Водное воздействие (ВВ)

Видно, что объемы порций теплоносителя V(7) и холодной воды V(X) связаны друг с другом соотношением

V(T) Q{T)

(135)

V(X)

Подставив в (135) вместо Q(T) ею значение из уравнения (129) получаем характеристику, определяющую технологический ре­жим по данной технологии, т.е. выражение (128).

Приняв й- 2, /? = 1, построим номограмму зависимости от­ношения V(T)/V(X) от эффективной температуры вытеснения для различных значений температур теплоносителя (рис. 135) видно, что

доедал

V V

" пор пир

То есть коэффициент а определяет суммарную закачку в пласт теплоносителя и холодной воды в долях от объема пор разраба­тываемого участка пласта. Опыт применения термических мсто-

В.И. Кулипов. Основы чефтсгазопромысяовпго дела

Глава ХУП. Методы разработки вязких и высокопязких нефтей 553

дои па конкретных месторождениях показывает, что для доста­точного охвата пласта вытеснением необходимо прокачивать че­рез пласт вытесняющего агента не менее дпух объемов пор {а > 2). В технологических схемах разработки залежей высо-ковязкоп нефти обычно определяется суммарная закачка агентов воздействия V(T) + V(X) в диапазоне 2-3 объемов пор с учетом экономической целесообразности и рентабельности.

Так, например, при известном способе и использованием те­пловых оторочек (I ITB, ПГТЗ) задают величину тепловой оторочки Q(T)iV в пределах 0,4-1,0, а затем дпумя-тремя объемами воды

вытесняют остаточную нефть. Значение а — 2 выбирается из прпктических соображений, так как с увеличением а увеличива­ются теттлопотери в окружающие нефтяной пласт породы и эф­фективность теплового воздействия постепенно снижается.

Коэффициент Р используется для обозначения доли про­гретой части пласта (/?<1, если требуется прогреть не весь пласт, и р = 1, если необходим прогрев всего пласта).

Основная практическая задача заключается в следующем: ка­кое количество теплоносителя Q(T) необходимо закачать в пласт и какое должно быть соотношение импульсов Q(T)/Q(X)_t чтобы при заданном объеме закачки теплоносителя и холодной воды в количестве двух гюровых объемов Q(T) +Q(X) = 2V темпера­тура всей части пласта достигала п среднем значения Т_3<._)Ш Поэтому основным значением коэффициента 0 является значение 0 - 1.

Таким образом, при а = 1 и 0~\ по предложенной форму­ле (128) определяем постоянное значение соотношения V(T)/V(X) на весь период теплового воздействия. Использование для этой цели других значений р*< 1 нецелесообразно, так как и этом случае обес­печивается upoipen до 'Г,ф лишь части объема пласта, и необходи­мый "[силовой фронт не доснимет ряда добывающих скважин.

С помощью общей формулы (128) можно решать обратную задачу. Например, технологический режим осуществляется с из­вестным соотношением V(T)/V(X) = А. При анализе с целью ре­гулирования процесса разработки важно знать динамику прогрева

и любой момент времени. Задаваясь временем, соответствующим суммарной закачке агентов в количестве Q(T)+ Q(X) = 0,5V,

ff-0,5 из формулы (128) определяем Д; определяем часть поро-вого объема, прогретого до температуры Г_эф.

Так, если для Т_а=32О°С; * = 0,4; 7^, =50° С, то процесс ведется с отношением импульсов V(T)/V(X) =0,5, то к моменту суммарной закачки Q(T) + Q(X) = Q,5V, «-0.5 по формуле получаем значение Д = 0,32. Это значит, что к данному моменту будет прогрето Г_Э(. около одной трети объема пор пласта.

Приведем пример конкретного расчета для определения со­отношения V(T)/V(X). После сокращения на V_nop формула (128)

приобретает вид:

-.. (137)

= 0,2;

м-ч-^вС

С„=450

----- = 6,25 —; п = 30 м;

сут ч

KI

—,

¹

/ = 20; Г₀ = 20°С; ог = 2 Значения р_Л и i_T задаются из таблицы 30.

