Оборудование устья фонтанной скважины. Типы фонтанных арматур. Регулирование дебита фонтанной скважины.

В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанированя необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.

Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемоефонтанной арматурой.

Условия работы фонтанной арматуры определяются:

- давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;

- наличием мехпримесей и скоростью их движения в арматуре;

- характером фонтанирования;

- химическим составом газа и нефти и их температурой.

Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования является давление газа и газонефтяной смеси.

При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.

В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.

Глубина вскрываемых пластов, а следовательно и пластовое давление колеблются в широких пределах.

Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13846 – 84 ар-матуру изготовляют по разным схемам, рис.1.

Основные параметры фонтанной арматуры приведены в таблице 1. Зарубежные фирмы изготовляют фонтанную арматуру по стандарту АНИ 6Т, что в основном соответствует нашему ГОСТу. По заказу потребителя арматура может быть изготосвлена, например, на давление 210 МПа. Наиболее известны фирмы-изготовители: “Cameron Equip-ment Inc.”; “ERC Industries Inc.;” и другие.

Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соеди-няет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и гермети-зирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки, задвижек прямоточных и угловых регулируемых дросселей.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, также позволяет выполнять технологические операции при ос-воении, эксплуатации и ремонте скважин.

Основание трубной головки состоит из крестовика, катушки с резьбой для подвески одного ряда или тройника с резьбовой подвеской двух рядов НКТ. В сборку трубной головки также входит боковой буфер и ответный фланец.

Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной - внутренний ряд труб на стволовой катушке, а наружный – на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного - в крестовике.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Елка арматуры выполняется тройниковой (одно- или двухструнной) либо крес-товой(двухструнной). Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси.

В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна- верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при замене штуцера или запорного устройства.

Арматуру выбирают из условия необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов НКТ.

На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическо-му испытанию, при котором для арматуры, рассчитанной на рабочее давление до 70 МПа, давление испытания Р_исп=2Р_р, а от 70 МПа и выше Р_исп=1,5Р_р.

Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется манифольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. За-порные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвиж-ки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготавливают для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию и способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость.

Трубная головка фонтанной арматуры с пробковыми кранами позволяет проводить различные технологические операции при давлении до 20 МПа. Фонтанную арматуру с пробковыми кранами выпускают по схемам 1,3 и5 ГОСТ 13846-84.

На боковых струнах фонтанной елки установлены регулируемые дроссели.

Запорными устройствами фонтанной арматуры на 14 МПа являются пробковые краны типа КППС.

Регулирование работы фонтанной скважины.

Режим работы фонтанных скважин можно изменять: а) созданием противодавления

на выкиде фонтанной елки установкой штуцера (называемого обычно устьевым штуцером) или в трапе; б) созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем применения глубинного штуцера; в) подбором диаметра и длины колонны подъемных труб.

Устьевые штуцеры применяют нескольких конструкций соответственно харак-теристике скважины. Отверстие в штуцере делают в зависимости от заданного режима ра-боты скважины. Штуцеры устанавливают на боковых линиях за боковыми задвижками (кранами) фонтанной елки. Обычно за задвижкой (краном) на выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер. За штуцером находится штуцерный патрубок длиной 1-1,2м, изго-товленный из толстостенной 102-или 146-мм бурильной трубы и имеющий на обоих концах фланцы.

На обеих выкидных линиях устанавливают штуцеры с отверстиями одинаковых диа-метров с целью сохранения режима работы скважины при смене штуцера.

При необходимости иметь насадку постоянного сечения предусматривается нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки и дру-гих деталей, заменяется заглушкой.

Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважины. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спуско-подъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.

Билет № 19

Физические свойства пластовых жидкостей (нефти, воды, газа). Состав пластовой углеводородной системы. Влияние давления и температуры на физические св-ва нефти и газа. Растворимость газов в нефти, давление насыщения. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент.

Физические свойства нефти и воды изучают по отборам проб нефти и воды из пласта. При этом особое внимание обращают на вязкость, плотность, растворимость газа в нефти.

Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они находятся в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление, а иногда и температура непрерывно меняются, что может сопровождаться изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из исходной фазы в другую.

Физические св-ва:

Вязкость пластовой нефти.

