Задача 1. Расчёт тепловых потерь в скважине

Пример теоретической части

Методы увеличения нефтеотдачи делятся на:

1) тепловые (вытеснение нефти паром, горячей водой, внутрипластовое горение, паротепловые обработки);

2) физико-химические (заводнение растворами ПАВ, полимеров, щелочных и мицеллярных растворов, серной кислоты, микроэмульский, пенных систем, и т.д.);

3) нагнетание газа (углеводороных и двуокиси углерода, как в чистом виде, так и в сочетании с заводнением, дымовых и инертных газов);

4) применение микробиологических процессов и др.

Термические методы — это наиболее активное воздействие на нефтяной пласт, сопровождающееся разнообразными фазовыми перехо­дами, изменениями, новообразованиями и т. п.

Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время аль­тернативы при разработке нефтяных месторож­дений, содержащих высоковязкую нефть, и яв­ляются приоритетными среди других методов. Доведение нефтеотдачи пластов до 50—60% рав­ноценно удвоению примышленных запасов нефти Поэтому нефтяные месторождения высо­ковязких тяжелых нефтей представляют собой неиспользованные энергетические ресурсы.

Запасы высоковязких нефтей и битумов оцениваются в мировом масштабе гораздо выше, чем запасы легких нефтей, но добыча этих неф­тей сегодня составляет малую часть от огром­ной мировой добычи, а величиной добычи би­тума вообще можно пренебречь.

Созданные технологии термического воздей­ствия на нефтесодержащие пласты могут осу­ществляться на месторождениях с широким диапазоном геолого-физических параметров Например, вязкость пластовой нефти может изменяться от 2 до 10 тыс. мПа с, нефтенасы­щенная толщина — от 4 до 60 м, остаточная нефтенасыщепность — от 0,32 до 0,8. Примене­ние термических методов возможно и в сильно обводненных пластах

Наиболее эффективно работы но термичес­ким методам воздействия осуществляются на крупномасштабных объектах (Каражанбас, Кен-кияк, Усинское, Гремихинское). Об этом сви­детельствует и зарубежный опыт. Например, в США более половины действующих проектов реализуются на трех крупнейших месторожде­ниях тяжелой нефти, расположенных в Кали­форнии: Керн-Ривер, Белридж и Медуэй-Сан- сет с запасами- 630, 225 и 960 млн.т соответ­ственно. На этих месторождениях термически­ми методами добывается более 20 млн. т нефти в год, что составляет 82% суммарной годовой добычи нефти в стране за счет термических методов, а темп годового отбора составляет 1,3; 4,3 и 0,9% запасов соответственно.

При термическом воздействии в пласте про­исходят сложные физико-химические процес­сы, знание которых позволит более рационально подходить к решению многих вопросов, свя­занных с разработкой месторождений с вязки­ми нефтями. Важность и актуальность этих ра­бот не вызывает сомнений, поэтому исследования в данном направлении, совершенствование существующих технологий теплового воздей­ствия, способы контроля и регулирования теп­ловых процессов, происходящих в различных геолого-физических условиях технические средства для осуществления воздействия, назем­ное и внутрискважинное оборудование будут и должны постоянно совершенствоваться.

Тепловые методы воздействия являются и будут в обозримом будущем одними из важней­ших методов разработки нефтяных месторож­дений с высоковязкими нефтями как самостоя­тельно так и в сочетании с другими способами активного воздействия на пласт Развитие и совершенствование тепловых процессов воздействия на нефтяной пласт связано со сложнос­тью и многообразием технических и техноло­гических задач, которые должны решаться с привлечением многих отраслей промышленно­сти, научно-исследовательских и конструктор­ских организаций. Область применения актив­ного теплового воздействия при разработке нефтяных месторождений достаточно широка и тем самым предопределяет его высокую эко­номическую эффективность.

Применение теплового воздействия позво­ляет не только повысить эффективность разра­ботки месторождений, но и включить в актив­ную разработку многие залежи высоковязких нефтей, находящихся ныне в консервации.

