Шарафиев Э.А., Пономарев А.И.
РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ СИСТЕМОЙ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ЗАКАЧКОЙ ПАРА *
Аннотация:
в статье приводятся результаты исследований, полученные путем гидродинамического моделирования различных систем разработки залежи высоковязкой нефти системой многофункциональных скважин с закачкой пара. Рассмотрено влияние на эффективность вытеснения высоковязкой нефти из пласта применение горячего агента, в частности водяного пара. Оценено влияние расстояния между горизонтальными стволами на коэффициент извлечения нефти. В качестве гидродинамического симулятора использовалось программное обеспечение Roxar Tempest
Ключевые слова:
высоковязкая нефть, многофункциональная скважина, закачка пара, тепловое воздействие
УДК 622.276.652
Шарафиев Э.А.
магистрант 2 курса, напр. «Проектирование и управление
разработкой и эксплуатацией газовых, газоконденсатных
и нефтегазоконденсатных месторождений»
Уфимский государственный нефтяной технический университет
(Россия, г. Уфа)
Пономарев А.И.
проф., д-р техн. наук, зав. каф. РГКМ
Уфимский государственный нефтяной технический университет
(Россия, г. Уфа)
РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ
НЕФТИ СИСТЕМОЙ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ
СКВАЖИН С ЗАКАЧКОЙ ПАРА
Аннотация: в статье приводятся результаты исследований, полученные путем гидродинамического моделирования различных систем разработки залежи высоковязкой нефти системой многофункциональных скважин с закачкой пара. Рассмотрено влияние на эффективность вытеснения высоковязкой нефти из пласта применение горячего агента, в частности водяного пара. Оценено влияние расстояния между горизонтальными стволами на коэффициент извлечения нефти. В качестве гидродинамического симулятора использовалось программное обеспечение Roxar Tempest.
Ключевые слова: высоковязкая нефть, многофункциональная скважина, закачка пара, тепловое воздействие.
На ряде месторождений Западной Сибири разведаны залежи высоковязкой нефти. Они характеризуются тяжелыми условиями залегания: малая нефтенасыщенная толщина, значительная для высоковязких нефтей глубина залегания, наличие газовой шапки и активной подошвенной воды, неоднородность коллектора и его высокая расчлененность, слабая сцементированность нефтенасыщенных пород и др. [1]. Перспективы рентабельного дренирования таких запасов связаны сегодня с использованием горизонтальных скважин.
В настоящее время горизонтальные скважины располагают в продуктивных пластах таким образом, чтобы перфорированные стволы были параллельны друг другу в пространстве продуктивной залежи. Взаиморасположение горизонтальных стволов нагнетательной и добывающей скважин строго по вертикали предусмотрено по известной технологии парогравитационного дренажа SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), которая применяется для эксплуатации залежей высоковязкой нефти (ВВН) [3,4].
Суть метода парогравитационного дренажа заключается в параллельном бурении двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно в одной вертикальной плоскости на расстоянии 5–15 м и проходящие вблизи подошвы пласта в нефтенасыщенной части, одна из которых паронагнетательная, а вторая добывающая. По одной из них в нефтенасыщенный пласт нагнетается горячий пар, разогревающий тяжелую нефть и разжижающий ее. Пар пробивается к верхней части продуктивного пласта, образуя паровую камеру, где впоследствии конденсируется в воду. Разогретая нефть вместе с водяным конденсатом под действием силы тяжести стекает к стволу добывающей скважины [3].
При этом в работе [2] авторами предложена система разработки залежи ВВН системой многофункциональных скважин с двумя горизонтальными стволами на основе патента 2585297 РФ [8]. Но в отличие от патента предложенная система предусматривает одновременную закачку в пласт теплового агента через верхний горизонтальный ствол с отбором нефти из пласта через нижний горизонтальный ствол, смещенный по вертикали от нагнетательного ствола на расчетное расстояние (рисунок 1).
1 – вертикальные стволы скважин, 2 – верхний горизонтальный ствол, предназначенный для закачки пара, 3 – нижележащий горизонтальный ствол, предназначенный для сбора нефти, 4 – ствол скважины с наклоном для смещения ствола 3 на среднюю позицию под двумя ближайшими стволами 2.
Актуальность проблемы заключается в том, что на современный этап развития нефтегазовой промышленности связан с ростом доли трудноизвлекаемых запасов, к котором относятся залежи высоковязкой нефти. Для успешной разработки такие залежи требуют применения инновационных технологий геологоразведки, бурения, добычи и воздействия на пласт.
Целью исследования является исследование влияния расположения горизонтальных стволов МФС в разрезе пласта, расстояния между горизонтальными стволами на коэффициент извлечения нефти с применением программного обеспечения Roxar Tempest.
Для создания исследуемой математической модели пласта были использованы параметры залежи ПК1-2 Ван-Еганского месторождения [7]. Размеры исследуемого участка составляют 300×300 м, толщиной 30 м с глубиной залегания 1500 м, пластовой температурой T = 26°C и начальным пластовым давлением Pпл= 13,5 МПа. Размер сетки 30 × 30 × 15 ячеек. Пористость пласта m=0,15, коэффициент сжимаемости жидкости βж = 4 ∙ 10−5 1/атм, плотность нефти
Номер журнала Вестник науки №6 (51) том 1
Ссылка для цитирования:
Шарафиев Э.А., Пономарев А.И. РАЗРАБОТКА ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ СИСТЕМОЙ МНОГОФУНКЦИОНАЛЬНЫХ СКВАЖИН С ЗАКАЧКОЙ ПАРА // Вестник науки №6 (51) том 1. С. 373 - 380. 2022 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/5808 (дата обращения: 27.04.2024 г.)
Вестник науки СМИ ЭЛ № ФС 77 - 84401 © 2022. 16+