Все нефти подчиняются следующим общим закономерностям:

вязкость их уменьшается с повышением количества растворенного газа;

увеличением температуры;

повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости;

вязкость нефти зависит также от состава и природы растворенного газа.

Увеличение вязкости нефти с ростом давления заметно лишь при давлениях выше давления насыщения. при растворении азота вязкость нефти увеличивается, а при растворении углеводородных газов наоборот понижается и тем сильнее, чем выше молекулярная масса газа. В пластовых условиях вязкость нефти может быть в десятки раз ниже, чем на поверхности. При разработке нефтяных месторождений следует учитывать, что с понижением давления вязкость пластовой нефти непрерывно изменяется. Сначала она слегка уменьшается, а при давлениях ниже давления насыщения резко увеличивается. причем, если в составе газа присутствует азот, точка перегиба не совпадает с давлением насыщения.

Вязкость пластовой нефти определяют специальным вискозиметром высокого давления по пробам, отобранным на глубине залегания пласта.

Плотность газов.

За относительную плотность газа принимается отношение плотности газа к плотности воздуха в одном и том же объеме при нормальных условиях.

Плотность газов определяют эффузионным методом, который основан на измерении скорости истечения газа через отверстия малого радиуса. В соответствии с кинетической теорией отношение квадратов скоростей истечения газов через малые отверстия обратно пропорционально их плотностям. Выражая скорость истечения через время, определяют плотность газа, как:

;

Приняв плотность воздуха за единицу, находят относительную плотность изучаемого газа. Плотность газа можно также определить по его относительной молекулярной массе. Один киломоль любого газа при нормальных условиях занимает объем 22,4 м³.

Вязкость газов.

Вязкость – одно из св-в газов, определяющих закономерности движения их в пласте. Вязкость газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью (r), средней длиной свободного пути ( ) и средней скоростью молекул ( ) соотношением:

С повышением давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их остается неизменной. С увеличением температуры вязкость газов возрастает. Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется проявлением внутреннего трения. Количество движения из слоя в слой передаются вследствие перелета молекул газа в движущиеся относительно друг друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движение одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличивается скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, увеличивается вязкость. При давлении близком к атмосферному вязкость газов почти не зависит от его величины. Однако при высоких давлениях вязкость газов изменяется аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой имеют, как правило, и большую вязкость.

Для экспериментального определения вязкости газов при различных условиях разработано много методов. Основные из них: капиллярный; метод измерения скорости падения шарика в исследуемом газе; методы вращения цилиндров и затухания вращательных колебаний диска, подвешенного в исследуемом газе.

Физические св-ва пластовых вод.

Плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей. Известны рассолы, насыщающие породы, плотность которых достигает 1,45 г/см³. Для месторождений Удмуртии характерны воды плотностью около 1.14 г/см³.

Тепловое расширение воды характеризуется к-том теплового расширения:

;

где V – объем воды в нормальных условиях.

По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется от 18´10^-5 до 90´10^-5 1/град., возрастая с увеличением температуры и уменьшаясь с ростом пластового давления.

Сжимаемость пластовой воды определяется коэффициентом сжимаемости:

К-нт сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах от 3,7´10^-10 до 5,0´10^-10 м²/Н, а при наличии растворенного газа увеличивается и может быть приблизительно рассчитано как:

где S – количество газа, растворенного в воде, м³/м³.

Объемный к-нт пластовой воды характеризует отношение удельного объема воды в пластовых условиях к удельному объему ее в стандартных условиях:

,

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объемного к-нта, а рост температуры сопровождается его повышением. Поэтому объемный к-нт воды изменяется в сравнительно узком диапазоне (0,99 – 1,06).

Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температуры и концентрации растворенных солей. Влияние давления на вязкость воды несущественно. Наиболее вязки хлоркальциевые воды. Так как газы растворяются в воде в небольшом количестве, вязкость ее при насыщении газом незначительно уменьшается.

От количества растворенного в нефти газа зависят все ее важнейшие св-ва: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д. Сложный состав нефти и значительные пределы изменения пластовых давлений и температур затрудняют применение уравнений термодинамики для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность нефтей определяют экспериментальным путем. При низких давлениях и температурах растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри. То есть, количество газа, растворенного при данной температуре в единице объема жидкости, пропорционально давлению газа над поверхностью:

,

где а – к-нт растворимости газа.