Критерии применимости методов увеличе­ния нефтеотдачи подразделяются в основном на три категории:

— геолого-физические (геологическое строение, свойства флюидов и коллектора и др.);

— технологические (метод воздействия, сет­ка скважин, система и параметры воздействия, размер оторочки и др.)

— технические (наличие соответствующего оборудования, источников сырья, состояние фонда скважин и др.).

Первая категория критериев в отличие от двух последующих регулированию практичес­ки не поддается и по этой причине является определяющей при выборе метода воздействия и технологии разработки.

Технологии термического воздействия не универсальны и от характеристик пласта и флю­иде зависит успех того или иного процесса.

В результате повышения температуры в пла­сте улучшаются фильтрационные характерис­тики, т. е. увеличивается значение коэффици­ента подвижности. О влиянии этого параметра на скорость фильтрации и дебит можно судить по уравнению Дарси. Площадь сечения, по ко­торому происходит течение, длина и проницае­мость системы рассматриваются как характе­ристики, которые при термическом воздействии практически не изменяются, хотя проницае­мость. особенно в призабойной зоне, может существенно меняться.

К числу других факторов, благоприятно вли­яющих на процесс при термическом воздей­ствии, относятся увеличение объема нефти, ис­парение остаточной воды и гравитационное дре­нирование нефти из зон, которые оказываются обойденными нагнетаемым теплоносителем (или тепловым потоком).

Объектом термического воздействия явля­ется нефть, но при ее нагревании приходится нагревать и остаточную воду, и собственно по­роду. Следовательно, количество теплоты, ко­торое необходимо для нагрева нефти в пласте до заданной температуры, представляет' собой функцию относительных объемов нефти, воды и породы и соотношения их теплоемкостей.

До начала осуществления тепловых методов воздействия очень важное значение имеет де­тальное изучение объекта. Даже при наличии самой эффективной технологии и самой совер­шенной технологической установки реализация проекта может оказаться неудачной, если пласт не имеет соответствующих характеристик (не говоря уже о прерывистости пласта или его ело истом строении).

Когда объекты залегают глубоко, то лимитирующими факторами являются затраты на осуществление проекта и чисто технические проблемы, встречающиеся, например, при нагнетании пара. При внутрипластовом горении с ростом глубины существенно увеличиваются затраты на компрессорное оборудование, а при паротепловом воздействии весьма ощутимыми становятся потери теплоты при движении пара по стволу скважины

Потери теплоты по стволу скважины можно уменьшить, установив пакеры на насосно­компрессорных трубах, изолировав их от эксплуатационной колонны. Можно использовать и теплоизолированные НКТ. Однако эти меро­приятия по снижению потерь теплоты доволь­но дороги и снижают эффективность процесса.

Ограничивающим фактором является и давление нагнетания. Для более глубоких пластов обычно требуется повышенное давление нагне­тания, что в свою очередь обуславливает по­требность в оборудовании, рассчитанном на большие давления

Чем тяжелее нефть, тем значительнее умень­шается ее вязкость при нагревании до опреде­ленной температуры. Верхний предел плотности обусловлен возможностью пластовой нефти фильтроваться на непрогретых участках пласта. Это обстоятельство имеет важное значение при внутри- пластовом горении нижний предел плотности определяется наличием твердого остатка в нефти применительно к процессу ВГ и незначительным уменьшением вязкости при данном изменении температуры применительно к ПТВ.

Пористость является еще одной критичес­кой переменной, непосредственно относящей­ся к содержанию нефти, чем ниже пористость пласта, тем меньше пластовой нефти буде^ со­держаться в единице пластового объеме и тем больше вводимой теплоты расходуется на по­догрев самой породы, чем на пластовые флюи­ды. Чем выше пористость, тем меньше инерт­ной массы — пористой среды, тем эффектив­нее процесс воздействия Пористость пласта, подверженного термическому воздействию, дол­жна быть в пределах 10—30%.

Проницаемость является критерием способ­ности коллектора отдавать содержащиеся в нем флюиды под действием градиента давления Высокоэффективные работы по термическому воздействию в основном связаны с высокопро­ницаемыми коллекторами.