Таблица 30

И,И. Кудинов. Основы нефтсгазопромысдовогп дела

Глава XVII- Методы рачработки вязких и выспковязких исфтсГг 555

Среднее значение р^ -i_x для отбираемой из пласта жидко­сти оценено выражением

Р_к '¹ж — (f,8/7_n(,_41il ■ С_ПП/1Ы +0,2_Т1еф_Т11 -С^ф^)-

Таким образом, после подставки задаваемых параметров н формулу, имеем

у_(Т}_

V(X)

По этой формуле легко посчитать V(T)/V(X). Например, для Т_в = 320° С; х = 0,4; Г₄ - 50° С получаем

У (Г) _ 75000 + 61600 + 58500 195100

V(X) ~ 2(670467-20000)-195100 ~ 391000 ~ '

В данном случае импульс горячего агента равен половине импульса холодного агента. Закачивая в пласт вытесняющего агента в количестве двух объемов пор (а — 2), для суммарных расходов получаем

Для случая Т_а = 250° С; Г_1ф = 50" С имеем
V(T) 195100

= 1,06.

V(X) 2(806260-20000)-195100

Таким образом, при температуре нагнетания Т_а = 250" С для по­лучения в среднем по пласту 7'_эф =50" С необходимо выбирать

импульсы горячего и холодного агентов равными V(T) = V(X).

Аналогичные расчеты выполняются для любых других зна­чении Т_а, 7;_ф (рис. 135).

С целью изучения экономической и технологической эф­фективности технологии ИДТВ был осуществлен комплекс ис­следовательских и опытно-промышленных работ на Гремихин-ском нефтяном месторождении в Удмуртии.

Рис.135. Номотрамма режима ИДТВ Q{T)/Q{X) = f(T_aJ-^) «= 3.

Залежь нефти пласта А₄ башкирского яруса Гремихинского месторождения, имея сложное геологическое строение, была сложным объектом для ввода в планомерную разработку. Про-

В.И. Куликов. Опиты чефтегазапрпмысловаго дела

Глава XVII. Методы разработки вязких и пысоковязкмх псфтсй 557

дуктипный пласт Ац представляет собой пачку органогенообло-мочных известняков, в которой чередуются плотные и проницае­мые прослои с весьма изменчивой петрофиз и ческой характери­стикой. В разрезе объект представлен переслаиванием карбонат­ных порово-трещипных коллекторов с незначительным содержа­нием каверн и плотных со слабо- и среднезерпистымн обломоч­ными карбонатными частицами органического происхождения с размерами 0,1-1,2 мм; диаметры поровых капалоп меняются от 0,08 до 0,4 мм. Цементом пород служит кальцин, составляю­щий 5-7% от общего объема. Верхняя пачка объекта представле­на переслаиванием сравнительно тонких (0,5-2,0 м), хорошо вы­держанных по площади низкопроницаемых пластов-коллекторов и пластов-неколлекторов - плотных известняков (1,0-3,0), общая толщина верхней части 15,0-18,0 м.

Количество пластов-коллекторов в разрезе меняется по площади от 5 до 7, составляя общую нефтснасыщенпую тол­щину около 6,7 м. Среднее значение пористости и проницае­мости коллекторов, соответственно, равны 18% и 0,062 мкм². Пласты-коллекторы верхней части подпираются контурными водами.

Пластовая нефть имеет высокую плотность (0,92 г/см¹), очень малую газонасыщенность (2,0 М³/т) и высокую вязкость (до 200 м Пас).

Запасы нефти верхней части объекта составляют пример­но 28% от общих. Верхняя часть объекта отделена от средней плотными непроницаемыми карбонатными породами толщиной 2,0 до 3,3 м. Средняя и нижняя части объекта также представле­ны переслаиванием пласт в-коллекторов, по сравнительно боль­шей толщины (oi 0,6 до 7,6 м). Количество продуктивных пла­стов в разрезе: 6 - в средней части и 4 - в нижней, составляют общую толщину около 22,0 м. и пефтенасыщепнуто - 18,2 м. Средние значения пористости и проницаемости коллекторов средней и нижней частей сравнительно высокие, и соответствен­но, равны 22% и 0,149-0,083 мкм². Плотность нефти - 0,900 г/см³, вязкость — 70-125 м-Па-с. Наиболее проницаемыми и высокоио-ристыми являются коллекторы нижнего объекта. Коллекторы

нижнего объекта слагаются раковинными песчаниками с очень слабым развитием цементов.

