Аннотация

В статье рассматривается тепловое воздействие на нефтяной пласт в скважине с дуальной системой стволов с применением забойных парогазогенераторных устройств. Приводятся результаты расчёта глубины прогрева пласта до заданной температуры, позволяющей оптимизировать добычу нефти. Целью теплофизических расчётов является уточнение положения забоя добывающего ствола по отношению к источнику прогрева.

Ключевые слова: парогазовое воздействие, дуальная система стволов, добыча высоковязкой нефти, тепловое воздействие.

Abstract

The article discusses the thermal effect on the oil reservoir in a dual-well system using downhole steam and gas generating devices.  The results of calculating the depth of formation heating to a given temperature, which allows to optimize oil rate, are presented.  The purpose of thermophysical calculations is to clarify the position of the production shaft bottom in relation to the heating source.

Keywords: steam-gas stimulation, dual-well system, production of high-viscosity oil, thermal effect.

Запасы высоковязкой нефти (ВВН) и природного битума (ПБ) на сегодняшний день объективно превышают запасы легкой нефти, однако в разработке их находится меньше 7%. Существующие способы разработки различаются технологическими и экономическими характеристиками, чувствительны к геолого-физическим условиям залегания пластов, свойствам и  состоянию углеводородного сырья, климатогеографическим условиям [1,2]. Основным способом воздействия на залежи ВВН и ПБ являются тепловые методы. Варианты воздействия теплоносителями, нагнетаемыми с поверхности, требуют использования наземных теплогенерирующих установок, высоких капитальных вложений и эксплуатационных затрат, экологически рискованны, а также регламентируются глубиной залегания продуктивных пластов. Успешность воздействия теплом резко снижается на глубинах свыше 1000 м. Основной проблемой при использовании наземных парогенераторов являются непроизводительные потери тепла, что  повышает интерес к парогенераторам, размещенным непосредственно на забое скважины. Промышленное испытание прошли: внутрискважинный парогазогенератор компании Sandia National Laboratories [3], технологический комплекс с забойным парогазогенератором на монотопливе компании ОАО «РИТЭК» [4] и парогазогенераторная установка «Дракон» УПГГ-10/16 компании ОАО «Роснефть-Термнефть» [5]. Технические характеристики парогазогенераторных установок приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Технические характеристики парогазогенераторных установок

Название/параметр	Внутрискважинный парогазогенератор	Забойный парогазогенератор	Установка «Дракон»
Производительность по парогазу	1-8 т/ч	2-4 т/ч	1,25-10 т/ч
Максимальное давление нагнетания парогаза	21 МПа	10,5 МПа	16 МПа
Температура теплоносителя	150 – 350°С	260°С	150 – 350°С
Вид топлива	монотопливо	дизельное	дизельное

Технология разработки месторождений высоковязкой нефти скважиной с дуальной системой стволов включает периодический прогрев пласта с помощью высокотемпературного источника, размещенного в непосредственной близости к объекту воздействия. Вертикальный и дополнительный боковой ствол скважины сообщаются с одним и тем же нефтенасыщенным пластом. Назначение вертикального ствола – периодический прогрев породы, бокового – отбор разогретой нефти за пределами зоны повреждения [6].

Задачей проектирования является определение оптимального положения забоя бокового ствола скважины по отношению к источнику, генерирующему парогазовую смесь. Температура пласта в точке отбора должна обеспечивать подвижность нефти, достаточную для поддержания рентабельного дебита при умеренной депрессии.

Рисунок 1. – График зависимости площади прогретой зоны и тепловой эффективности процесса от времени прогрева пласта

Расчет площади и радиуса прогрева пласта с толщиной 5,1 м выполнен исходя из следующих условий: источником теплового воздействия является подземный парогазогенератор на монотопливе; температура нагнетаемой парогазовой смеси 240 ^оС; начальная температура пласта 33 ^оС; оптимальная температура прогрева 50 ^оС (определена с учётом реологических свойств нефти); источник работает в режиме 8000 кг/час парогаза.

Рассчитаны:

темп ввода тепла в пласт        ;

коэффициент температуропроводности    ;

площадь прогретой зоны       ,

;

объемное теплосодержание пласта в паровой зоне

;

тепловая эффективность процесса

Радиус прогрева до температуры +50 ⁰С составляет 76 м и принимается за  расстояние между забоями прогревающего и добывающего стволов.

Список используемых источников информации

1. Farouq Ali. Heavy Oil Recovery — Principles, Practicality, Potential, and Problems // SPE paper 4935-MS presented at SPE Rocky Mountain Regional Meeting, 15-16 May, Billings, Montana. – 1974.

2. Sadler K. W. An EUB Review of In Situ Oil Sands Bitumen Production // SPE paper 30240-MS presented at SPE International Heavy Oil Symposium, 19-21 June, Calgary, Alberta, Canada. – 1995.

3. Marshall B.W. Field test of two high-pressure, direct-contact downhole steam generators // Volume I. Air/diesel system [Report]. – Albuquerque: Sandia National Laboratories. – 1983.

4. Кокорев В.И. Результаты государственных приёмочных испытаний технологического комплекса с забойным парогазогенератором на монотопливе / Кокорев В.И., Бугаев К.А. // Нефтепромысловое дело. – М.: ОАО «ВНИИОЭНГ». – 2010. – №6. – с. 34-38.

5. Антониади Д.Г. Увеличение нефтеотдачи пластов газовыми и парогазовыми методами / М.: ОАО «Издательство «Недра». 1998. – 304 с.

6. Imran Ali. A dual-well system and thermal-gas-chemical formation treatment: Combined methods for high-viscosity oil production / Imran Ali, Gubanov S.I., Ovchinnikov K.A., Olkhovskaya V.A., Kovaleva G.A., Galunin E., Tkachev A. // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 194 (107554). – 2020.