Высокие значения гидропроводности способ­ствуют высокому темпу ввода в пласт теплоно­ситель и продвижению его по пласту, что значительно снижает теплопотери в кровлю и подошву пласта.

Пласты, содержащие разбухающие глины, не пригодны для закачки пара, так как их про­ницаемость значителен ухудшается в процес­се нагнетания теплоносителя.

Коллекторы с интенсивной трещиноватос­тью обычно не пригодны для непрерывного вытеснения нефти паром или внутрипластового горения, так как закачиваемый пар или воз­дух прорываются по трещинам в добывающие скважины, значительно снижая коэффициент охвата воздействием по площади.

Толщина пласта также является важной ха­рактеристикой как д\я процесса ПТВ, так и ВГ. С увеличением толщины пласта при закачке парс пропорционально уменьшаются теплопотери в покрывающие и подстилающие породы Однако гравитационное разделение чаще про­исходит в толстых пластах, и закачанный пар движется в основном по его верхней части (до начала его конденсации) Аналогичная картина наблюдается и при реализации процесса внутрипластового горения в толстых пластах Зака­чиваемый воздух стремится в верхнюю часть пласта, создавая и поддерживая горение в этой зоне при слабом вертикальном охвате

Существенно зависят потери теплоты в вер­тикальном направлении и от эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, и они могут быть настолько велики, ч то температура надает ниже минимальной, необходимой для поддер­жания горения. Например, успешное перемещение фронта горения в пла­сте толщиной 1,5 м требует поддержания ско­рости около 0,076 м/сут. Но толщина пласта не должна превышать 30 м, поскольку с ее увели­чением относительное количество теплоты, те­ряемое в окружающие породы, будет умень­шаться, но весьма значительно при этом возра­стает потребность в нагнетаемом воздухе. Ско­рость нагнетания определяет скорость переме­щения фронта горения.

Площадная закачка пара или горячей воды проводится в том случае, если продуктивный пласт достаточно толстый и разбурен по равно­мерной сетке.

Нефтенасыщепность, которую имеет пласт перед применением тепловых методов воздей­ствия, является главным индикатором, характе­ризующим эффективность процесса Требует­ся ее определенная минимальная величина (не менее 800 м³ / га м), чтобы добытая нефть пре­высила объемы израсходованного на производ­ство пара топлива и обеспечила дополнитель­ную добычу. Чем выше нефтенасыщенность продуктивного пласта, в котором предполагает­ся применить любые варианты термических методов, тем выше эффект.

Количественные показатели применимости термических методов во многом зависят от при­меняемой технологии. Так, минимальная вели­чина толщины пласта принята, исходя из усло­вия недопустимости потерь теплоты в окружа­ющие пласт породы. Однако в многопластовых месторождениях, когда потери тепла из одного пласта могут быть эффективно использованы под разработку соседних пластов, тепловому воздействию может быть подвергнут менее тол­стый пласт. Если маловязкая нефть содержит большое количество парафина и снижение пластовой темпера туры недопустимо, то примене­ние термического воздействия будет целесооб­разно.

Практическая часть

Расчёт тепловых потерь.

Значение энтальпии нагнетаемого пара находится на основе данных таблицы 2: для температуры  и

Таким образом,

 

 

 скрытая теплота парообразования;

 удельная энтальпия сухого насыщенного пара;

удельная энтальпия воды в жидкой фазе на кривой насыщения.

Поток скрытой теплоты парообразования

 

где  массовый расход нагнетаемого теплоносителя; 

 степень сухости пара.

 

Тепловые потери в скважине при условии, что пар в ней конденсируется не полностью, составляют:

 

Так как эта величина ниже величины потока скрытой теплоты парообразования, из (23).

 

 

 

где - сухость пара на глубине

 

Получаем:

 

Расчёт тепловых потерь.

