книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

денной гф0 зон определяют				по формулам (XVI.62), (XVI. 70), в которых </в
заменяют	на qU3 согласно (XVI.71).
В формуле для определения водонасыщеиности (XVI.66) значение qBзаме­
няют на qm.
Нефтеотдачу, объемы добываемой нефти, воды и обводненность определяют
аналогично первому			этапу процесса. При		этом положение	фронта пара
		[<7n^i + (<7иэРв — Яп) ^ 2]				(XVI.77)
Здесь
N1 =	[exp (1|>^г) erfc(% /n) + 2%				---- 1j ;
N2 =	[exp (1)>! (ti — /„)) erfc(i))1krh — t„) -f 2^! j/~ - ~					tn
						Ф
ф1 =	2 l^A.Cp	,	,|, _	crXrC0pnH
	CnpaH	’	42	4kCp(Tn — T0) '

Положение фронта пара сравнивают с положением фронта охлаждения (гф0) по формуле (XVI.70). При Гф0 > rUi дальнейшее увеличение фронта пара (и, следовательно, прирост нефтеотдачи за счет вытеснения паром) прекращается.

Вформуле (XVI.76) учитывается объем нагнетаемых пара и холодной воды.

Врезультате имеем

0вп1 = (<7п/Рв) tH+ ?вэ (i&t — tn) — Qnni-	(XVI.78)
При продолжительном непрерывном нагнетании	горячей воды или пара

расчеты проводят по формулам, изложенным для первых этапов вытеснения нефти. Выполнен пример расчета при вытеснении высоковязкой нефти оторочкой пара с последующим нагнетанием холодной воды. Зависимость вязкости нефти

от

температуры

показана

на

рис.

XVI. 10.

Продолжительность первого этапа соответствовала 7 мес, второго — 12 мес,

общая продолжительность

процесса — 19 мес. За

указанный период в пласт

закачано

около

2,6

порового

объема

ра­

бочего

агента.

при

следующих

Расчеты выполнялись

Данных:

Яэф =

10 м;

Rr =

79,8 м;

т

=

=

0,3; Т0 =

26 °С;

Sq =

0,33;

Sch =

0,3;

Suo

(при вытеснении горячей водой)= 0,3;

Гв =

=

26 °С (холодная);

рзао = 6,0 мПа;

Тг =

=275 °С; Хг—0,7; удельная теплота

парооб­

разования сг = 1,57-10° Дж/кг;

/ж =

1,21X

X 10° Дж/кг; Ср =

2,3- 10° Дж/м3-°С;

X=

=

7,95

кДж/м

ч

°С;

Спрп

— 2,5

X

X

10°

Дж/м3.°С;

рп =

1000

кг/м3;

Св

=

4,18

кДж/кг;

р„ =

940

кг/м3;

qn =

=

7000

кг/ч; г\ии =

0,8;

Кот =

0,6;

b =

1,0.

Результаты

расчетов

приведены

на

рис. XVI. 11, где показаны изменения

неф­

теотдачи и обводненности добываемой про­

дукции в зависимости от количества

зака­

чанного

рабочего агента (в поровых объемах).

После

прокачки

1,8

порового

объема

рабочего агента рост нефтеотдачи

замедлил­

ся, поэтому дальнейшее продолжение про­

XVI.Ю. Зависимость вязкости

цесса следует определять Сучетом

получае- Р||С

МОЙ ЭКОНОМИИ.

нефти от температуры

353

Рис. XVI.11. Изменение нефтеотдачи riH(/) и обводненности добываемой продукции т|и

(2) в зависимости от объема закачанного рабочего агента (в поровых объемах) при вы­ теснении нефти оторочкой пара. qn = 7 т/ч; Rp = 79,8 м; KQT = 0,6; qn = 14 м3/ч

§ 4. РАСЧЕТНЫЕ ФОРМУЛЫ ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОТДЕЛЬНЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИХ УСЛОВИЯХ РАЗРАБОТКИ

При проектировании и анализе процесса разработки с учетом температурных изменений на забоях скважин и в пластах возникает необходимость в расчетах отдельных параметров и показателей, имеющих важное прикладное значение.

