4-18-2

ISSN 2307-2091 (Print) 

ISSN 2500-2414 (Online)

КОНТРОЛЬ ЗА ПРОДВИЖЕНИЕМ ТЕПЛОВОГО ПОТОКА В ПРОЦЕССЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕРМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ

Багир Али оглы БАГИРОВ, Агарза Месуд оглы ГАДЖИЕВ

УДК 622.276.65 https://doi.org/10.21440/2307-2091-2018-4-18-25 

 

B. A. Bagirov, A. M. Hajiyev / News of the Ural State Mining University. 2018. Issue 4(52), pp. 18-25

 

Актуальность. Для увеличения нефтеотдачи пластов в процессе разработки залежей применяются тепловые методы (закачка в пласт пара и горячей воды, внутрипластовое горение). Эффективное применение этих методов требует надежного контроля проводимых процессов. С этой целью обычно проводятся соответствующие замеры в скважинах, результаты которых отражаются на картах изотерм. Сопоставление таких карт, составленных для различных периодов разработки залежей, позволяет получать информацию о направлении и скорости продвижения теплоносителя по пласту. В итоге выдвигается концепция о регулировании (если это необходимо) проводимых процессов.
Цель и задачи исследования. Проводимые нами геолого-промысловые исследования по месторождениям Азербайджана показывают, что для более надежного контроля за тепловоздействием целесообразно использовать данные о гидрохимии пласта. Так, при внедрении теплоносителя не только повышается температура пласта и тем самым снижается вязкость и плотность пластовых нефтей, но и изменяются физико-химические характеристики пластовых вод. Следует отметить и то, что в процессе термовоздействия наряду с пластовыми флюидами подвергается изменениям и порода этого пласта. В итоге тепло, продвигающееся от возбуждающей скважины к скважинам реагирующим, представляет собой весьма сложную термодинамическую систему. К тому же процесс изменения гидрохимии пласта всегда опережает подобные процессы в нефтях и породах залежи. Именно этим обстоятельством обосновывается необходимость включения в комплекс исследований по контролю за тепловоздействием
информации о гидрохимии пласта.
Вывод. Опираясь на материалы разработки ряда месторождений Азербайджана, авторы выявили механизм изменчивости теплового режима залежей. В частности, было установлено, что при закачке в пласт пара, представляющего собой, по существу, дистиллированную воду, соленость вод залежей уменьшается; при внутрипластовом горении за счет резкого повышения температуры пласта повышается и химическая активность вод. Это, как правило, приводит к изменению химизма вод (содержание Na + K и Cl повышается). Концепция, выдвинутая в данной статье, подтверждается геолого-промысловой информацией и иллюстрируется соответствующими картами и таблицами.

Ключевые слова: резервуар, нефтеотдача, термическое воздействие, температура, паровоздействие, внутрипластовое горение, минерализация воды.

 

REFERENCES

1. Багиров Б. А. Нефтегазопромысловая геология. Баку: Изд. АГНА, 2011. 311 с.
2. Рузин Л. М., Морозюк О. А. Методы повышения нефтеотдачи пластов (теория и практика). Ухта: УГТУ, 2014. 127 с.
3. Horn G. M. Coal, Oil, and Natural Gas (Energy today). N. Y., 2010. 48 p.
4. Багиров Б. А., Салманов А. М., Гасаналиев М. Г. Об определении качества запасов нефти // Геология нефти и газа. 1998. № 1, с. 22–25.
5. Байбаков Н. К., Гарушев А. Р. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1988. 343 с.
6. Song Q., Chen Zh., Farouq Ali S. M. Steam Injection Schemes for Bitumen Recovery from the Grosmont Carbonate Deposits / SPE Canada Heavy Oil Technical Conference, Calgary Alberta Canada, Society of Petroleum Engineers. 2015. 37 p. https://doi.org/10.2118/174463-MS
7. Ezeuko C. C., Wang J., Kallos M. S., Gates I. D. Towards the Development of Bitumen Carbonates: An Integrated Analysis of Grosmont Steam Pilots // Oil & Gas Science and Technology. 2015. Vol. 70, № 6. Р. 983–1005. https://doi.org/10.2516/ogst/2013111
8. Nesterov I., Shapiro A., Stenby E. H. Numerical analysis of a one-dimensional multicomponent model of the in-situ combustion process // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2013. Vol. 106, June. Р. 46–61. https://doi.org/10.1016/j.petrol.2013.03.022
9. Youtsos M. S. K., Mastorakos E., Cant R. S. Numerical simulation of thermal and reaction fronts for oil shale upgrading // Chemical Engineering Science. 2013. Vol. 94, 3 May. Р. 200–213. https://doi.org/10.1016/j.ces.2013.02.040
10. García H., Niz Velásquez E., Trujillo M. Anticipating Operational Issues for the Field Pilot Test of Air Injection in Chichimene, Colombia // Georesources.
2016. Vol. 18. № 4-1. Р. 289–298. http://dx.doi.org/10.18599/grs.18.4.6
11. Амелин И. Д. Внутрипластовое горение. М.: Недра, 1980. 230 с.
12. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985. 308 с.
13. Gutiérrez D., Moore R. G., Ursenbach M. G., Sudarshan A. M. The ABCs of In-Situ-Combustion Simulations: From Laboratory Experiments to
Field Scale // Journal of Canadian Petroleum Technology. 2012. Vol. 51, issue 4. Р. 256–267. https://doi.org/10.2118/148754-PA
14. Исаков Д. Р., Нургалиев Д. К., Шапошников Д. А., Чернова О. С. Особенности математического моделирования метода внутрипластового горения при добыче высоковязких нефтей и природных битумов // Химия и технология топлив и масел. 2014. № 6(586). С. 81–83. URL: http://www.nitu.ru/xttm/2014_6.pdf
15. Shojaiepour M., Kharrat R., Shojaiepour M., Hashemi A. Experimental and simulation study of in-situ combustion process in carbonate fractured porous media // Journal of the Japan Petroleum Institute. 2014. Vol. 57, № 5. P. 208–215. https://doi.org/10.1627/jpi.57.208

Лицензия Creative Commons
Все статьи, размещенные на сайте, доступны по лицензии Creative Commons «Attribution» («Атрибуция») 4.0 Всемирная