Ухудшение норовой составляющей коллскторских свойств матрицы породы обусловлено развитием постдиагениого кальци­та, что особенно проявилось в коллекторах верхнего объекта. В то же время в них же и наиболее интенсивно проявилась тре-щииоватость, которая характеризуется развитием горизонтально, вертикально и наклонно к горизонту направленных трещин, ос­ложняющих строение грапуллярных коллекторов, улучшающих их фильтрационные и емкостные характеристики. Замеренная густота трещин в керне меняется от 0,15 до 0,7!/см, плотность их - 0,9-8,4 г/см³, ширина от 0,02 до 2-3 мм. Начальное пласто­вое давление, приведенное к отметке волопефтяного контакта (ВПК), - 12,5 мПа, пластовая температура +28° С. Общая толщи­на горизонта Ац составляет 46 м. Средневзвешенное значение 1ф-фективпой нсфтснасыщснной толщины составляет 24,4 м. Порис­тость пласта А_л в среднем составляет 19%, начальная иефтена-сыщенность — 83,9%. Проницаемость в среднем составля-ет0,105мкм. Теплопроводность пород составляет в среднем 2,4 Вт/мк, а теплоемкость - 1,15 кДж/кг "С. Нефть высокосерни­стая (до 3% по весу). Содержание парафина 6,7% по весу, селико-гелсвых смол - от 9 до 17%. Растворенный в нефти газ в основ­ном состоит из азота (61% по объему). Содержание гелия дости­гает 0,115%. Геолого-физическая характеристика залежи пласта Лц показана в таблице 31.

Как видно из геолого-физической характеристики залежи нефти пласта Л₄, объект представлен многопластовым разрезом карбонатных коллекторов со сложной двойной пористостью и с большим диапазоном изменения коллскторских свойств, вы­сокой вязкостью пластовой нефти и наличием бассейна подош­венных вод с зональным характером их контактирования с про­дуктивными нефтенасыщенными коллекторами.

Исследования, проведенные в институте ВНИПИтермнефть, показали, что разработка залежи нефти Гремнхннского месторо­ждения на естественном режиме будет малоэффективной. Конеч­ный коэффициент нефтеизвлечепия составит не более 6% от гео­логических запасов. Применение традиционного метода закачки

И.11. Кудипоп. Основы иефтегазопромысяового дела

Глава XVTI. Методы разработки вязких и высокопячких нсфтей 559

Таблица 31. Гсолого-физичсская характеристика залежи нефти пласта Лд Гремихииского месторождения

холодной воды в пласт также малоэффективно. Конечный коэф­фициент нефтеизвлечения составит не более 12% от геологиче­ских запасов и спязи со сложной структурой пористой среды и высокой вязкостью пластовой нефти.

Возможность применения термических методов вызывала сомнение, так как глубина скважин здесь 1200 м, а граница при­менения тепловых методов по глубинам принята 700-800 м.

Несмотря на изложенные выше сложности, и 1979 году бы­ло принято решение о проведении на этом месторождении опыт-по-промышлепных работ но нагнетанию теплоносителя в пласт. П 1981 году Грсмихиискос месторождение вводится в разработку на естественном режиме с разбуриванием залежи пласта Ал но равномерной треугольной сетке 173x173 м. С 1983 года про­водятся опытно-промышленные работы по нагнетанию теплоно­сителя в пласт с созданием тепловой оторочки и последующим нагнетанием холодной поды для перемещения оторочки и интен­сификации выработки запасов. В 1986 году начинается промыш­ленное испытание технологии импульсио-дозировапного тепло­вого воздействия (ИДТВ), а с 1988 года осуществляется се про­мышленное внедрение (рис. 141).