Расчетные формулы для определения температурных полей

впластах

Впроцессе нагнетания агентов с температурой, отличной от начальной пла­ стовой, расчеты выполняют как при анализе промысловых замеров температуры, так и при проектировании. Для этих целей наиболее часто используют формулу

Ловерье (XVI.35), полученную для условий радиального течения. При наличии систем нагнетательных и добывающих скважин поле фильтрации становится дву­ мерным и на удалении от нагнетательных скважин отличается от радиального. При расчетах двумерных полей фильтрации часто используют метод сочлененных трубок тока, которые приближенно аппроксимируют поле течения. В связи с этим требуется иметь расчетные формулы, позволяющие определять температуру в таких трубках тока. При нагнетании воды в линейные разрезающие ряды и аппроксимации поля течения радиальным и линейным звеном трубки тока (см. рис. XV1.5; XVI. 12) температуру во втором линейном звене определяют по формуле

Т* — Тр
Г х-Г о	KRJ		2
	~2CnQj		(** R*C0S Pi)l “I 2~
= 6rfC l /	(	CaHsRK	о T	Х
у	I1—	е т г	1Ф(* “ + 20‘- (х ‘ - * * cos Pl)ll
х в (1 -5 * ).				(XVI.79)

Здесь R'K— радиус первого звена трубки тока; 6(1 — £*) — единичная функция;

(1 - 6 * )> о

6 (!-& *) =

10, (1 -S * )< о.

354

Рис. XVI.12. Аппроксимация поля течения трубками тока при нагнетании в линейные ряды скважин.

а —фронт вытеснения в зоне радиального течения; б —линейного течения

i — номера трубок тока (против часовой стрелки i = 1, 2,	3, .... к).
(1 — £*) — комплекс, стоящий в знаменателе в фигурных	скобках; Q* —

общее накопленное количество воды, поступающей в трубку тока i\ t — продол­

жительность нагнетания;		z — расстояние до кровли (подошвы) пласта; 2 = 0
(в пласте);
Ф< = - ^ - ;	Р/.= (;	— -J-) ф<; Di = sin (i ер,-) — sin [(t — 1) ф,];
_ H
Я,ЯЭ— общая	и эффективная мощность слоистого пласта,		к — температуро­
проводность. а	учитывает наличие разделяющих прослоев		в пласте (если от­

дельные слои или пласты разделены перемычками со значительной толщиной, тепловое поле в них рассматривается самостоятельно с учетом тепловой интер­

	ференции	между пластами).
	Формулу (XVI.79)		применяют в том случае, когда тепловой фронт нахо­
	дится за	пределами R'K. Положение теплового фронта в области			R'Kcos (5t- ^
	^ *тф ^	LK	1	Г 2CBQi
	*тфi	Як COS Р,			(XV1.80)
			2Dt	УC H 3aR'K

Температуру и положение теплового фронта в области радиальной фильтрации определяют по этой же формуле, которая переходит в формулу Ловерье, если

	принять х. = R'Kcos Pj и заменить R'K переменной г (г < г ^ R'K),
	2CBQt	(XVI.81)
	cp/C*atf9

355

Если температура нагнетаемого агента в момент t{ изменяется от Т,									до Т2
ее значение в области R'Kcos Р, ^						^ LK определяют по формуле
Txi -	Т0	■= W„1			Тщ- T j	erfc X
T i— т 0					T i - T i
			XR'i
			2CvQi		+ 2D>(X‘		cos Pi)J + 2		X
	1 /	xt	I	t,	C aH.R'			)
	V		11-----J_------ |_ 1 J L (Ф./?' , 2Dt (.xt ~					cos p,.)]j
Х в(1-6Г ,2)								(XVI.82)
Здесь Wni — комплекс, стоящий						в правой	части уравнения	(XV1.79);
£f.2 =	(^* “i		J~)	»
t — общая	продолжительность нагнетания						с начала процесса.

