Телефон: +7 (383)-202-16-86

Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Студенческий» № 36(80)

Рубрика журнала: Науки о Земле

Секция: Геология

Библиографическое описание:
Новиков М.М., Липаев А.А. К ВОПРОСУ О ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДАХ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ГРЕМИХИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ» // Студенческий: электрон. научн. журн. 2019. № 36(80). URL: https://sibac.info/journal/student/80/156685 (дата обращения: 14.11.2019).

К ВОПРОСУ О ТЕРМИЧЕСКИХ МЕТОДАХ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ, ПРИМЕНЯЕМЫХ НА ГРЕМИХИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ОАО «УДМУРТНЕФТЬ»

Новиков Максим Михайлович

студент 2 курса, кафедра РЭНГМ им. В.И. Кудинова, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцириева,

РФ, г. Ижевск

Липаев Александр Анатольевич

д-р техн. наук, профессор кафедры РЭНГМ им. В.И. Кудинова Институт нефти и газа им. М.С. Гуцириева,

РФ, г. Ижевск

Гремихинское месторождение ОАО "Удмуртнефть" введено в промышленную эксплуатацию практически 40 лет назад и на протяжении периода разработки являлось полигоном для испытания технологий добычи высоковязких нефти Создание и внедрение новых технологий теплового воздействия на пласт в 80-х годах прошлого века было непосредственно связано с решением проблемы разработки Гремихинского месторождения.

Нефть башкирского яруса -основного объекта разработки – относится к категории высоковязких (79-310 мПа·с), высокопарафинистых (>6%), высокосмолистых (>15%), что делает ее чрезвычайно трудноизвлекаемой. Целью применения термических методов являлось повышение пластовой температуры до оптимального уровня 56-58 0С. За оптимальную принимается та температура, прогрев пласта выше которой не приводит к существенному приросту подвижности нефти и связан с непроизводительными расходами на производство и нагнетание теплоносителя, которые не компенсируются технологическим приростом добычи нефти. [1]

Гремихинское месторождение было одним из первых, где проводились испытания инновационной технологии импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт (ИДТВ). Основным отличием от известных на тот момент методов паротеплового воздействия заключалось в том, что создание оторочки пара в пласте носит циклический характер, т.е. теплоноситель закачивается в пласт не постоянно, а в чередовании с порциями холодной воды. [2]

Технология разработана применительно к площадным схемам размещения скважин (рисунок 1).

 

Рисунок 1. Элемент 7-точечной площадной схемы вытеснения на башкирском ярусе Гремихинского месторождения

 

В частности, для семиточечного площадного элемента с центральной нагнетательной скважиной, характерной для Гремихинского месторождения, осуществление одного полного цикла включает три этапа.

На первом этапе цикла теплоноситель нагнетают в пласт одновременно через центральную нагнетательную и три добывающие скважины, расположенные через одну на вершинах шестиугольника; отбор жидкости ведут через оставшиеся три (через одну) добывающие скважины.

На втором этапе цикла группы добывающих скважин меняются функциями.

На третьем этапе цикла все добывающие скважины переводятся на режим отбора, закачку теплоносителя осуществляют через центральную нагнетательную скважину.

Технология предусматривает осуществление от трех до пяти таких циклов. [2]

При движении пара по стволу нагнетательных скважин в результате теплообмена между теплоносителем и окружающими скважину породами происходят потери тепла, которые зависят от глубины пласта, конструкции и оборудования скважин, темпа закачки теплоносителя и т.д. При движении теплоносителя по нефтяному пласту основную роль в прогреве пласта играет конвективный перенос тепла. Основная часть вводимого в пласт тепла теряется через кровлю и подошву за счет теплопроводности.

Для сохранения температуры теплоносителя на Гремихинском месторождении применяются специальные теплоизолированные НКТ типа ТТ 89/50 с эффективным коэффициентом теплопроводности 0,026 Вт/м. Авторами конструкции являются В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, М.П. Завьялов и др. [3]

При использовании теплоизолированной НКТ температура пара на забое составит 72 0С. Данные расчеты коррелируются с фактическими данными – по состоянию на 2019 г. пластовая температура в зоне закачке теплоносителя достигает 65 0С (рисунок 2).

 

Рисунок 2. Тепловых потери в стволе скважины при закачке пара

 

Следует отметить, что по состоянию на 2019г. степень прогрева пласта не достигла значений, близких к проектной оптимальной температуре. Выявлено лишь очаговое повышение температуры в северной части залежи. [1]

Заключение

В процессе разработки Гремихинского месторождения на башкирском ярусе были опробованы различные технологии теплового воздействия на пласт, являющиеся инновационными в 80-90 гг. прошлого века. Анализ показал недостижение проектных показателей, основное влияние оказало несовершенство системы закачки теплоносителя.

Несмотря на применение специальных теплоизолированных НКТ рассеивание энергии теплоносителя в окружающие породы скважины колеблются в зависимости от времени и темпа нагнетания, от 50% до 70%, что значительно снижает эффективность и рентабельность тепловых методов.

 

Список литературы:

  1. Дополнение к Технологической схеме разработки Гремихинского нефтяного месторождения.  Ижевск, 2017.
  2. Кудинов В.И., Сучков Б.М. Интенсификация добычи вязкой нефти из карбонатных коллекторов. – Самара: кн. изд-во, 1996. – 440 с.
  3. Пат. 2129202 РФ, E21В17/00, E21В36/00. Теплоизолированная колонна/ В.И. Кудинов, Е.И. Богомольный, М.П. Завьялов и др. (РФ). – № 97114110/03; Заявлено 12.08.1997; Опубл. 20.04.1999, Бюл. №11.

Оставить комментарий