Июл 12
Добрый день, коллеги. Подскажите, пожалуйста, при закачке горячей воды используется только пресная вода или же допускается использовать также подтоварную воду? Я где то читал, что при минерализации до 250 г/л можно применить и подтоварную воду. При этом какие технические осложнения ожидают, при нагреве подтоварной воды до рекомендуемых температур? В каких учебниках или РД приведены требования по подготовке и закачке горячей воды? Заранее благодарен.
Опубликовано
14 Июл 2012
Активность
40
ответов
8271
просмотр
10
участников
1
Рейтинг
Добрый день. о какой температуре идет речь, когда говорите горячая вода? По собственному опыту скажу, что и подтоварку качаем, и сеноман. Осложнений не наблюдаем, стадия опр, качаем 2 года. А минерализация ой какая...пресную воду в нашем случае качать не желательно, т.к. может усугубиться процесс разбухания глин. Да и негде пресную воду брать. Не забудьте позаботиться о качестве и теплоизоляционных свойствах трубы,по которой будете нагнетать. В противном случае, будут большие теплопотери, как последствие, если есть участки ммп , может происходить не желательный процесс растепления и как результат, слабая эффективность от закачки. Но все зависит от приемистости, температуры, давления, темпа нагнетания.
учебника с требованиями по подготовке горячей воды не видел, а насчет соленой - в Северном море морскую воду закачивали (см. Л.П.Дейк, глава 5)
Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений РД 39 - 0147035 - 214 -87
Может что найдете полезное.
Тоже в рамках ОПР хотим исследовать юру. Температуру на устье планируется держать не менее 95-100 градусов, глубина 350м, вязкость от 200 до 1000мПа*с. Да, с пресной водой у нас также проблемы, поэтому, и изучаем применения подтоварку. А как понять «может происходить не желательный процесс растепления и как результат, слабая эффективность от закачки»?
Ну как у вас идут работы, есть прогресс? Закачку проводите постоянно или периодически?
Спасибо за инфо по РД, но в инете нигде не мог найти данный документ. Если есть скинь ссылку, пожалуйста.
На 350 м можете попробовать и пар закачать. Хотя как юра на 350м?? Может я что-то перепутал?
"Нежелательный процесс растепления" - растает вечная мерзлота и поплывет -> потеря скважины.
Если минерализация большая, то при нагреве получишь накипь :)
А значит снизится КПД нагревателя, придется менять их чаще.
Закачка горячей воды гораздо менее эффективна по сравнению с закачкой пара. Тем более для глубины 350 метров, довести пар хорошего качества до забоя особых проблем не доставляет. Какие у вас проницаемости на этой глубине (предполагаю, что должны быть высокими)? Толщина пласта? Вода снизу? Вязкость нефти в принципе невысокая, само не течет?
С такими вязкостями плотность около 880-940 кг\м3 должна быть, следовательно, вода снизу будет. Чтоб вода сверху была или вперемешку, надо чтоб плотность нефти была больше 1000 кг\м3, а это уже битум, у него вязкость больше 100 000 мПа*с.
С такой глубиной, вы правы, должна быть хорошая проницаемость, скорее всего слабосцементированный пласт. Так что должно течь и без прогрева, можно винтовых насосов поставить, да качать вместе с песком, как в Канаде (CHOPS).
Проблема с закачкой пара, которая может возникнуть на таких малых глубинах - прорыв пара на поверхность. Не дай бог, кого ошпарит
Насчет вечной мерзлоты, скорее всего не актуально. Если на такой глубине юрские отложения, то скорее всего - это Татарстан, Башкирия, Удмуртия или Самарская обл. Хотя я не геолог, могу ошибаться.
Про накипь Гоша правильно сказал.
Это может быть и Казахстан
Чтобы пар не прорвался, надо мини-фрак тест сделать и узнать. Чего гадать-то? Ну у нас в Альберте на 350 м качают пар, ого-го как качают:) Но это для битума.А если вязкость нефти 1000 мПа.с, то там и правда не надо ничего прогревать. У нас по 10,000 мПа.с качается без подогрева, с песком и без песка. Но так много не добудешь - процентов 7-8. Можно воду нагнетать, можно полимеры. Лучше всего, конечно, СО2, но скорее всего нерентабельно будет. Горячая вода - деньги на ветер.
to Ardac:
Меньше 100 градусов на забой если не подавать, на мой взгляд, эффекта не будет.
с такими глубинами, вы могли бы получить эффект от парозакачки. Другой вопрос, сколько составит от закачки пара доп добыча, будет ли это рентабельно?
чем собираетесь подогревать воду? Я думаю,это все будет на базе блочных модулей,верно? Какие суточные объемы подтоварки?
мне интересно, какие трубы хотите применить при термике? Обычные нкт вам не пойдут, теплопотери будут не реальные.
качаем в принципе стабильно, остановки бывают на квд или кпд. Горячую воду нужно качать регулярно. Это не пароциклика, при которой скважину закрывают на определенное время.
по ммп коллега Гоша ответил.
Прорыв пара на пов-ть, самая не значительная проблема. Технологически правильно если все обустроить, проблем не будет. В кач-ве примера, знаю на Сахалине есть скв с такими глубинами, там применяют пар и проблем в принципе не имеют.
вариантов разработки много, начиная от винтовых насосов заканчивая термическими методами.
CO2 конечно очень эффективен, но главная проблема в том, где его взять)
Про чопсы и прочие холодные методы согласен с Дмитрием - "много не добудешь". Даже при вязкости <=1000.