Сущность технологии ИДТВ заключается в циклическом попеременном вводе в пласт через нагнетательные скважины те­плоносителя и холодной воды (с формированием волнового теп­лового фронта) в строго расчетных пропорциях с созданием в пласте «эффективной» температуры 7^. Основное преимуще­ство механизма ИДТВ над известными способами паротсплового воздействия (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) состоит втом, что в технологии ИДТВ при многократном повторе рас­четных циклон «пар-холодная вода» активизируется вытеснение нефти из норовых блоков (матриц) трещиновато-норового пласта, что в целом приводит к увеличению нефтеизвлечения из залежи. Важным преимуществом имиульсно-дозированного теплового воздействия является энергосбережение, которое достигается за счет ограничения объема вводимого в пласт теплоносителя уровнем прогрева пласта до так называемой «эффективной» тем­пературы, определяемой по кривой зависимости вязкости нефти от температуры (рис. 133). Понятие «эффективная температура» впервые обоснована для тепловых методов и имеет принципи­альное значение. Эффективная температура (Г,ф) - это темпера­тура, выше которой дальнейшее снижение вязкости нефти проис­ходит незначительно. Особый циклический режим нагнетания и энергосбережение, присущие технологии ИДТВ, позволили преодолеть установленный ранее «барьер» 700-800 м в качестве

13,И. Кудинов. Основы чефтегаюпромыславого дела

Глава XVII. Методы разработки вязких и высокопязких нефтсй 561

предельной глубиньт залегания залежей вяткой нефти для приме­нения термических методов.

При МДТВ п периоды нагнетания импульсов холодной воды парогеператорные устаиолки используются для теплового воздей­ствии на других элементах залежи, что позволяет интенсифициро­вать охват пласта тепловым воздействием и увеличивать добычу нефти. При использовании ИДТВ на 25% уменьшаются капиталь­ные вложения по сравнению с ВПЗ, а эксплуатационные чатраты -па 27%. Себестоимость добычи нефти е учетом конечного псфгс-извлечения становится близкой к заводнению. При ИДТВ достига­ется увеличение коэффициента нефтсизвлечепия (для Грсмихии-ского месторождения до 0,37 по сравнению с естественным режи­мом - 0,06, заводнением - 0,12 и технологией ВГВ - 0,27). Расход теплоносителя при ИДТВ составляет 3,4 т на извлечение одной тонны нефти, а при воздействии горячей водой (ВГВ) - 6,4 г.

6. Импульсио-дозированное тепловое воздействие с iiayjOH (ИДТВ(П))

Сущность технологии ИДТВ(П) (рис. 142) заключается втом, что при циклической закачке расчетных объемов теплоно­сителя и холодной поди при ИДТВ па этапе нагнетания воды осуществляются периодические остановки процесса (паузы). Па­тент РФ № 1365779 «Способ разработки залежи высоковязкой нефти» (технология ИДТП(П)), приоритет от 10.11.85г. (В.И. Ку­динов, B.C. Колбиков и др.).

Продолжительность каждой паузы равна времени восста­новления пластового давления в скважинах при их остановке или смене режима эксплуатации, а суммарная продолжитель­ность остановок в цикле не должна превышать времени, необхо­димого для закачки в пласг 10-15% объема воды в данном цикле.

ИДТВ(П), в отличие от ИДТВ, позволяет активизировать не только внутрипластовыс термокапиллярные и термоупругие про­цессы, по и проявлять гидродинамические упругие силы между пефте насыщенны ми блоками малой проницаемости и высокопро-ницаемымн разностями окружающих пород (каналами активной фильтрации). В результате достигается повышение охвата коллек­торов вытеснением и, как результат, увеличение нефтеизвлечения.

Промышленное внедрение этой технологии осуществляется па Гремихипском месторождении с 1990 года по настоящее вре­мя.

Таблица. 32. Типовой режим технологии ИДТВ(П) на Грсмнхин-ском месторождении

ИДТВ(П), обладая всеми положительными качествами техноло­гии ИДТВ, обеспечивает нефтеизвлеченис в неоднородном низ­копроницаемом пласте до 40%, из которых почти 10% являются эффектом использования пауз.