К-нт растворимости реальных газов не является постоянной величиной и зависит от рода жидкости и газа, от давления, температуры и от других факторов. При исследовании теоретических вопросов растворимости газов закон Генри записывается через мольные концентрации газа в растворе:

где - мольная концентрация газа в растворе.

- число молей жидкости и газовой фаз в системе.

Получение зависимостей концентрации газа в жидкости от давления затрудняется не только вследствие отклонения реальных газов от законов идеального, но и потому, что в растворе реальный газ приобретает специфические св-ва. В общем случае, к-нт растворимости некоторых газов с увеличением давления может увеличиваться и уменьшаться. Перегиб кривой растворимости и возрастание к-нта растворимости некоторых газов происходит в связи с увеличением объема раствора и влиянием этого процесса на концентрацию газа в жидкости. Величина приращения объема раствора и ее интенсивность зависят от количества растворенного газа, св-в жидкостей и газов и их состава. Значительное влияние на растворимость газов оказывают процессы испарения. Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа к-нт растворимости его возрастает. Особенно плохо растворяется азот. Растворимость газов повышается с ростом содержания в нефтях парафиновых углеводородов. При высоком содержании в нефти ароматических углеводородов ухудшается растворимость в ней газов. Малорастворимые газы (метан, азот) лучше подчиняются закону Генри. С повышением температуры растворимость газов уменьшается. Коэффициент растворимости попутных нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (4 – 5)´10^-5 м³/(м³Па).

Давление насыщения (или начала парообразования) пластовой нефти называют давление, при котором газ начинает выделятся из жидкости. Давление насыщения зависит от:

соотношения объемов нефти и растворенного газа;

их состава;

пластовой температуры.

При прочих равных условиях с увеличением молекулярной массы нефти и ее плотности давление насыщения увеличивается. С ростом в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения также увеличивается. Особенно высокими давлениями насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота. В пористых средах давление насыщения на 0,4 – 0,5 МПа выше, чем в объеме.

Сжимаемость нефти. Объемный к-нт.

Нефть, как и все жидкости, обладает упругостью, т.е. способностью изменять объем под действием внешнего давления. Упругость жидкостей измеряется к-том сжимаемости (или объемной упругости), определяемым из соотношения:

где V – исходный объем нефти; ΔV – изменение объема нефти; Δp – изменение давления. Размерность в – 1/Па, или Па^-1.

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на единицу.

К-нт сжимаемости зависит:

от состава пластовой нефти;

температуры;

абсолютного давления.

Тяжелые нефти (битумы), не содержащие растворенный газ, обладают сравнительно низким к-том сжимаемости (4 – 7)´10^-10 м²/Н. Легкие нефти, содержащие значительное количество растворенного газа, обладают повышенным к-м сжимаемости 140´10^-10 м²/Н. Чем выше температура, тем больше к-нт сжимаемости. С количеством растворенного газа в нефти связана величина объемного к-нта, определяющегося отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти.

Объем нефти в пластовых условиях превышает объем дегазированной нефти. Однако высокое пластовое давление само по себе обусловливает некоторое уменьшение объемного к-нта. При снижении первоначального пластового давления до давления насыщения объемный к-нт незначительно увеличивается в связи с расширением жидкости. При достижении давления насыщения газ начинает выделяться и объемный к-нт не линейно уменьшается. Используя объемный к-нт, определяют усадку нефти, т.е. уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность.

Усадка некоторых нефтей достигает 45 – 50%. Объемный к-нт нефти определяют экспериментально.

Плотность пластовой нефти.

Плотность нефтей в пластовых условиях зависит от:

их состава;

количества растворенного газа;

температуры.

С повышением давления плотность нефти значительно уменьшается при насыщении ее углеводородными газами (метаном, пропаном, этиленом). Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, с повышением давления несколько увеличивается. Рост давления выше давления насыщения также способствует некоторому увеличению ее плотности.

Влияние давления и температуры на физические св-ва газа.

Углеводороды в зависимости от давления (Р) и температуры (Т) могут находиться в трех различных состояниях: жидком, газообразном и газожидкостном.