При нагнетании в условиях площадных и очаговых систем разработки (см. рис. XVI.5 и рис. XVI. 13) температура во втором звене трубки тока i в точке г2\ определяется по формуле

Тr2i — Уо

Т г-Т о
		\Ait	+			+ - |-
		2CBQi
			C*aHaAi
	lу/ x t U| 1			Ri(Ri +
			1
			2C„Q,
						(XVI.83)
Здесь (1 — £з) — комплекс, стоящий				в знаменателе		в фигурных скобках;
Ai =	tg (* Фл) — tg (t — 1)фл;
Bi =	arc tg	tg (i<p,i)J — arc tg			tg (i -	1) tpflJ ;

r2i — расстояние от забоя добывающей скважины до наблюдаемой точки. Радиусы первого и второго звена трубки тока i, определяемые из условия

равновеликости по площади между треугольниками и заменяющими их сек­ торами, равны

Угол первого звена трубки тока i, примыкающей к нагнетательной скважине»

равен фц = фх/к;	= const;	к — число		трубок тока в элементе;	ф*2 — угол
раскрытия второго звена трубки тока ф*2 =				£*• Значения Rlt R2>Ф1» Ф2 можно
определить по рис. XVI. 13.. Они зависят от типа площадной системы					заводнения
(пятиточечная, семиточечная		и т. д.).
Положение температурного фронта во втором звене трубки тока
At	D /D„ A D \		2CBQi		(XVI.84)
г?тф	*4	г Aa;	C^aH^At .
У

абв

Рис. XVI. 13. Аппроксимация поля течения трубками тока при площадных системах нагнетания (пятиточечная и семиточечная системы).

Фронт вытеснения нефти: а —в первом звене трубки тока; б —во втором звене

Температуру и положение теплового фронта в первом звене трубки тока опре­ деляют по приведенным формулам, в которых следует принять r2i = г^\ Rx—

= rXi " j / " а затем значение rxi заменить переменной rxi (гс

rXi ^ г*;).

При изменении температуры нагнетаемого агента с 7\ на Т2 в момент t = температуру определяют по формуле

Tr2i — Т0		т 2- т 1	X
Т г-Т о		Т г-Т о
	КAjt	[ Ri (#1 + R2) — r\t		j +
X erfc	2CflQi
		aCtH3Ai
		2CBQi
X H I - I t ) .				(XVI.85)

Здесь

i t = ( & i - 4 " )

Определение проницаемости слоев, подвергающихся тепловому воздействию до прохождения в них фронта вытеснения нефти водой

При проектировании разработки в условиях неизотермического вытеснения нефти водой важно выделить слои с пониженной (относительно средней) прони­ цаемостью, которые подвергаются тепловому воздействию еще до прохождения

Вник основного фронта вытеснении. При нагнетании колодной воды §то имеет

357

значение с той точки зрения, что при охлаждении нефти из нее могут выпадать смолисто-парафинистые компоненты (если нефть насыщена парафином), что может привести к резкому затуханию фильтрации в этих слоях вплоть до их отключения из сферы активного вытеснения нефти водой [37].

При нагнетании горячей воды тепловое воздействие на нефть может приво­ дить к изменению ее вязкости и увеличению скорости фильтрации. Поэтому важно с самого начала, располагая спектром проницаемостей (кумулятивной кривой, определенной по керновым данным), установить группу слоев в разрезе, которые будут подвергаться тепловому воздействию ввиду отставания в них фронтов вытеснения из-за теплообмена со слоями с повышенной проницаемостью.

Для определения критического значения проницаемости можно использо­ вать следующую приближенную расчетную формулу:

I "Ь I/ 1+ 4 (рс — Рк)	C^kc^/nd'	( 1 _________ \		1
	C*f*' ($ск)	\	(Рс — Рк) Л	ф2
£кр =	2 (Рс —Рк)/Ф

(XVI.86) где Ф — коэффициент, учитывающий изменение приемистости скважин за счет

гидроразрывов (ф = 1,			2—2);
^ _________ [Дн/($2 --$ск) ~Ь Дв/($СК ---$о)]_________ .
[1	N (s2	— S0) (ав ан) (S2 — ScK)flH/(scK — so)°B]2
кг __	М>в (То)	FH(s0) .
	Рн (То)	Fb (S2)	’
s =			>- Ф т Ы ;
ф -	1 ш	т (с + б Т + е 7 ,):

sCK— насыщенность на фронте вытеснения при начальной пластовой темпера­ туре Т0; ап, ав — константы аппроксимации относительных проницаемостей; ( Г < Г 0*).

