Пароциклическое воздействие на призабойную зону пласта активно применяется для добычи высоковязкой нефти. Однако использование технологии сопряжено с рядом проблем, в частности с обводнением продукции и падением сухости пара при движении теплоносителя по стволу скважины из-за тепловых потерь. Для предотвращения этих проблем необходимо проведение специальных геофизических исследований, среди которых перспективным подходом отличаются кратковременные динамические температурные исследования (КДТИ). Классические методы, с помощью которых осуществляется поточечное измерение температуры вдоль ствола скважины, диагностируют температурные аномалии, но не позволяют выявить их природу. Существующие математические модели не включают необходимых критериев оптимизации для наиболее эффективного применения пароциклического воздействия. Поэтому целью работы является создание методики экспресс-оценки оптимальных технологических параметров пароциклического воздействия на нефтяной пласт с использованием данных КДТИ. В статье впервые предлагается методика расчета эффективности пароциклического воздействия, основанная на прямых измерениях распределения температуры вдоль ствола скважины (КДТИ). Разработанная методика основана на решении задачи (внутренней и внешней) о движении теплоносителя по стволу скважины и задачи о распространении теплового поля в продуктивном интервале пласта. Для решения внутренней задачи применяется классическая система уравнений механики многофазных систем с использованием распределения температуры, полученного с помощью КДТИ. Решение задачи о распространении теплового поля в продуктивном интервале пласта с помощью интегрального подхода и уравнения теплового баланса позволяет установить наличие оптимальных времен закачки теплоносителя, выдержки скважины на конденсацию и этапа добычи нефти. Рассчитаны указанные времена для скважины X Усинского месторождения. Показано, что оптимизация процесса пароциклического воздействия позволяет повысить дополнительную накопленную добычу нефти на 28 %.
Список литературы
1. Особенности разработки залежей сверхвязкой нефти западного склона Южно-Татарского свода / Н.С. Нуреева, Е.А. Аглиуллина, О.В. Петрова, Э.Э. Шишкина // Территория Нефтегаз. – 2016. – № 10. – С. 64–69.
2. Савчик М.Б., Ганеева Д.В., Распопов А.В. Повышение эффективности пароциклических обработок скважин верхнепермской залежи Усинского месторождения на основе гидродинамической модели // Вестник ПНИПУ. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2020. – Т.20. – № 2. – С. 137–149. - https://doi.org/10.15593/2224-9923/2020.2.4
3. The Application of Complex Displacement in Cyclic Steam Stimulation (CSS) & Steam Flooding (SF) Development in Liaohe Oilfield: A Field Performance Study / J. Liu, X. Wu, S. Sun, L. Hao // SPE-208940-MS. – 2022. - https://doi.org/10.2118/208940-MS
4. Optimizing Production Performance, Energy Efficiency and Carbon Intensity with Preformed Foams in Cyclic Steam Stimulation in a Mature Heavy Oil Field: Pilot Results and Development Plans / R.A. Perez, H.A. Rodreguez, G.J. Rendon [et al.] // SPE-209399-MS. – 2022. - https://doi.org/10.2118/209399-MS
5. Посконина Е.А., Курчатова А.Н. Определение минимальной длины термокейса при выбранном расстоянии между скважинами // PROНефть. Профессионально о нефти. – 2019. – № 2. – С. 66–70. – https://doi.org/10.24887/2587-7399-2019-2-66-70
6. Aeschliman D.P. The Effect of Annulus Water on the Wellbore Heat Loss From a Steam Injection Well With Insulated Tubing // SPE-13656-MS. – 1985. - https://doi.org/10.2118/13656-MS
7. Novel Steam-Resilient Cement System for Long-Term Steam Injection Well Integrity: Case Study of a Steamflooded Field in Indonesia / A.G. Salehpour, E.M. Pershikova, A. Chougnet-Sirapian [et al.] // SPE-170048-MS. – 2014. - https://doi.org/10.2118/170048-MS
8. Evaluation of Specialized Cement System for Long-Term Steam Injection Well Integrity / E.M. Pershikova, A. Chougnet-Sirapian, A. Loiseau [et al.] // SPE-137710-MS. – 2010. - https://doi.org/10.2118/137710-MS
9. Innovative Cementing Solution for Long-Term Steam Injection Well Integrity / G. DeBruijn, A. Loiseau, A. Chougnet-Sirapian [et al.] // SPE-131324-MS. – 2010. - https://doi.org/10.2118/131324-MS
10. Рамазанов М.М., Алхасова Д.А. Математическая модель тепломассопереноса в геотермальном пласте при извлечении пароводяной смеси // Теплофизика высоких температур. – 2017. – Т. 55. – № 2. – С. 284–290. https://doi.org/10.7868/S0040364417010173
11. Альтшуль А.Д. Гидравлические сопротивления. – М.: Недра, 1982. – 224 с.