Технология ИДТВ(П) позволяет снизить удельный расход теплоносителя на одну тонну добываемой нефти с 6,4 т/т при ис­пользовании технологии с непрерывной закачкой теплоносителя (ВГВ) до 3,1 т/т при ИДТВ(П).

Несмотря па явные преимущества технологий ИДТВ и ИДТВ(П), они имеют следующие недостатки:

— необходимо применять плотные сетки скважин, что приво­дит к высоким капитальным вложениям;

П.И. Кулипоп. Основы пефтегазопромысяового дела

Глапа XVII. Методы разработки вязких и высоковячких ттефтин 563

- каждая нагнетательная скнажина обеспечивает воздействие
на определенные запасы (участки) нефти;

- технологии нагнетания теплоносителя п центральные нагне­
тательные скважины неизбежно оставляют значительные
«целики», не охваченные воздействием;

- теплоноситель, в течение длительного времени прокачивае­
мый через скважину, выполняет на небольшой части своего
пути малоэффективную работу как агент вытеснения, теряя
при этом свое цепное качество - тепло.

С целью устранения отмеченных недостатков и дальней­шего совершенствования технологических процессов теплового воздействия на залежи высоковязких нефтей коллективом ав-■горов (В.И. Кудннов, B.C. Колбико» и другие) создан новый способ теплациклического воздействия на нефтяной пласт {ТЦВП).

7. Тсплоциклическос воздействие па нефтяной пласт (ТЦВП)

ТЦВП - единый технологический процесс комплексного теп­лового воздействия па пласт через систему нагнетательных и нефтедобывающих скважин (рис. 143).

Технологическая сущность теилоциклического воздействия па пласт заключается в нагнетании заданного (найденного рас­четным путем, в зависимости от схемы размещения скважин и геологической характеристики участка залежи) количества теп­лоносителя в данный элемент (участок) залежи через паронагне-тателытую и три добывающие нефтяные скважины, сгруппиро­ванные через одну в 7-точечном элементе скважин. Нагнета­ние теплоносителя в паронагнетательную, скважину (располо­женную в центре 7-точечного элемента скважин) ведется посто­янно, в режиме ИДТВ(П), а в добывающие - циклически, с пере­меной их функции по закачке теплоносителя в режиме ИДТВ и отбору нефти (жидкости).

В технологии ТЦВП реализуются следующие технические и технологические приемы:

- определяется расчетное необходимое количество теплоно­
сителя для данного элемента залежи;

- рассчитывается распределение теплоносителя между нагне­
тательной (центральной) и добывающими скважинами, со­
ставляющими элемент теплового воздействия;

- определяется темп нагнетания теплоносителя в данный эле­
мент с последующим распределением между наронагнета-
телыюй и добывающими скважинами;

Одни цикл ТЦВП состой! нч трех технологических этапов: 1-й этап - нагнетание теплоносителя одновременно через цеп-тральную нагнетательную (НС) и добывающие (ДО скважины данного -элемента, расположенные через одну п режиме ИДТВ(П), отбор нефти осуществляет­ся через оставшиеся (через одну) добывающие сква­жины (рис. 144, А).

2-й этап - отличается от первого тем, что добывающие сква­жины меняются функциями. Добывающие три скважины, в которые закачивался теплоноситель, переводятся под добычу нефти, а нефтедобываю­щие три скважины переводятся под закачку тепло­носителя (рис. 144, В).

3-й этан - нагнетание теплоносителя осуществляется только через центральную нагнетательную скважину (ПС), а из всех добывающих скважин осуществляется от­бор нефти (жидкости) (рис. 144, С).

Циклы повторяются заданное количество раз. После за­вершения всех циклов ТЦВП переходят к завершающей стадии разработки элемента. На этой стадии центральная нагнетатель­ная скважина (НС) переводится под нагнетание холодной или нагретой воды для проталкивания остаточной тепловой отороч­ки, а псе добывающие скважины переводятся в режим эксплуа­тации.

