Введение 3
1. Метод парогравитационного дренирования 5
2. Математическая модель 7
3. Тестирование 18
3.1. Решение модельных задач 18
3.2. Сходимость решения 21
4. Методы увеличения нефтедобычи 27
4.1. Изменение перепада давления между скважинами 27
4.2. Влияние температуры нагнетаемого пара 35
Заключение
Список использованных источников
В настоящее время, когда запасы легкой нефти медленно, но верно истощаются, а цены на углеводородное сырье неумолимо растут, появилась необходимость в добыче "нетрадиционной" нефти. Ею является так называемая тяжелая нефть, которая обладает высокой вязкостью, повышенной плотностью. По оценкам, ее запасы на нашей планете более, чем в два раза превосходят традиционные. Следовательно, имеется огромная необходимость в добыче такой нефти. Но дело в том, что высоковязкая нефть может быть извлечена на поверхность только некоторыми специальными способами. Одним из таких способов разработки залежей тяжелой нефти является метод парогравитационного дренирования (ПГД или SAGD), в основу которого входит идея использования высокой плотности битумов в качестве движущей силы в процессе добычи с применением термического воздействия [10].
Однако коэффициент извлечения нефти для месторождений природных битумов колеблется в пределах от 5 до 30%. Следовательно, для повышения нефтедобычи требуется применять нестандартные решения [6].
Эффективность метода ПГД можно повысить путем добавления в закачиваемый пар различных химических соединений использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара [9].
В данной работе исследуется процесс разработки месторождения высоковязкой нефти методом парогравитационного дренирования. Рассматривается математическая модель данного метода разработки.
Так как написание собственной программы для решения этой задачи требует больших временных затрат, то ПГД рассматривался в программном комплексе CMG, который в свою очередь был протестирован на модельной задаче гравитационной сегрегации. Сопоставление результатов
Проводится исследование сходимости на трех выбранных расчетных сетках, после чего определяется одна, наилучшая по соотношению сходимость/временные затраты.
Далее непосредственно производится переход к способам повышения эффективности. Исследуется влияние на эффективность ПГД основных управляющих параметров: использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара.
В данной работе был рассмотрен метод ПГД высоковязкой нефти. Исследована математическая модель данного метода разработки.
Процесс воспроизведен в модуле STARS программного комплекса CMG.
Была исследована сходимость на трех выбранных расчетных сетках, после чего определена одна, наилучшая по соотношению сходимость/временные затраты.
Исследовано влияние на эффективность ПГД основных управляющих параметров: использования различных режимов давления на нагнетательной и добывающей скважинах, а также варьирования температуры нагнетания пара.
При использовании двух различных перепадов давления между нагнетающей и добывающей скважинами была выведена предварительная оценка экономических затрат. Стоимость нагрева воды сценария с перепадом в 10 атм. составляла примерно 10% стоимости добытой нефти, тогда как стоимость нагрева воды сценария с перепадом в 1 атм. составляла 0,3% стоимости добытой нефти того же объема. Причем отношение объемов воды, требуемых для добычи 0,5 F нефти для разных режимов не равно отношению долей от стоимости добытой нефти.
При установке различной температуры нагнетания пара для Ар = 10 атм. можно заметить тенденцию уменьшения добычи нефти при увеличении температуры. При Ар = 1 атм. с увеличением температуры сначала накопленный дебит нефти возрастает, а после определенного значения убывает. Следовательно, данная температура закачиваемого пара является самым оптимальным вариантом для добычи высоковязкой нефти методом ПГД.