		при Т > Т $	Ф = 0.
Например,		для месторождения Узень Fus0 =		0,95; FB(s2) = 0,2;	ан =	1,95;
ав =	2,85;	1,4; с, b, а — константы аппроксимации начального градиента
(для	нефти	месторождения Узень	с = 0,2; b =	—1,4; а = 10,52;	7J =	70 °С;
Т\ =	Ю°С).

>)При расчетах, выполненных по (XVI.86), получают нижний предел &КрРасчеты показывают, чтодля высокопарафинистой нефти месторождения Узень с температурой кристаллизации парафина, близкой к начальным пластовым, критическая проницаемость сдоев составляет ~0,05 мкм2.

358

Определение граничного значений температуры на забоях при неизотермическом заводнении

При расчетах тепловых полей в пластах требуется определить температуру закачи­ ваемой воды на входе в нефтяные пласты.

Температуру на забое можно определить по формуле, предложенной в [45],

Т = (Т В- Ту) e_Kt + r y + r L -

- ( 1 - e - KL)_j_-

(XVI.87)

Здесь Тв — температура нагнетаемого аген­ та на устье; Ту — температура нейтрально­ го слоя у поверхности земли; L — глубина залегания пласта; Г — местный геотерми­ ческий градиент;

2яMX
К =	1 /	4nut
CpQo In 1+
	V	~d?>

Рис. XVI. 14. Кривая изменения тем­ пературы.

а —геотерматьпая кривая; 1,2,3 — кривые изменения температуры в стволе скважины на различных глу­ бинах при различных расходах агента

М— молекулярная масса теплоносителя; Q0 — массовый расход теплоносителя;

х— температуропроводность горных пород; d0 — диаметр скважины.

Кривая изменения температуры по стволу скважины пересекает геометри­ ческую кривую на глубине (рис. XVI. 14)

	1» [ ц - Т - р Т д - к ]
1о	(XVI.88)

Ниже этой глубины поток теплоносителя охлаждает ствол скважины на забое, если последний расположен ниже L0. Нагревание забоя и пласта возможно, если ^заб < Ц- Из (XVI.88) следует, что интенсивность нагрева забоя можно уве­

личить, повышая температуру теплоносителя на устье(Гв)или снижая параметр К, увеличивая расход Q0 илн продолжительность нагнетания агента.

При нагнетании пара температура на забое может быть выше, чем на устье, ввиду конденсации пара (возрастания его влажности), сопровождающийся вы­ делением скрытого тепла.

ГЛАВА XVII

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

Внутрипластовое горение используют для интенсификации добычи и увели­ чения конечной нефтеотдачи пластов на залежах с нефтью повышенной или вы­ сокой вязкости (более 10—30 мПа-с в пластовых условиях), разработка которых традиционными способами (например, с применением широко распространен­ ного заводнения) неэффективна.

В последние 15—20 лет разрабатывались с различной интенсивностью и результативностью разновидности метода внутрипластового горения, такие как прямоточное и противоточное горение, сухое и влажное прямоточное горение и др.

Наиболее изучен процесс прямоточного горения, при котором направление движения фронта горения совпадает с перемещением по пласту окислителя. Этот процесс, в свою очередь, осуществляется либо по варианту сухого горения,

359

когда для поддержание его в пласт нагнетают только воздух, либо по варианту влажного горения, когда нагнетают попеременно воздух и воду. По данным ла­ бораторных и теоретических исследований и опытно-промышленных работ затра­ чивается меньшее количество воздуха при влажном горении по сравнению с су­ хим. Поскольку с количеством воздуха, расходуемого на осуществление процесса, связана основная доля затрат, применение влажного горения характеризуется в основном более благоприятными технико-экономическими показателями раз­ работки залежей нефти. В начальный период разработки месторождения реко­ мендуется применять сухое горение, так как в этом случае обеспечивается устой­ чивый процесс в пласте, в результате чего переход к влажному горению проис­ ходит без риска затухания процесса.