Технология ТЦВП позволяет положительно решать ряд не­достатков, имеющихся в других известных тепловых технологи-

564

В.И. Кулипов. Основы нефтегеяопромысяового депо

Глава XVII. Методы разработки вязких и высоко вяз к их нефтсй 565

як. Основные преимущества новой технологии ТЦВП следую­щие:

- ускоряется процесс рассредоточения ввола теплоносителя
п продуктивный пласт, в результате чего повышается темп
теплового воздействия и тепловая эффективность процес­
са;

- повышается продуктивная характеристика добывающих
скважин, что приводит к интенсификации добычи нефти
и повышению темпа выработки запасов нефти;

- повышается охват коллектора тепловым воздействием и, как
результат, повышается конечная выработка запасов нефти;

- создаются условия для применения более редких сеток
скважин, за счет чего значительно снижаются капитальные
вложения.

Промышленные испытания техполо! ни ТЦВП проведены п течение длительного времени (с 1988 - 2004 годы) на Греми-хинском месторождении в Удмуртии. Результаты этих испытаний показывают, что после теплоциклического воздействия значи­тельно попытаются дебпты скважин по нефти (r 1,3-7,0 рача от исходного) и по жидкости - 2,0-4,5 раза. Эффект прироста деби­та нефти по добывающим скважинам обеспечивает сравнительно быструю компенсацию «потерь» добычи нефти, происходящие при переводе скважин с добычи нефти на процессе нагнетания тепло­носителя, с последующим получением чистого экономического эффекта.

Создап еще один способ разработки нефтяных месторожде­ний теплоносителями, который сочетает в себе качества техноло­гий «тепловых оторочек», комбинированного воздействия на пласт через систему нагнетательных и добывающих скважин, циклического воздействия на пласт теплоносителем и нагнета­тельной водой.

Патент РФ №2067165 «Способ разработки нефтяного ме­сторождения». (Технология больших треугольников), приоритет от 23.12.92г. (В.И. Кудннов, B.C. Колбнков, Н.В. Зубов, М.И. Да-цик).

Сущность предложенного способа для случая разбурпвания залежи по равномерной треугольной сетке заключается в сле­дующем:

1) формируют укрупненные Ю-точсчпыс площадные эле­
менты теплового воздействия - «большие треугольники» с девя­
тью равномерно расположенными по периметру и одной скважи­
ной в центре большого треугольника (рис. 136);

2) нагнетательные скважины располагают по вершинам
большого треугольника, остальные семь скважин - добываю­
щие;

3) разработку элемента осуществляют методом теплоцикли­
ческого воздействия, в котором закачку теплоносителя и отбор
продукции ведут по циклам;

4) каждый цикл воздействия на пласт осуществляют в три
этапа. На первом этапе теплоноситель закачивают в нагнета­
тельные скважины, и одновременно в три (через одну) из
шести добывающих скважин, расположенных па сторонах
треугольника (рис. I37), отбор продукции ведется из
оставшихся четырех добывающих скважин; второй этап
повторяет первый, за исключением того, что добывающие
скважины, расположенные по сторонам треугольника,
меняются функциями переволом их с режима нагнетания в
режим отбора и наоборот; на третьем этапе закачку
теплоносителя ведут только через нагнетательные скважины,
отбор продукции ведут из центральной добывающей, а
остальные скважины останавливают;

5) циклы теплового воздействия повторяют 3-5 раз до пол­
ного завершения закачки в пласт расчетного количества теплоно­
сителя;

6) переходят на режим проталкивания тепловой оторочки от
периферии к центру треугольника путем нагнетания непагретой
воды в нагнетательные скважины и отбора продукции из всех
добывающих скважин.

Порядок осуществления способа и значение каждой опера­ции в технологическом процессе следующие:

1. Определение потребного количества теплоносителя.

566 В.И. Кудшюп. Основы нефтсгазопромыслового дела

■ 2 _у\

Глава XVII. Методы рачработки вязких и высоковизких нефтей 567

где У^фп; ~ количество теплоносителя, вводимого в пласт через нагнетательные скважины, У]ф_лс - количество теплоносителя,

вводимого в пласт через добывающие скважины.

