|
|
распространенным методом разработки месторождений высоковязкой нефти является закачка пара.
В настоящее время в опытно-промышленной эксплуатации по технологии пароциклического воздействия низкого давления находится ГС № 15078, пробуренная в интервале нефтенасыщенных толщин 7,610,0 м (средняя по участку - 8,9 м). Средний дебит нефти в шестом цикле - 9,6 т/сут., максимальный -15,3 т/сут. Средний за все шесть циклов дебит составил 5,5 т/сут. Добыча нефти от цикла к циклу возрастает по мере постепенного повышения средней температуры в окрестности скважины и увеличения радиуса прогретой зоны [ 2 ].Введены в эксплуатацию еще 10 пароциклических скважин. В процессе промышленной реализации на Ашальчинском месторождении технологии пароциклической обработки одиночных горизонтальных скважин появилась необходимость в определении оптимальных объемов закачки пара и определении оптимального темпа его закачки в горизонтальные скважины.
С целью изучения эффективности работы пароциклических скважин были выполнены расчеты на секторных моделях, описывающих геологические условия Ашальчинского месторождения.
Одним из первоочередных параметров, необходимых для обеспечения оптимальных показателей разработки при промышленном внедрении технологии пароциклической обработки является время термокапилярной пропитки - простоя горизонтальной скважины с момента остановки закачки до момента начала добычи. От времени термокапилярной пропитки зависит сколько внесенного в пласт тепла будет передано в окружающие породы и сколько будет отобрано обратно в процессе добычи с разогретой продукцией. Если рассматривать изменение накопленной добычи нефти первого цикла пароциклической обработки в зависимости от продолжительности термокапилярной пропитки, то видно, что наибольшая добыча нефти достигается при запуске скважины на отбор через 15, 20 и 25 дней для вариантов с закачкой 1000, 1500 и 2000 т пара соответственно на 100 м длины ГС. Момент оптимального включения скважин на добычу соответствует температуре призабойной зоны 120 оС.
Рассмотрим влияние скорости внесения тепла в пласт различного объема пара на время оптимальной пропитки. Так, при закачке 1500 т пара (на 100 м длины ГС) с разными темпами, во время цикла отбора из пласта вместе с добываемой продукцией может быть извлечено различное количество тепла. Расчеты показали, что с увеличением темпа закачки возрастает объем отобранной доли тепла в процессе добычи, что ведет к снижению эффективности эксплуатации пароциклической скважины. При этом накопленная добыча нефти с увеличением темпа закачки пара сперва растет, а затем снижается. То есть, медленный темп закачки пара не позволяет разогреть пласт до
77
|