Прямоточное внутрипластовое горение при разработке залежей нефти (по вариантам сухого и влажного) используют в основном в опытно-промышленных масштабах на месторождениях СССР и США, Венесуэлы, Канады, Румынии и др. [1]. Из анализа их результатов вытекают следующие основные выводы: внутрипл'астовое горение в большинстве случаев эффективно на залежах с высокопро­ ницаемыми песчаными пластами, насыщенными нефтью высокой или средней вязкости; внутрипластовый фронт горения в основном создается путем самовос­ пламенения нефти (при нагнетании в пласт воздуха) или после прогрева при­ забойной зоны пласта забойными нагревателями; при разработке залежей этим методом достигаются интенсификация добычи нефти (увеличение дебитов нефти в несколько раз), существенный прирост нефтеотдачи пластов (на залежах с вы­ соковязкой нефтью до 40—60 %), в результате чего за счет повышения газового фактора часть скважин переводят на фонтанный способ эксплуатации; внутри­ пластовое горение преимущественно используют в сочетании с заводнением (с целью повышения технико-экономической эффективности процесса); гаранти­ руется эффекивная разработка залежей при условии обоснованного их выбора для осуществления этого процесса и предварительной организации опытно-про­ мышленных работ на залежи; использовать внутрипластовое горение следует после специального технического обустройства систем эксплуатации объекта, обеспечивающего контроль и регулирование процесса, герметичность сбора и подготовки добываемой продукции и охрану окружающей среды.

Осложнения при внутрипластовом горении — интенсификация выноса слабосцементированных пород из пласта, коррозия подземного оборудования скважин

и образование стойких водонефтяных	эмульсий.
§ 1. ВЫБОР ОБЪЕКТОВ ДЛЯ	ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА

ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

При выборе объектов учитывают следующие характеристики залежей.

1. Плотность нефти должна быть 850—990 кг/м3. Если нефть более легкая, основные компоненты ее перед фронтом горения испаряются и в оставшейся части может оказаться недостаточно материала для образования минимально необхо­ димого содержания топлива в породе. При более тяжелых нефтях перед фрон­ том горения могут откладываться твердые остатки, закупоривающие пути для фильтрации газов горения, что ведет к затуханию процесса.

2. Вязкость нефти должна составлять 20—30 мПа-с и более. При воздей­ ствии на залежи теплом и газами горения создаются благоприятные условия для вытеснения нефти из пластов.

Влажное горение по сравнению с сухим можно применять на залежах более легких маловязких нефтей (до вязкости не менее 10 мПа-с. Однако в этом слу­ чае требуется детальное обоснование экономической эффективности процесса.

3. Глубина залегания пластов рекомендуется 150—1500 м. Она ограничи­ вается техническими возможностями для нагнетания воздуха в пласты (с ростом глубины обычно увеличивается пластовое давление), а также опасностью нару­

шения целостности покрывающих продуктивные пласты пород до поверхности земли.

4. Минимальная эффективная толщина пластов должна быть 2—3 м. Мини­ мальная толщина пластов определяется возрастанием теплопотерь в кровлю и подошву пласта при уменьшении его толщины, что может привести к затуханию

360

фронта горения в условиях практически достижимой приемистости скважин по воздуху. Максимальная их толщина (15—20 м) определяется с учетом условия снижения охвата пласта процессом горения при увеличении его толщины. С пере­ мещением фронта горения наблюдается тенденция смещения его к кровле за счет эффекта разделения фильтрующегося по пласту потока нефти, воздуха и газов горения в соответствии со значением плотности компонентов. В резуль­ тате при толщинах пласта более 20 м и расстояниях между нагнетательными и добывающими скважинами 100—200 м охват пласта горением может существенно снизиться.

