Технология пароциклического метода интенсификации вязких и высоковязких нефтей
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
рд применение пароциклической обработки позволило добыть дополнительно 819 т нефти за один цикл воздействия (Антониади Д.Г. (1995)). Глубина залегания пласта 560 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - от 23 до 130 м, пористость -34,3%, проницаемость - 5,5 мкм2, пластовая температура - 23С. Время нагнетания пара составляло 18 сут. Время выдержки - 3 суток. Добыча нефти осуществлялась в течение 45 дней (Антониади Д.Г. (1995)).
Опыт, накопленный при извлечении тяжелых нефтей на месторождениях Тиа Хуана, Лагунилас и Бачакеро, показывает, что коэффициент нефтеотдачи только за счет парообработок призабойных зон добывающих скважин может быть увеличен на 5-8%. Более 20 пароциклических обработок позволило добыть до 100 тыс.т/год (Дошер Т.М. (1984)).
На месторождениях Канады, таких как Атабаска, КолдЛейк, Вабаска и Пис Ривер, с глубинами залегания 60, 600, 300, 750 метров и нефтенасыщенными толщинами 21, 12, 8, 11 метров соответственно, реализовано более 30 проектов пароциклической обработки призабойных зон, пять из них имели промышленное значение с дебитом нефти 25-100 тыс.т/год и более (Антониади Д.Г. (1995)). Самый крупный проект 800 тыс.т/год был осуществлен на месторождении КолдЛейк. За время действия проекта на добывающих скважинах было проведено по 8 циклов обработки. Объемы нагнетания пара составили от 8 до 11,5 тыс. т за один цикл. Средний темп нагнетания был равен - 230 m/сут. Средний дебит нефти составил около 8,5 m/сут. Период паротепловой пропитки обычно не превышал 7 суток. Период повышенных отборов нефти составлял 3-6 месяцев.
В Китае на промыслах месторождений Гаошенг, Шугуанг-1, Хуанксилинг и Шанси опытные работы по пароциклическому воздействию на призабойную зону позволило добыть дополнительно 73, 77, 83 и 38 тыс.т/год соответственно (Дошер Т.М. (1984)). Глубины залегания равнялись соответственно 1510-1700, 1000-1100, 1080-1200 и 1100-1200 метров. Нефтенасыщенные толщины - 67, 44,25-40 и 28-85 метров. Вязкости дегазированной нефти в пластовых условиях составляли 450-4000, 8000-14000,2000-3000и 8000-10000 МПас соответственно.
Паротепловые обработки призабойных зон скважин, пробуренных на залежи высоковязких нефтей, широко используются и в других нефтедобывающих странах. Так, на месторождении Эмлиххейм (Германия) пароциклические методы обработки призабойных зон позволили увеличить дебиты скважин в 2-7 раз (Антониади Д.Г. (1995)).
В Индонезии паротепловые обработки осуществляли на месторождении Дури, конечная нефтеотдача которого без теплового воздействия оценивалась в 10 %(Дошер М.Т. (1984)). Пористость пласта составляла 37%,пластовая температура 35-38 С. Продолжительность закачки пара за цикл не превышала 5 суток. Количество теплоты, введенной в пласт за цикл составляло 2646-5250 млн. кДж при давлении закачки 2,8-3,5 МПа. Температура закачиваемого теплоносителя 204-232С.Период паротепловой пропитки 3-5 сут .После пуска скважина, как правило, фонтанировала в течении 10 суток. Среднесуточный дебит после первого цикла возрастала в 4-5 раз (до 9-39 т/сут); после второго - достигал 2-21 m/сут.
Опытные работы по пароциклическим обработкам скважин в Кувейте позволили увеличить производительность скважин с 46-61 до 108 m/сут (Антониади Д.Г. (1995)), причем скважины работали фонтанным способом в течение нескольких лет. Темпы нагнетания пара в скважины колебались от 153 до 198 m/сут при давлении на устье 2,7 МПа и температуре закачиваемого пара 223С. Сухость пара составляла 76%. В среднем на каждую скважину закачивалось от 2,3 до 4,3 тыс. т пара. На пропитку скважины закрывались от 3 до 9 суток.
На месторождении Мидвей Сансет(США) участок Буэна Фе Фее применение пароциклического метода воздействия позволило увеличить дополнительную добычу нефти до 888 т,за один цикл обработки (Антониади Д.Г. (1995)). Длительность нагнетания составляла 11 сут ,время паропропитки 8 сут, общая длительность цикла составляла 120 суток. Глубина залегания кровли пласта 180 метров, нефтенасыщенная толщина 62,5 метра. Пористость 30%, температура пласта 32 С, вязкость нефти в пластовых условиях 150 МПа с.
На месторождении Хантингтон Бич, средний уровень добычи нефти за один цикл паротеплового воздействия на призабойную зону составил 4600 т (Антониади Д.Г. (1995)). Общая продолжительность цикла составляла 14 месяцев. Глубина залегания пласта 600-700 м, нефтенасыщенная толщина 12-18 м, пористость коллектора 35%, температура пласта 53С, вязкость нефти при пластовой температуре 45,7 МПа-с.
В таблице 2.3.1 приведены данные по общей продолжительности циклов паротеплового воздействия для месторождений США (Антониади Д.Г.(1995)).
Таблица 2.3.1
Характеристика паротепловых обработак призабойных зон добывающих скважин на месторождениях США.
МесторождениеУчастокНефтенасыщенная толщина, м.Продолжительность цикла, мес.Добыча нефти одной скважины, т/ сут.Добыча нефти за цикл, т.Перед обработкойПосле обработкиВсегоДополнительноПервые 30 днейНа конец циклаХантингтон БичТМ12152,425446103350Сан АрдоЛомбарди67184575,679506244Керн РиверЧайна6,760,5222,418401750Мидвей СансетПоттер (А)7651,617414701225Керн РиверКерн Ривер6752,2103,2750443КоалингаТремблорд3350,582,4680572Мидвей СансетТалер7360,891,6740589Мидвей СансетПоттер (Б)7640,861,6480354ВайтВолфРиф Ридж2344,8134,81070513ПозоКриикЭтчегоин2461,131,6420223
ГЛАВА 3. ПОСТРОЕНИЕ И ОПТИМИЗАЦИЯ ИНТЕГРАЛЬНОЙ МОДЕЛИ ПАРОЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ПЛАСТА
Несмотря на большое количество существующих тепловых методов добычи нефти, самыми эффективными из их являются методы, основан