группы скважин, в то время как в классической технологии ЗАвЭ эффективно может функционировать даже одна пара.