5. Проницаемость пластов при глубинах их залегания 150—300 м и тол­ щине 3—15 м должна составлять 0,5—0,2 мкм2; при глубинах 500—1000 м — соответственно 0,1—0,5 мкм2 ограничивается минимумом в связи с тем, что дав­ ление нагнетания воздуха в пласт не должно превышать горного (не выше 22 кПа на 1м глубины скважины) и соответствовать технической характеристике современных компрессоров (10—25 МПа); необходимая приемистость нагнета­ тельных скважин при внутрипластовом горении по воздуху колеблется в интер­ вале 10—60 тыс. м3/сут.

6. Пористость пластов для терригенных пород должна быть не менее 20 %, для карбонатных пород, характеризующихся сравнительно низкой пористостью, минимально необходимой для внутрипластового горения считается — не менее 10%.

Кроме того, при размещении нагнетательных и добывающих скважин нельзя допускать между ними экранирующих нарушений.

Переслаивание продуктивных и непроницаемых пропластков допустимо при внутрипластовом горении, так как за счет теплопроводности могут прогреваться не охватываемые горением пропластки, однако толщина продуктивных пропла­ стков должна быть не менее 2 м, а непроницаемых — не более 1 м.

§ 2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

При проектировании систем разработки залежей методом внутрипластового горения, кроме данных, учитываемых при заводнении пластов, рассматривают

следующие:

а) теплофизические характеристики продуктивного пласта и окружающих пород (теплоемкость, теплопроводность и температуропроводность);

б) удельное содержание топлива (коксоподобного остатка) в нефтенасыщен­

ной породе, образующегося	при осуществлении процесса (q0ст. <7ст);
в) удельный расход воздуха, необходимый для сгорания топлива в породе
(полного при сухом — qBQ3	или частичного при влажном горении — <7воз);

г) необходимое соотношение воды и воздуха, закачиваемых в пласт при

влажном горении (Р); д) кинетические параметры окисления нефти кислородом воздуха (энергия

активации Е\ постоянная Аррениуса А0 и др.).

Указанные данные определяют по результатам лабораторных исследований на физически подобных моделях пластов применительно к условиям конкретного объекта (с использованием реальных образцов породы, пластовой нефти и при соблюдении критериев подобия в процессе моделирования).

Теплоемкость насыщенной породы определяют по принципу аддитивности (в зависимости от насыщенности пород соответствующими компонентами и тепло­ емкости породы и каждого из компонентов).

Сип (7) = [т. (рн$нСп -}- PbSbCr) Н" Penmen] П 4" 0,0007 (Т — 300)], (XVI 1.1)

где СиП — теплоемкость насыщенного пласта; пг — коэффициент пористости породы; s„, Sn — соответственно коэффициенты нефте- и водонасыщенности по­ роды; Т — абсолютная температура, К; реп. Рн и рв — соответственно плотности сухой породы, нефти и воды; Ссм, С„ и Сп — соответственно теплоемкости сухой породы, нефти и воды.

?6!

В исследуемых интервалах параметров интерполяционные формулы для определения коэффициентов теплопроводности пород в зависимости, от совмест­ ного влияния факторов имеют вид:

для экстрагированных относительно сухих песчаников пористостью 13—

18%	при 5 <	рпс <	55 МПа, 0 ,l < s B^ l,0
^ (Рвс.71>$в)		^
	Лсп
~ (l,2 2 г 0,15 In - ^ у - ) (1.39-0,0013 Т) ( l , 15 + 0.03				;
				(XVI 1.2)
для водонасыщенных			песчаников в том же интервале пористости
	МРпс,7>р) _ J 07 (1,45 — 0.0015Г)			(XVII.3)
	^ нас
где	коэффициент 1,07 учитывает влияние на теплопроводность пластового дав­
ления;

I ° I'

I о !■*

Рис. XVII.1. Зависимости удельного содержания топлива в породеqT (в кгна 100 кг песка) от свойств нефти и при сухом горении.

/ —опыты на установке с камерой; 2 —опыты на трубной модели; данные для нефтей Краснодарского края: 3 —I майкопского горизонта месторождения Павлова Гора; 4 — IV сарматского горизонта месторождения Зыбза—Глубокий Яр; 5 —I майкопского гори­ зонта Нефтянского месторождения; Н/С —соотношение атомов водорода и углерода в сы­ рой нефти

362