image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 4 2017

Разработка и эксплуатация месторождений

01.04.2017 10:00 Совершенствование технологии разработки залежей высоковязкой и сверхвязкой нефти инициированием внутрипластового горения по результатам расчетов на цифровых фильтрационных моделях
В работе приведены результаты численных экспериментов на моделях разработки месторождений высоковязкой (ВВН) и сверхвязкой (СВН) нефти с применением внутрипластового горения (ВГ), инициируемого закачкой воздуха в залежь через вертикальную скважину, забой которой расположен над забоем горизонтальной скважины, осуществляющей отбор продукции из залежи. По глубине залегания, геолого-физическим свойствам залежи и вязкости пластовой нефти выделены два типа залежей. По выделенным типам залежей определены режимы работы вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин, установлен характер протекания внутрипластовых процессов в залежи при закачке в залежь воздуха. Установлено, что при закачке воздуха в залегающие на глубинах до 200 м залежи нефти с вязкостью свыше 1000 мПа.с и нефтенасыщенностью 0,8 и выше рост среднепластовой температуры начинается через достаточно продолжительное время после начала закачки. При закачке воздуха в эти же залежи нефти с нефтенасыщенностью 0,4–0,6, а также в залегающие на глубинах свыше 1000 м залежи нефти с вязкостью до 1000 мПа.с рост среднепластовой температуры начинается практически сразу после начала закачки воздуха. При разработке с помощью ВГ залегающих на глубинах до 200 м залежей нефти с вязкостью более 1000 мПа.с и нефтенасыщенностью 0,8 и выше для обеспечения более раннего начала роста среднепластовой температуры можно использовать либо электропрогрев призабойной зоны залежи, либо организацию закачки в пласт смеси воздуха и нефти с более низким значением вязкости. Подробнее рассмотрен еще один способ обеспечения более раннего начала роста среднепластовой температуры – применение бинарных горюче-окислительных составов (ГОС). В частности, при проведении расчетов технологических показателей залежей сверхвязкой нефти с применением ГОС при использовании в качестве добывающей скважины горизонтальной скважины обосновано применение последовательного закрытия интервалов перфорации на расположенных последовательно друг за другом в направлении от забоя к устью участках горизонтального ствола.
Ключевые слова: залежь высоковязкой нефти (ВВН), залежь сверхвязкой нефти (СВН), внутрипластовое горение (ВГ), горюче-окислительный состав (ГОС), инициатор горения (ИГ).
Ссылка для цитирования: Низаев Р.Х., Александров Г.В. Совершенствование технологии разработки залежей высоковязкой и сверхвязкой нефти инициированием внутрипластового горения по результатам расчетов на цифровых фильтрационных моделях // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 4. С. 84–90.
Открыть PDF


Расчеты технологических показателей разработки были проведены в термогидродинамическом симуляторе. Во входной файл расчетной модели были введены компоненты (сверхвязкая нефть, облагороженная нефть, нефтяной остаток – кокс, газы горения, вода горения и т. д.), участвующие в процессе внутрипластового горения, их физико-химические свойства, уравнения и кинетические параметры химических реакций (процессов) (множитель скорости протекания реакции (коэффициент Аррениуса), энтальпия и энергия активации химической реакции (процесса), нижнее и верхнее значения температуры, при которой протекает та или иная химическая реакция). Для каждого введенного в модель компонента записаны свои уравнения химических реакций с соответствующими кинетическими параметрами.


Для исследования зависимости условий возникновения и характера протекания процесса внутрипластового горения от геолого-физических характеристик расчеты технологических показателей разработки были проведены для залежей двух типов, различающихся по глубине залегания. Для каждого из двух выделенных типов залежей рассмотрены по два случая значений вязкости пластовой нефти, для каждого случая значений вязкости пластовой нефти рассмотрены случаи значений начальной нефтенасыщенности, равных 0,4; 0,6 и 0,8.

К залежам первого типа отнесены нефтеносные объекты, глубина залегания которых не превышает 200 м, значения начального пластового давления от 0,45 до 0,95 МПа, значения начальной пластовой температуры 8–10 °C. Вязкость нефти, насыщающей поровое пространство, превышает 1000 мПа.с. В расчетах использованы значения вязкости 1271,4 и 3449,2 мПа.с.

