ВЕДЕНИЕ 3
ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР 5
ТЕПЛОВЫЕ ПРОЦЕССЫ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ 5
ВЛИЯНИЕ ТЕМПЕРАТУРЫ НА ПЛАСТОВЫЕ ФЛЮИДЫ 9
ДВИЖЕНИЕ ГЕЛЕОБРАЗУЮЩИХ СОСТАВОВ В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ 15
НЕИЗОТЕРМИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ ФИЛЬТРАЦИИ 20
ГЛАВА 2. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОГО ПОЛЯ ПЛАСТА 27
ФАКТИЧЕСКИЕ ДАННЫЕ 27
АНАЛИТИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ 30
ГИДРОДИНАМИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ 35
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ 45
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 52
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 53
ПРИЛОЖЕНИЕ 1. СХЕМА ПОСТРОЕНИЯ НЕИЗОТЕРМИЧЕСКОЙ
МОДЕЛИ В TEMPEST 57
В процессе разработки нефтяных месторождений происходит изменение теплового режима продуктивных пластов при использовании холодной воды для поддержания пластового давления. Изменение температуры коллектора оказывает влияние на свойства насыщающих его флюидов, процесс вытеснения нефти и эффективность применения третичных методов увеличения нефтеотдачи.
При планировании закачки гелеобразующих составов решающими факторами являются приемистость нагнетательных скважин и температурные пластовые условия.
В промысловых условиях замеры температуры пласта проводятся при исследовании профиля приемистости нагнетательных скважин без прекращения их работы. Определение температур в водонагнетательных скважинах при остановке проводится крайне редко. Такие измерения дают только косвенную оценку изменения температуры призабойной зоны.
Нагнетание в пласт больших объемов воды в течение продолжительного времени может приводить к снижению пластовых температур на значительные величины. Процесс сшивания полимерных составов происходит только в определенных термических условиях, при более низких температурах процесс формирования гелевого экрана замедляется. В процессе обработки пласта гелеобразующими составами проводят остановку скважины на сутки для восстановления пластовой температуры. Однако, данный процесс изучен недостаточно, прогрев призабойной зоны может занять большее количество времени, что влияет на реологию закачиваемого раствора. В стандартных расчетах дополнительной добычи нефти при применении гелевых составов используется изотермическая модель фильтрации, которая не позволяет оценить температурные режимы пласта.
Определение времени выдержки скважины, необходимого для повышения температуры околоскважинной зоны до начальных значений является актуальной задачей. Анализ изменения теплового режима продуктивных зон позволяет давать оценку эффективности физико-химических методов увеличения нефтеотдачи в данных условиях.
Цель работы: определить температуру призабойной зоны нагнетательной скважины для повышения эффективности процесса гелеобразования.
Для достижения поставленной цели требуется выполнить следующие задачи:
Построить аналитическую модель нагнетания холодной воды в пласт.
Построить гидродинамическую модель для оценки фронта охлаждения пласта в процессе закачки воды.
Провести оценку скорости восстановления пластовой температуры при остановке нагнетательной скважины.
Подобрать оптимальное время выдержки нагнетательной скважины .
В условиях применения заводнения нагнетание больших масс холодной воды вызывает некоторое снижение температуры продуктивных пластов в районе нагнетательных и окружающих добывающих скважин. Расчет аналитической и численной модели дает схожий результат: по итогу длительной закачки воды пластовая температура вблизи нагнетательной скважины снижается на 34%. Зона наибольшего охлаждения пласта находится в радиусе 20 метров, на расстоянии более 90 метров от нагнетательной скважины изменения температуры незначительны и не зависят от скорости и объема закачки воды пониженной температуры. При снижении объемов закачки температура в радиусе повышается на 20%.
Время, необходимое для достижения начальной пластовой температуры после прекращения закачки воды, составляет 2-е суток.
С увеличением разницы между начальной температурой пласта и температурой в призабойной зоне нагнетательной скважины технологический эффект от обработок ФХ МУН уменьшается. При изменении дизайна обработок ФХ МУН с увеличением выдержки до 2 суток общий экономический эффект увеличится в 2 раза.
