Способ разработки залежи высоковязкой нефти

Номер патента: 1266271

Авторы: Зубов, Кудинов, Карасев, Колбиков, Дацик

Формула

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ, включающий закачку теплоносителя циклично с закачкой холодной воды в промежутках между циклами, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности термического воздействия, объемы порций теплоносителя U (T) и холодной воды U (X) находятся в следующем соотношении:

где Vпор объем порогового пространства пласта участка разработки, м3;
m пористость пласта, доли единицы;
Tэф эффективная температура вытеснения нефти, выше которой температура практически не изменяет вязкость нефти, oС;
T0 начальная температура пласта, oС;
ж, т, x плотность соответственно добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, кг/м3;
iж, iт, iх теплосодержание соответственно добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, ккал/кг;
M объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями, ккал/м3 oС;
o коэффициент теплопроводности окружающих пород, ккал/м ч oС;
Cо объемная теплоемкость окружающих пород, ккал/м3 oС;
H толщина пласта, м;
q темп нагнетания агента в пласт, м3/ч;
, безразмерные коэффициенты.

Описание

Изобретение относится к нефтяной промышленности, к технологии разработки залежей высоковязких нефтей с применением теплоносителей.
Добыча высоковязких нефтей путем вытеснения их из залежей теплоносителями является самым распространенным в промышленности тепловым способом повышения нефтеотдачи пластов. Наиболее широко в качестве теплоносителей применяют пар и горячую воду.
Целью изобретения является повышение эффективности термического воздействия.
Потери тепла в окружающие нефтеносный пласт породы, а следовательно, и тепловая эффективность процесса зависят в основном от разности температур между продуктивным пластом и окружающими породами. Поэтому при закачке теплоносителя высокого потенциала в больших объемах, т.е. при создании тепловой оторочки, размеры которой составляют 0,6-0,8 порового объема пласта участка воздействия, создаются условия для больших непроизводительных потерь тепла.
На фиг. 1 представлена зависимость вязкости пластовой нефти от температуры при давлении 10 МПа; на фиг. 2 номограмма зависимости объемов порций импульсов теплоносителя U(T) и ненагретой воды U(X) от эффективной температуры вытеснения нефти Тэф при разных температурах нагнетаемого теплоносителя Та.
В связи с этим при тепловом воздействии следует поддерживать в пласте температуру, не превышающую некоторой минимально необходимой для данного месторождения температуры эффективной температуры вытеснения Тэф. Эту температуру легко определить по графику зависимости вязкости нефти конкретного месторождения от температуры (см. фиг. 1), т.е. принять в качестве эффективной температуры то ее значение, при котором дальнейшее повышение температуры практически не сказывается на изменении вязкости нефти.
Определив эффективную температуру вытеснения, естественно принять условие, что при суммарном нагнетании теплоносителя и холодного агента в объеме Vпор средняя температура части пласта Vпор должна быть равной Тэф.
Напишем уравнение баланса тепла
Q(T) т iт + Q(X) x ix Q1 + Q2 + Q3, (1) где Q(T) объем нагнетаемого теплоносителя в пересчете на конденсат;
Q(X) объем нагнетаемого холодного агента;
Q1 количество тепла, накапливаемого в пласте;
Q2 количество тепла, выносимого из пласта вместе с добываемой жидкостью;
Q3 количество тепла, теряемого в окружающие породы; Q(T) и Q(X) удовлетворяют соотношению
Q(T) + Q(X) Vпор. (2)
Слагаемые правой части уравнения (1) могут быть представлены в аналитическом виде
Q1= M (Tэф-To)(3) причем объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями
M (1-m) ск Сск + m ж Сж, (4) где ск и ж плотность соответственно скелета пласта и жидкости, содержащейся в нем, а С и Сж соответственно удельная теплоемкость скелета пласта и жидкости.
Количество тепла, выносимого из пласта вместе с добываемой жидкостью,
Q2 Vпор ж iж, (5) а теплопотери в окружающие породы составляют
Q3= (Tэф-To) (6)
Легко видеть, что объемы порций теплоносителя U(T) и холодной воды U(X) связаны друг с другом соотношением
(7) Подставив в выражение (7) вместо Q(T) его значения из уравнения (1), получаем характеристику, определяющую технологический режим по предлагаемому способу.
Приняв 2, 1, строим номограмму зависимости отношения U(T)/U(X) от эффективной температуры вытеснения для различных значений температур теплоно- сителя (см. фиг. 2).
Легко видеть, что
+ т.е. коэффициент определяет суммарную закачку в пласт теплоносителя и холодного агента в долях от объема пор разрабатываемого участка пласта.
Опыт применения термических методов на конкретных месторождениях показывает, что для обеспечения наиболее полного охвата пласта вытеснением необходимо прокачивать через пласт не менее 2 объемов пор вытесняющего агента ( 2). Наиболее часто в технологических схемах срок разработки залежи высоковязкой нефти определяется суммарной закачкой агентов в диапазоне 2-3 объемов пор. Так, например, в известном способе с использованием тепловых оторочек задают величину оторочки Q(T)/Vпор в пределах 0,4-1,0, а затем используют вытеснение ненагретой водой, доводя до 2-3 единиц.
Из практических соображений выбрано значение 2, ибо с ростом увеличиваются теплопотери в окружающие пласт породы и эффективность теплового воздействия постепенно снижается.
Коэффициент используется для обозначения доли прогретой части пласта ( < 1, если требуется прогреть не весь пласт, и 1, если необходим прогрев всего пласта).
Основная практическая задача: какое количество теплоносителя Q(T) необходимо закачать в пласт и каково должно быть соотношение импульсов U(T)/U(X), чтобы при заданном объеме закачки теплоносителя и холодного агента в количестве 2 поровых объемов [Q(T) + Q(X) 2Vпор, 2] температура всей части пласта достигала в среднем значении Тэф. Вот почему основным значением коэффициента является значение 1.
Таким образом, фиксируя значения 2 и 1, по предложенной формуле определяем постоянное значение соотношения импульсов U(T)/U(X) на весь период теплового воздействия.
Использование для этой цели других значений < 1 нецелесообразно, поскольку в этом случае обеспечивается прогрев до Тэф лишь части объема пласта и необходимый тепловой фронт не достигает ряда добывающих скважин.
Тем не менее (хотя основными значениями и являются 2, 1), формула записана для общих коэффициентов и . Преимущество этого в следующем. Например, с помощью общей формулы можно решить обратную задачу.
Допустим, технологический режим осуществляется с известным соотношением импульсов U(T)/U(X) A. Для целей анализа и регулирования процесса разработки важно знать динамику прогрева пласта в любой произвольный момент времени.
Задаваясь, к примеру, временем, соответствующим суммарной закачке агентов в количестве Q(Y) + Q(X) 0,5Vпор, 0,5, из формулы определяем , т.е. определяем часть порового объема, прогретого до температуры Тэф.
Например, если для Та 320оС; х 0,4; Тэф 50оС процесс вести с отношением импульсов U(T)/U(X) 0,5, то к моменту суммарной закачки Q(T) + Q(X) 0,5Vпор, 0,5, по формуле получаем значение 0,32. Это значит, что к данному моменту будет прогрето до Тэф около одной трети объема пласта.
Приведем пример конкретного расчета для определения соотношения U(T)/U(X).
После сокращения на Vпор формула приобретает вид
=
В примере приняты следующие значения параметров
M 500 m=2
o= 1,8 ; Co= 450
q 150 6,25 H 30;
Vпор R2m H; R 150см;
x 1000; ix 20; То 20,
2; 1. Значения т и iт задаются таблицей.
Среднее значение ж iж для отбираемой из пласта жидкости оценено выражением
жiж (0,8 водыCводы+0,2 нефтиCнефти) 440 (Tэф+20).
Таким образом, после подстановки задаваемых параметров в формулу имеем