Когда пластовое давление ниже критического давления углеводороды в пласте находятся в двухфазном состоянии. Газовая фаза обычно залегает в виде газовой шапки, находящейся в равновесии (в условиях точек росы) с подстилающей нефтью, а жидкость прилегающая к газовой шапке, в условиях начала кипения. В зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры, а также от геологических условий залегания газ в газовой шапке может быть сухим, жирным или конденсатным.

Исследования системы нефть-газ нефтегазоконденсатных месторождений показали, что с повышением давления при постоянной температуре (Т=const) газовая фаза значительно обогащается компонентами нефти. С ростом температуры при постоянном давлении также происходит увеличение содержания конденсата в газовой фазе, но влияние температуры заметно слабее, чем влияние давления.

С ростом температуры и давления фракционный состав конденсата приближается к составу нефти. В газовом конденсате почти не содержится смол и асфальтенов. Различные газы, как растворители нефти обладают неодинаковыми св-ми. Растворяющая способность газов растет в последовательности: метан-этан-этилен-пропан.

Технология ИДТВ, преимущество перед традиционными тепловыми методами. Понятие эффективной температуры. Количество теплоносителя на извлечение тонны нефти и себестоимость добычи нефти при ИДТВ и традиционных тепловых методах.

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт (ИДТВ)

Создание новой технологии было непосредственно связано с решением проблемы разработки Гремихинского месторождения.

Гремихинское месторождение введено в промышленную разработку с середины 1981 года на естественном режиме. Основным объектом разработки является залежь нефти пласта А₄ башкирского яруса среднего карбона. Режим пласта - упруговодонапорный, с напором краевых и подошвенных вод. Пласт А₄ башкирского яруса относится к сложнопостроенным. По данным геологического моделирования в разрезе пласта А₄ выделяются три пачки нефтенасыщенных коллекторов: верхняя, средняя и нижняя. Каждая из перечисленных пачек представляет собой сложную совокупность нефтенасыщенных пропластков с различной проницаемостью, разделенных между собой слабопроницаемыми или непроницаемыми перемычками. К осложняющим разработку месторождения особенностям относятся высокая геолого-литологическая расчлененность, многопластовость, высокая вязкость пластовой нефти (в среднем 150 мПа×с), значительное содержание в нефти парафина, смол, преобладание карбонатного трещиновато-порового коллектора.

В 1983 году были начаты промышленные работы по нагнетанию теплоносителя в пласт. Осуществлялся вариант ВГВ с температурой теплоносителя на устье нагнетательных скважин 260°С.

Обнаружились основные недостатки метода:

отставание текущих значений коэффициента нефтеизвлечения от проектных;

большие удельные расходы теплоносителя на 1 т добываемой нефти (6,2 т/т);

большие потери тепловой энергии на пути от устья скважины до забоя (при температуре на устье 260 °С на забой поступает теплоноситель с температурой всего 170-180 °С);

большие потери тепла в самом пласте в окружающие породы;

отсутствие критерия, по которому можно было бы определить, какой суммарный объем теплоносителя необходим для наиболее рациональной разработки объекта.

Была поставлена задача в новой технологии устранить недостатки ВГВ и существенно повысить эффективность разработки месторождения. В результате была создана технология импульсно-дозированного теплового воздействия (ИДТВ).

В порово-трещинных коллекторах, содержащих высоковязкую нефть, проблема увеличения нефтеотдачи связана с извлечением нефти главным образом из низкопроницаемых пористых матриц. Поскольку фильтрация жидкостей в подобных пластах происходит в основном по системе трещин, необходимо при разработке месторождения создать условия, обеспечивающие интенсивный массообмен между трещинами и низкопроницаемыми пористыми матрицами. В системе трещин основное влияние на эффективность вытеснения оказывает фактор улучшения отношения вязкостей вытесняемой и вытесняющей фаз, в то время как эффективность вытеснения нефти из низкопроницаемых матриц преимущественно определяется факторами теплового расширения и проявления молекулярно-поверхностных эффектов. Поэтому, нефтеотдачу такого пласта можно увеличить, создав благоприятные условия для усиления проявления двух последних факторов в процессах массообмена между трещинами и блоками. В монографии В.И. Кудинова "Совершенствование тепловых методов разработки месторождений высоковязких нефтей" (М.: Нефть и газ, 1996. — 282 с.) было обосновано, что такие условия создаются в пласте при организации термоциклических процессов путем чередующейся закачки в пласт порций теплоносителя и ненагретой воды. Было выполнено моделирование процесса тепломассообмена в пласте и исследовано влияние термоколебаний на нефтеотдачу отдельной низкопроницаемой матрицы, окруженной системой высокопроницаемых каналов (трещин)