Если пар не конденсируется полностью в скважине,

 

                               (26)

Так как эта величина ниже величины потока скрытой теплоты парообразования, получаем:

 

Пример теоретической части

Методы увеличения нефтеотдачи делятся на:

1) тепловые (вытеснение нефти паром, горячей водой, внутрипластовое горение, паротепловые обработки);

2) физико-химические (заводнение растворами ПАВ, полимеров, щелочных и мицеллярных растворов, серной кислоты, микроэмульский, пенных систем, и т.д.);

3) нагнетание газа (углеводороных и двуокиси углерода, как в чистом виде, так и в сочетании с заводнением, дымовых и инертных газов);

4) применение микробиологических процессов и др.

Термические методы — это наиболее активное воздействие на нефтяной пласт, сопровождающееся разнообразными фазовыми перехо­дами, изменениями, новообразованиями и т. п.

Термические методы повышения нефтеотдачи пластов не имеют в настоящее время аль­тернативы при разработке нефтяных месторож­дений, содержащих высоковязкую нефть, и яв­ляются приоритетными среди других методов. Доведение нефтеотдачи пластов до 50—60% рав­ноценно удвоению примышленных запасов нефти Поэтому нефтяные месторождения высо­ковязких тяжелых нефтей представляют собой неиспользованные энергетические ресурсы.

Запасы высоковязких нефтей и битумов оцениваются в мировом масштабе гораздо выше, чем запасы легких нефтей, но добыча этих неф­тей сегодня составляет малую часть от огром­ной мировой добычи, а величиной добычи би­тума вообще можно пренебречь.

Созданные технологии термического воздей­ствия на нефтесодержащие пласты могут осу­ществляться на месторождениях с широким диапазоном геолого-физических параметров Например, вязкость пластовой нефти может изменяться от 2 до 10 тыс. мПа с, нефтенасы­щенная толщина — от 4 до 60 м, остаточная нефтенасыщепность — от 0,32 до 0,8. Примене­ние термических методов возможно и в сильно обводненных пластах

Наиболее эффективно работы но термичес­ким методам воздействия осуществляются на крупномасштабных объектах (Каражанбас, Кен-кияк, Усинское, Гремихинское). Об этом сви­детельствует и зарубежный опыт. Например, в США более половины действующих проектов реализуются на трех крупнейших месторожде­ниях тяжелой нефти, расположенных в Кали­форнии: Керн-Ривер, Белридж и Медуэй-Сан- сет с запасами- 630, 225 и 960 млн.т соответ­ственно. На этих месторождениях термически­ми методами добывается более 20 млн. т нефти в год, что составляет 82% суммарной годовой добычи нефти в стране за счет термических методов, а темп годового отбора составляет 1,3; 4,3 и 0,9% запасов соответственно.

При термическом воздействии в пласте про­исходят сложные физико-химические процес­сы, знание которых позволит более рационально подходить к решению многих вопросов, свя­занных с разработкой месторождений с вязки­ми нефтями. Важность и актуальность этих ра­бот не вызывает сомнений, поэтому исследования в данном направлении, совершенствование существующих технологий теплового воздей­ствия, способы контроля и регулирования теп­ловых процессов, происходящих в различных геолого-физических условиях технические средства для осуществления воздействия, назем­ное и внутрискважинное оборудование будут и должны постоянно совершенствоваться.

Тепловые методы воздействия являются и будут в обозримом будущем одними из важней­ших методов разработки нефтяных месторож­дений с высоковязкими нефтями как самостоя­тельно так и в сочетании с другими способами активного воздействия на пласт Развитие и совершенствование тепловых процессов воздействия на нефтяной пласт связано со сложнос­тью и многообразием технических и техноло­гических задач, которые должны решаться с привлечением многих отраслей промышленно­сти, научно-исследовательских и конструктор­ских организаций. Область применения актив­ного теплового воздействия при разработке нефтяных месторождений достаточно широка и тем самым предопределяет его высокую эко­номическую эффективность.

Применение теплового воздействия позво­ляет не только повысить эффективность разра­ботки месторождений, но и включить в актив­ную разработку многие залежи высоковязких нефтей, находящихся ныне в консервации.

Критерии применимости методов увеличе­ния нефтеотдачи подразделяются в основном на три категории:

— геолого-физические (геологическое строение, свойства флюидов и коллектора и др.);

— технологические (метод воздействия, сет­ка скважин, система и параметры воздействия, размер оторочки и др.)