К залежам второго типа отнесены нефтеносные объекты с глубиной залегания свыше 1000 м, величиной начального пластового давления более 10 МПа и пластовой температурой около 25 °C. В то же время вязкость нефти на таких объектах не превосходит 1000 мПа.с. Здесь в качестве примера были рассмотрены значения вязкости пластовой нефти, равные 354,9 и 894,1 мПа.с.
К числу нефтеносных объектов с подобными геолого-физическими характеристиками относятся бобриковские залежи Камышлинского и Нурлатского месторождений.

Значение вязкости пластовой нефти учтено путем задания соответствующих долей сверхвязкой и облагороженной нефти, каждая из которых имеет свою зависимость изменения вязкости от изменения температуры, в общем составе пластовой нефти. Вязкость сверхвязкой и облагороженной нефти снижается с ростом температуры. Соответственно, пластовая нефть с вязкостью 1271,4 и 354,9 мПа.с при соответствующих значениях пластовой температуры является смесью сверхвязкой и облагороженной нефти в объемном соотношении 0,61:0,39, а пластовая нефть с вязкостью 3449,2 и 894,1 мПа.с при этих же соответствующих значениях пластовой температуры представляет собой смесь сверхвязкой и облагороженной нефти в объемном соотношении 0,89:0,11. Для проведения расчетов была построена геологическая модель залежи с количеством ячеек сетки 7 x 4 x 20 со средними размерами ячеек 50 x 50 x 0,73 м. Крупные ячейки сетки в окрестности вертикальной скважины были уменьшены до размеров 10 x 10 x 0,73 м.

1_1_4.png

В соответствии с геолого-физическими условиями рассматриваемых объектов были приняты следующие режимы работы нагнетательной и добывающей скважин:

1) для залежей первого типа:

• давление на забое горизонтальной добывающей скважины – 0,14 МПа, ограничение по суммарному отбору жидкости – 200 м3/сут;

• давление на забое вертикальной нагнетательной скважины – 0,624 МПа, темп закачки воздуха – 2000 м3/сут;

2) для залежей второго типа:

• давление на забое горизонтальной добывающей скважины – 4 МПа, ограничение по суммарному отбору жидкости – 200 м3/сут;

• давление на забое вертикальной нагнетательной скважины – 18 МПа, темп закачки воздуха – 2000 м3/сут.

Расчеты технологических показателей разработки месторождений высоковязкой, сверхвязкой и битуминозной нефти с различными физико-химическими свойствами с помощью внутрипластового горения для всех рассматриваемых вариантов проводились до момента прорыва газов горения к стволам горизонтальной добывающей скважины, сопровождающегося резким увеличением газового фактора.

Динамика изменения среднепластовой температуры и накопленной добычи нефти по всем рассматриваемым объектам показана на графике (рис. 1).

1_1_1.png

Анализ построенных кривых изменения среднепластовой температуры и накопленной добычи нефти позволяет сделать вывод о том, что на нефтеносных залежах второго типа при всех значениях начальной нефтенасыщенности рост среднепластовой температуры начинается практически одновременно с началом закачки в пласт воздуха.

На нефтеносных объектах первого типа рост среднепластовой температуры одновременно с началом закачки воздуха в пласт происходит в залежах нефти с начальной нефтенасыщенностью 0,4 и 0,6, а в залежах нефти с начальной нефтенасыщенностью 0,8 среднепластовая температура начинает расти по истечении определенного времени после начала закачки воздуха в пласт. Так, при начальной вязкости нефти 1271,4 мПа.с рост среднепластовой температуры наблюдается примерно через 11 лет после начала закачки воздуха при накопленной закачке воздуха в залежь к этому периоду в объеме 550 тыс. м3, а при начальной вязкости нефти 3449,2 мПа.с этот рост фиксируется через 21 год после начала закачки воздуха при накопленной закачке воздуха в залежь к этому времени в объеме 816 тыс. м3. Это позволяет сделать вывод о том, что чем выше вязкость пластовой нефти в залежи, тем к более поздним срокам после начала закачки воздуха в залежь смещается по времени момент начала роста среднепластовой температуры.