Из рис. 137-139 следует, что наиболее естественно следую­щее распределение объема Q:

т.е. теплоноситель распределяется пропорционально площадям, «обслуживаемым» добывающими и нагнетательными скважина­ми. Добывающие скважины, расположенные по вершинам пра­вильного шестиуюлмшка, «обслуживают» внутреннюю пло­щадь, составляющую 2/3 площади всего элемента. На нагнета­тельные скважины остается 1/3 площади элемента.

3. Определение количества тепла, вводимого в пласт через отдельную скважину.

Из рис. 137-139 следует, что каждая нагнетательная сква­жина, расположенная на вершине треугольника, действует на элемент разработки лишь в секторе с углом 60". Следовательно, только шестая часть теплоносителя, закачиваемого в нагнета­тельную скважину, расходуется на прогрев данного элемента разработки. Для выполнения условия y\Q,_K = \f3Q_p необходи-

Рис. 139

Как и в любой другой технологии, предварительно расчет­ным путем определяют общее количество теплоносителя Q не­обходимого для эффективного прогрева элемента воздействия (в пашем случае - «большого треугольника»).

2. Распределение теплоносителя, закачиваемого п пласт че­рез нагнетательные и добывающие скважины.

В схеме «большой треугольник» общее количество теп­лоносители Q вводится и пласт как через нагнетательные, так

и через добывающие скважины. При этом выполняется условие:

мо закачать в каждую из нагнетательных скважин теплоносите­ля и объеме Q_HC =2/3Q_p.

Аналогично для добывающих скважин, расположенных на сторонах треугольника, сектор обслуживания элемента со­ставляет угол 180", и только половина объема теплоносителя, за-качииаемого в эти скважины, расходуется па прогрев элемента. Следовательно, для выполнения условия У!ф„_с = 2/3Q необхо­димо закачать в каждую из добывающих скважин теплоносителя в объеме Q_ac=2/3Q_p.

Таким образом, отношение объемов закачки в нагнетатель­ные и добывающие скважины составляет:

В.И. Кудимов. Оснопы иефтегазопромыслового дела

Плана XVII. Методы разработки вязких и пысокоиязких нефтсй 569

т.е. в нагнетательные скважины необходимо закачивать теплоно­сителя в 3 раза больше, чем к добывающие.

4. Выбор количества циклов и объемов закачки теплоноси­
теля в циклах.

Количество циклов «и» в термоцнклическом процессе пре­дусматривается п пределах 3-5 циклов.

Выбрав и, определяют объемы нагнетания по циклам: £<& =2/3nxQ_p и Јg;_c =2(9nxQ_p.

5. Организация режима термоцнклического процесса.
Каждый отдельны» цикл воздействия состоит ич ipex этапов.
Продолжительность цикла по времени определяется задани­
ем темпа нагнетания теплоносителя в отдельную скважину - q:

'ц =<&/?■

Продолжительность этана составляет:

На первом этапе (в течение (_э) теплоноситель закачивают в нагнетательные скважины и три добывающие (через одну) в ко­личестве Q, - 2/9„ xQ на каждую скважину, добычу продукции

осуществляют через оставшиеся четыре скважины.

На втором этапе топ же продолжительности теплоноситель в тех же объемах закачивают в нагнетательные скважины и три уже другие добывающие скважины с переводом их в режим нагнетания, добычу продукции осуществляют через оставшиеся четыре скважи­ны.

Па третьем этапе (в течение (_э) теплоноситель в том же ко­личестве на скважину закачивают только в нагнетательные, отбор продукции ведут из центральной добывающей скважины, осталь­ные добывающие скважины останавливают.

6. Организация завершающей стадии разработки элемента.

После того как завершена закачка потребного количества теплоносителя, переходят к известному режиму проталкивания тепла к добывающим скважинам путем нагнетания в пласт пе-пагрстой воды. Погребное количество неиагрстой воды опреде­ляется обычно из условия, чтобы суммарный объем нагнетания

вытесняющего агента составлял 2-3 объема пор пласта элемен­та.