При многократном воздействии на матрицу циклами “нагрев – охлаждение” механизм нефтеотдачи сводится к следующему. В период нагрева матрицы эффекты термического расширения жидкостей и породы пласта совместно с капиллярными эффектами способствуют вытеснению нефти и воды из матрицы в систему трещин. В период охлаждения свободный поровый объем матрицы, образующийся вследствие уплотнения жидкостей и увеличения пористости, заполняется водой (в силу ее большей смачиваемости) из системы трещин. Таким образом, к концу полного цикла “нагрев – охлаждение” устанавливается некоторое новое состояние насыщения матрицы флюидами. В период нагрева матрицы во втором цикле эффекты расширения жидкостей и уменьшения пористости вновь способствуют вытеснению нефти и воды из матрицы в объемах, пропорциональных коэффициентам подвижности флюидов. В период охлаждения вода из трещин впитывается в матрицу. И так от цикла к циклу происходит постепенное нарастание нефтеотдачи матрицы. При десятикратном повторе циклов смены температур величина нефтеотдачи достигает 46% (в технологиях ВГВ и ПТВ нефтеотдача матрицы 23%).

Итак, сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом попеременном вводе в пласт теплоносителя и ненагретой воды (с формированием волнового теплового фронта) в строго расчетных пропорциях.

Авторы технологии ИДТВ исходили из идеи использования понятия так называемой “эффективной температуры” — Т_эф пласта. Основой для определения Т_эф служат графики зависимости вязкости пластовой нефти от температуры.

За Т_эф принимается та температура, прогрев пласта выше которой не приводит к существенному приросту подвижности нефти и связан с непроизводительными расходами на производство и нагнетание теплоносителя, которые не компенсируются технологическим приростом добычи нефти. Для каждой конкретной залежи нефти существует своя “эффективная температура” — Т_эф.

Понятие Т_эф было положено в основу определения необходимых объемов теплоносителя и холодной воды для эффективной разработки месторождения в режиме ИДТВ. Отношение объемов теплоносителя и холодной воды Q(T)/Q(X) определяется из решения уравнения энергетического баланса, в котором Т_эф используется в качестве средней температуры участка разработки:

где V_пор — объем порового пространства пласта, м³;

m — пористость пласта, доли единицы;

T_эф — эффективная температура, °С;

T₀ — начальная температура пласта, °С;

r_ж, r_т, r_х — плотности соответственно добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, кг/м³;

i_ж, i_т, i_х — теплосодержание соответственно добываемой жидкости, теплоносителя и холодной воды, кДж/кг;

M — объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями, кДж/(м³×°С);

l₀ — коэффициент теплопроводности окружающих пород, кДж/(м×ч×°С);

С₀ — объемная теплоемкость окружающих пород, кДж/(м³×°С);

Н — толщина пласта, м;

Q — темп нагнетания вытесняющего агента в пласт, м³/ч;

b — коэффициент, характеризующий долю прогреваемой части пласта (b£1, значение b = 1 соответствует прогреву всего пласта);

a — коэффициент, характеризующий объем суммарной закачки в пласт вытесняющих агентов

.

Схема выбора режима ИДТВ включает:

определение значения Т_эф;

определение параметров теплоносителя на входе в пласт с учетом используемых теплогенерирующих средств и оборудования нагнетательных скважин;

определение общего объема теплоносителя Q(T), достаточного для прогрева пласта до температуры Т_эф;

определение отношения суммарных объемов нагнетания Q(T)/Q(X) расчетным путем по приведенной выше формуле и выбор на этой основе величины отношения импульсов закачки теплоносителя и холодной воды И(Т)/И(Х) в циклическом процессе;

задание величины одного из импульсов И(Т) или И(Х);

выбор темпа нагнетания вытесняющих агентов и определение количества и продолжительности циклов на этапе ИДТВ.

