Парогравитационное дренирование является эффективным методом разработки залежей сверхвязких нефтей и природных битумов (СВН и ПБ). В методе парогравитационного дренирования используются ряды пар нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин. В начале пар закачивается в обе скважины до момента создания гидродинамической связи, затем верхняя скважина используется для закачки пара, а нижняя - для отбора нефти. Образовавшиеся в каждом таком элементе разработки «паровые камеры», достигнув кровли пласта, распространяются в горизонтальном направлении вплоть до их смыкания. По мере уменьшения угла наклона границы паровой камеры происходит падение скорости дренирования. Эффективность парогравитационного дренирования во многом зависит от дебита нефти, коэффициента извлечения нефти, а также накопленного паронефтяного отношения. Поэтому прогнозирование основных показателей парогравитационного дренирования является важной задачей при планировании и реализации проектов разработки СВН и ПБ.
В работе предложена аналитическая модель для расчета дебита горизонтальной скважины и накопленного паронефтяного отношения в элементе разработки залежи сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования. Сравнение с результатами экспериментов на физических моделях показало, что предложенная аналитическая модель адекватно описывает процесс парогравитационного дренирования. Показано, что из-за неньютоновского характера течения сверхвязких нефтей в межскважинном пространстве образуются застойные зоны, не охваченные воздействием. Определен предельный угол наклона границы паровой камеры, при достижении которого процесс парогравитационного дренирования прекращается. Исследовано влияние предельного градиента давления на дебит горизонтальной скважины и накопленное паронефтяное отношение. Результаты расчетов показали, что предельный градиент давления оказывает существенное влияние на динамику основных показателей парогравитационного дренирования на всех этапах роста паровой камеры.
Список литературы
1. Zargar Z., Farouq Ali S.M. Analytical treatment of steam-assisted gravity drainage: old and new // SPE 185778-MS. – 2017.
2. Батлер Р.М. Горизонтальные скважины для добычи нефти, газа и битумов. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2010. – 536 с.
3. Butler R.M. Thermal recovery of oil and bitumen. – New Jersey: Prentice Hall, 1991. – 528 p.
4. Reis J.C. A steam-assisted gravity drainage model for tar sands: linear geometry // J. Can. Pet. Tech. – 1992. – V. 31. – № 10. – P. 14–20.
5. Аналитическая модель разработки залежи сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренажа / Р.С. Хисамов, П.Е. Морозов, М.Х. Хайруллин [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 2. – C. 62–64.
6. Мирзаджанзаде А.Х. Вопросы гидродинамики вязкопластичных и вязких жидкостей в применении к нефтедобыче. – Баку: Азнефтеиздат, 1959. – 409 с.
7. Бернадинер М.Г., Ентов В.М. Гидродинамическая теория фильтрации аномальных жидкостей. – М.: Наука, 1975. – 199 с.
8. Обобщение результатов лабораторных и опытно-промышленных работ по извлечению сверхвязкой нефти из пласта / Р.С. Хисамов, М.М. Мусин, К.М. Мусин [и др.]. – Казань: ФЭН, 2013. – 232 с.
9. Miura K., Wang J. An analytical model to predict cumulative steam/oil ratio (CSOR) in thermal-recovery SAGD process // J. Can. Pet. Tech. – 2012. – V. 51. – № 4. – Р. 268–275.
10. Chow L., Butler R.M. Numerical simulation of the steam-assisted gravity drainage process (SAGD) // J. Can. Pet. Tech. – 1996. – V. 35. – № 6. – Р. 55–62.
11. Physical simulation of the interlayer effect on SAGD production in mackay river oil sands / H. Shijun, X. Hao, W. Shaolei [et al.] // Fuel. – 2016. – V. 183. – № 3. – P. 373–385.