— технические (наличие соответствующего оборудования, источников сырья, состояние фонда скважин и др.).

Первая категория критериев в отличие от двух последующих регулированию практичес­ки не поддается и по этой причине является определяющей при выборе метода воздействия и технологии разработки.

Технологии термического воздействия не универсальны и от характеристик пласта и флю­иде зависит успех того или иного процесса.

В результате повышения температуры в пла­сте улучшаются фильтрационные характерис­тики, т. е. увеличивается значение коэффици­ента подвижности. О влиянии этого параметра на скорость фильтрации и дебит можно судить по уравнению Дарси. Площадь сечения, по ко­торому происходит течение, длина и проницае­мость системы рассматриваются как характе­ристики, которые при термическом воздействии практически не изменяются, хотя проницае­мость. особенно в призабойной зоне, может существенно меняться.

К числу других факторов, благоприятно вли­яющих на процесс при термическом воздей­ствии, относятся увеличение объема нефти, ис­парение остаточной воды и гравитационное дре­нирование нефти из зон, которые оказываются обойденными нагнетаемым теплоносителем (или тепловым потоком).

Объектом термического воздействия явля­ется нефть, но при ее нагревании приходится нагревать и остаточную воду, и собственно по­роду. Следовательно, количество теплоты, ко­торое необходимо для нагрева нефти в пласте до заданной температуры, представляет' собой функцию относительных объемов нефти, воды и породы и соотношения их теплоемкостей.

До начала осуществления тепловых методов воздействия очень важное значение имеет де­тальное изучение объекта. Даже при наличии самой эффективной технологии и самой совер­шенной технологической установки реализация проекта может оказаться неудачной, если пласт не имеет соответствующих характеристик (не говоря уже о прерывистости пласта или его ело истом строении).

Когда объекты залегают глубоко, то лимитирующими факторами являются затраты на осуществление проекта и чисто технические проблемы, встречающиеся, например, при нагнетании пара. При внутрипластовом горении с ростом глубины существенно увеличиваются затраты на компрессорное оборудование, а при паротепловом воздействии весьма ощутимыми становятся потери теплоты при движении пара по стволу скважины

Потери теплоты по стволу скважины можно уменьшить, установив пакеры на насосно­компрессорных трубах, изолировав их от эксплуатационной колонны. Можно использовать и теплоизолированные НКТ. Однако эти меро­приятия по снижению потерь теплоты доволь­но дороги и снижают эффективность процесса.

Ограничивающим фактором является и давление нагнетания. Для более глубоких пластов обычно требуется повышенное давление нагне­тания, что в свою очередь обуславливает по­требность в оборудовании, рассчитанном на большие давления

Чем тяжелее нефть, тем значительнее умень­шается ее вязкость при нагревании до опреде­ленной температуры. Верхний предел плотности обусловлен возможностью пластовой нефти фильтроваться на непрогретых участках пласта. Это обстоятельство имеет важное значение при внутри- пластовом горении нижний предел плотности определяется наличием твердого остатка в нефти применительно к процессу ВГ и незначительным уменьшением вязкости при данном изменении температуры применительно к ПТВ.

Пористость является еще одной критичес­кой переменной, непосредственно относящей­ся к содержанию нефти, чем ниже пористость пласта, тем меньше пластовой нефти буде^ со­держаться в единице пластового объеме и тем больше вводимой теплоты расходуется на по­догрев самой породы, чем на пластовые флюи­ды. Чем выше пористость, тем меньше инерт­ной массы — пористой среды, тем эффектив­нее процесс воздействия Пористость пласта, подверженного термическому воздействию, дол­жна быть в пределах 10—30%.

Проницаемость является критерием способ­ности коллектора отдавать содержащиеся в нем флюиды под действием градиента давления Высокоэффективные работы по термическому воздействию в основном связаны с высокопро­ницаемыми коллекторами.

Высокие значения гидропроводности способ­ствуют высокому темпу ввода в пласт теплоно­ситель и продвижению его по пласту, что значительно снижает теплопотери в кровлю и подошву пласта.