Таким образом, во всех рассмотренных типах залежей возможно инициирование процессов внутрипластового горения. Различия заключаются лишь в сдвиге во времени начала роста среднепластовой температуры, обусловленном геолого-физическими особенностями залегания объекта, реологическими свойствами пластовой нефти, значением начальной нефтенасыщенности.

Более раннее начало роста среднепластовой температуры при инициировании внутрипластового горения путем закачки воздуха на нефтеносных объектах первого типа с нефтенасыщенностью порядка 0,8 может быть обеспечено либо путем организации закачки в пласт смеси воздуха и топлива, где в качестве топлива может быть использована нефть с более низким значением вязкости [1], либо при организации прогрева призабойной зоны залежи с помощью электронагревателей различной мощности одновременно с началом закачки воздуха в залежь [2]. Еще одним способом обеспечения более раннего начала роста среднепластовой температуры в залежи является применение химических реагентов, в частности бинарных горюче-окислительных составов (ГОС) [3].

Сущность использования этого метода, по данным известных патентных решений [4, 5], заключается в следующем: в призабойную зону пласта через насосно-компрессорную трубу закачивается горюче-окислительный состав (ГОС). Затем в зону предполагаемого протекания реакции доставляется инициатор горения (ИГ). При этом в [4] в состав ГОС в различных весовых соотношениях входят мочевина, азотная кислота, перманганат калия, изопропилметакарборан, вода, аммиачная селитра. ИГ представляет собой смесь алюминия и оксида хрома VI. В [5] в качестве ГОС рассматривается смесь этаноламиннитрата, аммиачной, калиевой или натриевой селитры, воды в количественных соотношениях.
В качестве ИГ здесь авторы патентной заявки предлагают использовать гидрид натрия, гидрид калия, гидрид кальция, нитрит натрия или нитрит кальция.

1_1.png

При расчетах в симуляторе STARS технологических показателей месторождений высоковязкой и сверхвязкой нефти с применением бинарных горюче-окислительных составов был принят следующий состав ГОС: этанол-
аминнитрат ([HO–CH2–CH2–NH3]NO3 или C2H8O4N2) – 50 % по массе, аммиачная селитра (NH4NO3 или H4O3N2) – 20 % по массе, вода (H2O) – 30 % по массе.
В качестве ИГ был использован гидрид натрия (NaH).

В модель были заложены следующие химические реакции:

1) реакция инициирования взрыва и горения – протекает при взаимодействии гидрида натрия с водой. В ходе этой реакции образуется гидроксид натрия (NaOH) и выделяется водород, а также выделяется тепловая энергия в количестве 83,67 кДж/моль. Уравнением данной реакции является соотношение

NaH + H2O → NaOH + H2;                   (1)

2) реакция взрыва и горения – здесь взрывчатое вещество представляет собой смесь этаноламиннитрата – 71 % и аммиачной селитры – 29 % по массе. Тепловая энергия, выделяющаяся в результате протекания реакции (1), идет на преодоление энергетического барьера, препятствующего наступлению начала протекания реакции взрыва и горения взрывчатого вещества, в результате которой выделяются монооксид углерода (CO), углерод (C), вода (H2O), водород (H2) и азот (N2). Уравнение этой реакции может быть записано в виде (2) или (3). Энергетический эффект от ее протекания составляет 986,28 кДж/моль:

0,617 C2H8O4N2 + 0,383 H4O3N2 → 0,77 CO + 0,43 C + 2,83 H2O + 0,42 H2 + N2,            (2)

C1,2H6,5O3,6N→ 0,77 CO + 0,43 C + 2,83 H2O + 0,42 H2 + N2.            (3)

На начальном этапе исследований в силу отсутствия данных о значении энергии активации реакции взрыва и горения на модели были проведены численные эксперименты в целях определения оптимального значения данного параметра. В ходе численных экспериментов были просчитаны варианты, при которых в модели были заложены следующие значения энергии активации реакции взрыва и горения: 10; 20; 30; 50; 75; 80 и 100 кДж/моль и работа нагнетательной скважины с темпом закачки ГОС в объеме 10 м3/сут. Расчеты технологических показателей показали, что наиболее оптимальным является значение энергии активации реакции взрыва и горения, равное 75 кДж/моль (рис. 2), поэтому дальнейшие расчеты технологических показателей разработки были проведены при задании значения энергии активации реакции взрыва и горения, равного 75 кДж/моль.