Этап ИДТВ заканчивается по завершению ввода в пласт всего объема тепла Q(T). Затем осуществляется этап проталкивания тепловой оторочки к добывающим скважинам путем непрерывной закачки в пласт холодной воды. Многократное повторение циклов "нагрев-охлаждение" пласта в технологии ИДТВ приводит к значительному приросту нефтеотдачи.

В технологии ИДТВ достигается значительный эффект энергосбережения. Во-первых, в пласт закачивается строго расчетное количество теплоносителя, определяемое из условия создания и поддержания в пласте эффективной температуры. Во-вторых, циклический процесс ИДТВ препятствует рассеиванию тепловой энергии в горные породы, окружающие ствол скважины. В-третьих, в технологии ИДТВ меньше теплопотерь и в самом пласте, связанных с уходом тепла в окружающие пласт (верхние и нижние) горные породы. Удельные затраты на 1 т дополнительно добываемой нефти при ИДТВ составляют 3,4 т/т против 6,2 т/т при ВГВ.

При использовании технологии ИДТВ достигаются более высокие темпы охвата объекта разработки тепловым воздействием. Циклический процесс позволяет использовать теплогенерирующие установки для большего по сравнению с ПТВ и ВГВ числа нагнетательных скважин.

Таким образом, к числу главных отличительных особенностей технологии ИДТВ от методов тепловых оторочек больших объемов (ПТВ и ВГВ) относятся:

достижение более высокого текущего и конечного коэффициента нефтеизвлечения (приращение на 5 – 7 %);

энергосбережение за счет закачки в пласт минимально необходимого количества теплоносителя, определяемого температурой Т_эф.;

сокращение удельных затрат теплоносителя на 1 т добываемой;

повышение тепловой эффективности процесса (увеличение коэффициента теплоиспользования до 10 %);

увеличение темпа развития теплового воздействия на пласт в два раза при одинаковой вооруженности теплогенерирующими средствами;

преодоление "барьера" 1000 м как предельной глубины для эффективного применения методов вытеснения нефти теплоносителями;

снижение на 25 % капитальных вложений и на 27 % эксплуатационных затрат по сравнению с технологией воздействия горячей водой (ВГВ).

В техническом исполнении ИДТВ особых дополнительных (к ВГВ или ПТВ) конструкций и установок не требует, при ИДТВ используются стандартные паронагнетательные скважины, внутрискважинное, устьевое и наземное оборудование.

Технология ИДТВ защищена авторским свидетельством и запатентована (Патент 1266271 РФ. Приоритет 30.11.1984. Способ разработки залежи высоковязкой нефти/ Кудинов В.И., Колбиков В.С., Зубов Н.В., Дацик М.И. и др.). В качестве теплоносителя в ИДТВ могут применяться как пар, так и горячая вода.

Технология импульсно-дозированного теплового воздействия с паузами ИДТВ(П)

Технология ИДТВ(П) является модификацией ИДТВ.

В технологии ИДТВ(П) закачка вытесняющих агентов в циклах ведется не непрерывно, как в ИДТВ, а с кратковременными остановками (паузами) в периоды нагнетания порций холодной воды. Назначение остановок — периодическое создание в пласте перепадов давления с целью нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон.

Продолжительность одной паузы и их количество в импульсе нагнетания холодной воды определяются расчетно в зависимости от коллекторской характеристики и режима дренирования продуктивного пласта. В патенте на технологию (патент 1365779 РФ. Приоритет 10.11.1985. Способ разработки залежи высоковязкой нефти. Кудинов В.И., Колбиков В.С., Зубов Н.В. и др.) дано обоснование продолжительности паузы. Она принимается равной времени восстановления давления в пласте после остановки скважины. Этого времени достаточно для проявления эффекта гидродинамического вытеснения нефти из низкопроницаемых блоков в трещины или каналы повышенной фильтрации за счет возникающего между ними перепада давления.

Суммарная продолжительность пауз в цикле обоснована в патенте в пределах 10 – 15 % от продолжительности импульса холодной воды И(Х).