Пласты, содержащие разбухающие глины, не пригодны для закачки пара, так как их про­ницаемость значителен ухудшается в процес­се нагнетания теплоносителя.

Коллекторы с интенсивной трещиноватос­тью обычно не пригодны для непрерывного вытеснения нефти паром или внутрипластового горения, так как закачиваемый пар или воз­дух прорываются по трещинам в добывающие скважины, значительно снижая коэффициент охвата воздействием по площади.

Толщина пласта также является важной ха­рактеристикой как д\я процесса ПТВ, так и ВГ. С увеличением толщины пласта при закачке парс пропорционально уменьшаются теплопотери в покрывающие и подстилающие породы Однако гравитационное разделение чаще про­исходит в толстых пластах, и закачанный пар движется в основном по его верхней части (до начала его конденсации) Аналогичная картина наблюдается и при реализации процесса внутрипластового горения в толстых пластах Зака­чиваемый воздух стремится в верхнюю часть пласта, создавая и поддерживая горение в этой зоне при слабом вертикальном охвате

Существенно зависят потери теплоты в вер­тикальном направлении и от эффективной нефтенасыщенной толщины пласта, и они могут быть настолько велики, ч то температура надает ниже минимальной, необходимой для поддер­жания горения. Например, успешное перемещение фронта горения в пла­сте толщиной 1,5 м требует поддержания ско­рости около 0,076 м/сут. Но толщина пласта не должна превышать 30 м, поскольку с ее увели­чением относительное количество теплоты, те­ряемое в окружающие породы, будет умень­шаться, но весьма значительно при этом возра­стает потребность в нагнетаемом воздухе. Ско­рость нагнетания определяет скорость переме­щения фронта горения.

Площадная закачка пара или горячей воды проводится в том случае, если продуктивный пласт достаточно толстый и разбурен по равно­мерной сетке.

Нефтенасыщепность, которую имеет пласт перед применением тепловых методов воздей­ствия, является главным индикатором, характе­ризующим эффективность процесса Требует­ся ее определенная минимальная величина (не менее 800 м³ / га м), чтобы добытая нефть пре­высила объемы израсходованного на производ­ство пара топлива и обеспечила дополнитель­ную добычу. Чем выше нефтенасыщенность продуктивного пласта, в котором предполагает­ся применить любые варианты термических методов, тем выше эффект.

Количественные показатели применимости термических методов во многом зависят от при­меняемой технологии. Так, минимальная вели­чина толщины пласта принята, исходя из усло­вия недопустимости потерь теплоты в окружа­ющие пласт породы. Однако в многопластовых месторождениях, когда потери тепла из одного пласта могут быть эффективно использованы под разработку соседних пластов, тепловому воздействию может быть подвергнут менее тол­стый пласт. Если маловязкая нефть содержит большое количество парафина и снижение пластовой темпера туры недопустимо, то примене­ние термического воздействия будет целесооб­разно.

Практическая часть

Задача 1. Расчёт тепловых потерь в скважине

Насыщенный пар нагнетается при следующих условиях:

Диаметр скважины, м;

Диаметр обсадных труб, м;

 м;

Диаметр НКТ, м;

Излучительная способность НКТ и обсадной труды, ;

Теплопроводность цемента, ;

Теплопроводность призабойной зоны, ;

Температуропроводность призабойной зоны,

Температура пласта, ;

Постоянная Стефана-Больцмана, ;

Глубина залегания пласта, ;

Давление нагнетания, ;

Температура насыщенного пара, ;

Сухость пара на устье скважин ;

Тепловые потери и свойства теплоносителя, поступившего в пласт по истечении 480 часов нагнетания пара при его расходе 2 т/ч, определяют для следующих случаев:

1) межтрубный зазор изолирован пакером и заполнен воздухом при

атмосферном давлении;

2) зазор заполнен азотом при давлении нагнетания.

Давление нагнетания принимается постоянным на всей длине трубы. Точность определения суммарного коэффициента теплопередачи должна осуществлять 1%.

Требуется определить влияние длительности нагнетания на температуру труб и осевое распределение потерь при заполнении зазора газом под атмосферным давлением.