При дальнейших расчетах на цифровой фильтрационной модели были рассмотрены варианты разработки, предусматривающие закачку в пласт ГОС с помощью вертикальной скважины и добычу продукции с помощью горизонтальной скв. № 1 с горизонтальным участком длиной 166 м и расстоянием от забоя ее горизонтального ствола до ствола вертикальной скважины, равным 11 м, добычу продукции с помощью горизонтальной скв. № 2 с горизонтальным участком длиной 110 м и расстоянием от ее забоя до ствола вертикальной скважины, равным 67 м, добычу продукции с помощью горизонтальной скв. № 3 с горизонтальным участком длиной 84 м
и расстоянием от ее забоя до ствола вертикальной скважины, равным 93 м. Кроме того, просчитан вариант разработки, предусматривающий использование в качестве добывающей скважины горизонтальной скв. № 1 с проведением последовательного закрытия интервалов перфорации на расположенных последовательно друг за другом в направлении от забоя к устью участках горизонтального ствола горизонтальной скв. № 1. Целью проведения последовательного закрытия интервалов перфорации на участках горизонтального ствола горизонтальной скв. № 1 является исключение прорыва газов горения, не представляющих промышленной ценности, к забою добывающей скважины. Динамика изменения годовой и накопленной добычи нефти показана на рис. 3.

Как видно из графиков, показанных на рис. 3, наибольшие значения годовой добычи нефти наблюдаются в случае работы горизонтальной скв. № 3.
Кроме того, наблюдается смещение по времени к более поздним срокам от начала разработки момента достижения наибольших значений годовой добычи нефти для горизонтальных скважин
№ 1–3. Однако наибольшие значения накопленной добычи нефти достигаются в случае работы горизонтальной скв. № 1 с проведением последовательного закрытия интервалов перфорации на расположенных последовательно друг за другом в направлении от забоя к устью участках горизонтального ствола [6, 7].

Приведенные результаты расчетов технологических показателей разработки позволяют сделать следующие выводы:

1) при закачке воздуха в залегающие на глубинах до 200 м при начальном пластовом давлении 0,45–0,95 МПа и начальной пластовой температуре 8–10 °C залежи нефти с вязкостью свыше 1000 мПа.с и нефтенасыщенностью 0,4–0,6, а также в залегающие на глубинах свыше 1000 м при начальном пластовом давлении свыше 10 МПа и начальной пластовой температурой порядка 25 °C залежи нефти с вязкостью до 1000 МПа.с и нефтенасыщенностью не ниже 0,4 рост среднепластовой температуры начинается практически сразу после начала закачки воздуха;

2) при закачке воздуха в залегающие на глубинах до 200 м при начальном пластовом давлении 0,45–0,95 МПа и начальной пластовой температурой от 8 до 10 °C залежи нефти с вязкостью свыше 1000 мПа.с и нефтенасыщенностью 0,8 и выше рост среднепластовой температуры начинается через достаточно продолжительное время (10–20 лет) после начала закачки воздуха. Для обеспечения начала роста среднепластовой температуры с началом разработки на подобных залежах могут быть использованы электропрогрев призабойной зоны залежи, закачка в пласт смеси воздуха и нефти с более низким значением вязкости, а также применение бинарных горюче-окислительных составов (ГОС);

3) при разработке залежей сверхвязкой нефти путем внутрипластового горения, инициируемого закачкой ГОС, целесообразно проводить последовательное закрытие интервалов перфорации на расположенных последовательно друг за другом в направлении от забоя к устью участках горизонтального ствола добывающей скважины.



← Назад к списку


im - научные статьи.