Закачку ненагретой воды осуществляют через нагнетатель­ные скважины, добывающие скважины переводят в режим отбо­ра.

Выбор «большого треугольника» в качестве характерного ■элемента разработки и размещения нагнетательных скважин па вершинах элемента обеспечивают переход к сетке скважин, в которой существенно увеличивается отношение числа добы­вающих скважин к числу нагнетательных- Л^_лоб/Л^_няг.

Так, например, если не переходить к схеме «больших» тре­угольников, а остановиться на схеме обращенных 7-точсчпых элементов с нагнетательной скважиной в цсшре элемента, то от­ношение числа добывающих скважин к числу нагнетательных скважин составило бы

N_Bc6/N_imT=2.

В схеме «больших треугольников» такое отношение равня­ется 8, а это означает, что в целом по залежи число нагнетатель­ных скважин сокращается более чем в два раза в сравнении со схемой 7-точечпых элементов.

Таким образом, предлагаемые схемы размещения скважин приводят к существенному сокращению капитальных затрат па строительство специальных нагнетательных скважин (обычно стоимость строительства нагнетательной скважины в 1,5-2 раза выше стоимости добывающей скважины).

Организация теплоциклического воздействия в том порядке, как это описано выше, призвана обеспечить высокий охват эле­мента разработки как тепловым воздействием, так и гидродина­мическим.

Во-первых, если закачку теплоносителя вести только через нагнетательные скважины, то эффекта высокого охвата элемента [силовым воздействием получить не удастся. Поэтому и возникла идея распределения потребного количества теплоносителя Q па

нагнетательные и добывающие скважины.

Н.И. Кулилпв. Oriii'/ibi нефтегазопромыслового дела

Глава XVII. Мстплм разработки вязких «пысоковячких псфтси 571

Нерационально также вести одновременно закачку в нагне­тательные и во все добывающие скважины, расположенные па сторонах треугольника, т.к. в этом случае в режиме отбора оста­ется только центральная скважина. Как видно ш рис. 137-139, в этом случае противонаправленные потоки от скважин мешали бы развитию процесса прогрева и вытеснения.

Было найдено обоснование, что добывающие скважины можно использовать а режиме нагнетания через одну-три сква­жины в режиме нагнетания и три - в режиме отбора.

Однако если вести процесс закачки через нагнетательные и три (через одну) добывающие скважины длительно, то возника­ет опасность быстрого прорыва теплоносителя в ближайшие до­бывающие екпажииы и нарушается равномерность охвата вытес­нением по площади.

Поэтому предложен тепло цикл и чески и процесс, в котором каждый из циклов нагнетания теплоносителя признан обеспечить как равномерность охвата элемента прогревом, так и симметрич­ность потоков вытеснения.

Достигается это тем, что па первом этапе цикла формиру­ются направления потоков тепла и жидкостей в сторону ближай­ших добывающих скважин и центра треугольника. На втором этапе - в сторону уже других добывающих скважин и центра. t) результате имеет место выравнивание фронтов прогрева и вы­теснения относительно линии добывающих скважин. На третьем этапе цикла путем остановки добывающих скважин достигается проталкивание тепла и фронта вытеснения к центральной сква­жине.

Циклы повторяются до полною завершения ввода теплоно­сителя в элемент разработки.

Обычно значение Q большое, и если его рассчитать только

на один цикл, то этапы циклов будут длительными, в каждом этапе произойдут прорывы вытесняющего агента в добывающие скважины. Здесь весьма важное.значение имеет другая причина. Многоцикловой процесс связан с многократными сменами в пла-

сте направлений тепловых и гидродинамических потоков, что благоприятно влияет па увеличение пефтеизвлечення.

К моменту завершения циклон значительная площадь эле­мента уже будет находиться под тепловым воздействием - это зоны между нагнетательными скважинами и ближайшими добы­вающими, обширная зона теплового пояса вдоль периметра шес­тиугольника, зона проникновен