Обоснование применения технологии дифференцированного термогравитационного дренирования пласта путем численного моделирования участка Ярегского месторождения

UDK: 622.276.1/.4.001.57
DOI: 10.24887/0028-2448-2017-6-101-103
Ключевые слова: высоковязкая нефть, SAGD, гидродинамическое моделирование, термогравитационное дренирование, Ярегское нефтяное месторождение
Авт.: С.М. Дуркин, И.Н. Меньшикова, А.А. Терентьев, Л.М. Рузин, О.А. Морозюк, С.А. Калинин (Ухтинский гос. технический университет)

Рассмотрены проблемные вопросы применения технологии SAGD в отечественной и мировой практике. Построена гидродинамическая модель участка Лыаельской площади Ярегского нефтяного месторождения высоковязкой нефти. В результате расчета технологических показателей выявлено, что приемистость теплоносителя по стволу горизонтальной скважины длиной до 1000 м неравномерна, что обусловлено геологической неоднородностью разреза, осложненного разломами и непродуктивными прослоями, препятствующими эффективному распространению паровой камеры. Для совершенствования технологии SAGD для условий Лыаельской площади Ярегского месторождения разработана новая технология, обоснованная численным моделированием. Технология включает бурение горизонтальных нагнетательных и двухустьевых добывающих скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в продуктивном пласте. При этом конструкции скважин предусматривают независимую посекционную закачку пара в нагнетательную скважину и посекционный отбор продукции из добывающей скважины. Для этого скважины разбиваются на две секции специальными техническими средствами, секция нагнетательной скважины расположена строго над секцией добывающей скважины. Секции работают одновременно и независимо друг от друга. Путем численного моделирования установлено, что за счет регулирования и контроля процесса закачки теплоносителя в горизонтальную скважину удается повысить охват тепловым процессом, что в итоге отражается на конечном коэффициенте извлечения нефти (КИН). Так, для исследуемого участка в процессе реализации рассматриваемой технологии прирост КИН составил более 12,7 % по сравнению с классической технологией. Величина данного прироста также зависит от числа секций для дифференцированной разработки, что требует развития технических средств и разработки алгоритма, позволяющего обосновать эффективные конструкции.

Список литературы

1. US Patent 4344485 A. Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids / R.M. Butler; assignee Exxon Production Research Company. – Appl. No. 06/162, 720; filed 25.06.80; publ. 17.08.82.

2. Технологические принципы разработки залежей аномально вязких нефтей и битумов / Л.М. Рузин [и др.]. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2015. – 480 с.

3. Опыт разработки мелкозалегающих залежей тяжелой нефти / Н.У. Маганов [и др.] // Нефть и газ России. – 2015. – № 5. – С. 60–63.

4. Технологии добычи СВН и оценка эффективности их применения для условий месторождений СВН ПАО «Татнефть» / А.Т. Зарипов [и др.] // В сб. докладов научно-технической конференции, посвященной 60-летию ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – Набережные Челны: «Экспозиция Нефть Газ», 2016. – С. 191–196.



Внимание!
Купить полный текст статьи (формат - PDF) могут только авторизованные посетители сайта.