По этой формуле легко построить приведенные на фиг. 2 графики. Например, для Та 320оС, х 0,4, Тэф 50оС получаем
0,5.
Следовательно, в данном случае импульс горячего агента равен половине импульса холодного. Закачивая в пласт вытесняющий агент в количестве 2 объема пор ( 2), для суммарных расходов получа- ем Q(T) Vпор; Q(X) Vпор.
Для случая Та 250оС, Тэф 50оС имеем
1,06.
Следовательно, при температуре нагнетания Та 250оС для получения в среднем по пласту температуры Тэф 50оС необходимо выбирать импульсы горячего и холодного агентов равными -U(T) U(X).
Аналогичные расчеты выполняются для любых других значений Та, Тэф(см. фиг 2).
Выход кривых на вертикальную асимптому (см. фиг. 2) говорит о том, какую максимальную температуру пласта можно получить при заданной температуре нагнетания Та.
Следует иметь в виду, что все кривые на фиг. 2 построены для случая 2.
Наряду с технологическими преимуществами предлагаемый способ позволяет также более оперативно распоряжаться парогенераторной техникой при ограниченных ее ресурсах, периодически высвобождая мощность теплогенерирующих средств. Для приведенного примера при установленной мощности средств, равной приемистости одной скважины, в нашей технологии под одновременным воздействием могут находиться 3 нагнетательные скважины.

Рисунки

Заявка

3819262/03, 30.11.1984

Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть", Производственное объединение "Удмуртнефть"

Кудинов В. И, Колбиков В. С, Зубов Н. В, Дацик М. И, Карасев С. А

МПК / Метки

МПК: E21B 43/24

Метки: залежи, нефти, высоковязкой, разработки

Опубликовано: 20.12.1995

Код ссылки

<a href="http://patents.su/0-1266271-sposob-razrabotki-zalezhi-vysokovyazkojj-nefti.html" target="_blank" rel="follow" title="База патентов СССР">Способ разработки залежи высоковязкой нефти</a>

Похожие патенты