В РФ хоть где-нибудь применяют CHOPS, SAGD? пардон, за то что отхожу от темы, но речь как никак о термике.
вариация SAGD на Ашальчинском м-ии в РТ, о CHOPS в России не слышал.
Видел статьи о CHOPS в Казахстане, названия месторождения не помню, погугли
Спасибо за ответ :)
На Каражанбасе в Казахстане вроде CHOPS применяли
В этом-то вся проблема. На Вэйберн по трубе идет, там вроде рентабельно. Только там нефть легкая, да еще государственный капитал вливали. Так что неоднозначный пример.
Зато дешево совсем! Потому рентабельно.
Уважаемые коллеги, поднялся вопрос об эффективности закачки горячей воды/пара в коллекторы (1-5мД) с вязкостью 1-2 сП, т.е. не высоковязкая нефть. Оценивается охват, КИН, темп добычи. Вопрос технологии доставки теплоносителя не стоит. Задача сложная, скорее всего придется моделировать гидродинамику в эклипсе с учетом всех эффектов (изменение вязкости, фазовых проницаемостей, взаимного растворения и дистилляции). Не знаю есть ли все это в эклипсе, буду разбираться.
Учитывая широкий интерес к тепловым методам, было бы здорово, если бы кто-то поделился опытом такого моделирования (наверняка кто-то уже делал), а если совсем наглеть, то и поделился самой моделью, хотя бы дата файлом и ПВТшками.
"Взаимное растворение" нефти и воды - это как?
и что там дистиллироваться должно? 
Разве что ПАВ добавить...
Изменение ОФП - есть оно или нет, ответа симулятором не получите - качайте горячую воду хотя бы на керне.
Задача на самом деле не очень сложная, уже много раз решеная и особого труда замоделировать все это в Эклипсе или другом коммерческом симуляторе не составит.
- Изменение вязкости с температурой - не проблема, в модели все выставляете согласно исследованиям PVT свойств вашей нефти. Ну или на крайний случай по корреляцийм для начала
- Изменение фазовых с температурой, в принципе тоже не проблема, в Эклипс есть ключевые слова позволяющие задать зависимости концевых точек.
- Соглашусь с Гошей, что растворить нефть в воде будет сложновато))))
Ну и главный вопрос у меня, зачем на такой нефти 1-2 сП тепловые методы понадобились????
Так ради интереса, на пальцах прикинем... Допустим, ваш пласт имеет температуру 75 градусов, при этом вязкость нефти пусть будет около 2 сП. Не знаю какая соленость у вашей пластовой воды, но пусть ее вязкость будет скажем 0.6, для 75 градусного пласта нормальная цифра... допустим вы смогли на забой доставить воду температурой скажем 200-250 градусов (пар доставить будет нереально, думаю, что глубина пласта у вас явно больше 1000-1500 метров). При 200 градусах вязкость воды снизиться раз в 5, скажем до 0.15, у нефти при такой же температуре пусть будет снижение вязкости в 10 раз (хотя на самом деле будет раз 7-8, а может и теже 5). Соотношение подвижностей при условии, что вся нефть и вода нагреты до 200 градусов изменилось незначительно. Более того в реальной жизни для нагрева пласта и содержащеейся в нем нефти потребуется время, а в том время пока она нагревается, горячая вода с низкой вязкостью около 0.15 сП будет нагнетаться в еще непрогретый пласт, где вязкость нефти 2 сП. Что несколько ухудшает соотношение подвижностей в пользу более быстрого прорыва воды. Думаю, что в итоге возможно будет небольшой выигрыш в накопленной нефти. Далее считаем экономическую эффективность, сколько энергии нужно затратить, чтобы нагреть требуемое кол-во воды до нужной температуры, сколько для этого потребуется газа. Сомнваюсь, что удасться выйти в плюс.
Любопытства ради, думаю можно и просчитать)
Я бы сюда добавил аргумент расстояния между скважинами - в каком объеме пласта предполагается прогреть всю эту нефть?
При 300 м и больше - цифра будет зашкаливать: дисконт экономических показателей не позволит эффективно отработать при столь длительной отсрочке дополнительной добычи - КИН то ведь не мгновенный эффект!
Точно не знаю, знающие поправят. Термику часто затевают из-за налоговых послаблений - стране нужна тяжелая нефть. Но для этого нужно получить приставку "высоковязкая", более 60сП, что ли, хотя здесь и без уточнений 2сП не признают высоковязкой. А вот и байка - по этой причине, нефть добываемую на участке с естественным режимом списывают на участок с применением термики, чтобы получить "термическую нефть".
Узнайте будет ли скидка? Если нет, дополнительно к тому, что и с физической точки зрение занятие бесполезное, пустое все.
Если в России, то надо, чтобы было >200 сП в пластовых условиях тогда не платишь НДПИ с добычи, но термика тут не причем, как ты ее извлекаешь дело твое.
Спасибо за ответы, задача оценить экономику не стоит, также как и вопрос подвода энергии - стоит задча оценить вытеснение.
Гоша, в книге Антониади встречается упоминание, что для маловязкой нефти при 300 градусах и около 20МПа, при фильтрации через керн, нефть растворяется в воде (неизветсно полностью или чуть-чуть) и практически полностью вытесняется. Отсюда встал такой вопрос.
"Изменение ОФП - есть оно или нет, ответа симулятором не получите" - изменение ОФП собираюсь задавать, в СПЕ вроде были статьи с лабораторными тестами ОФП от Т. Дистиллироваться могут легкие фракции нефти (опять же предположительно). Скорее всего моделироваться будет рядная система по 500/1000м между рядами.
volvlad, если не трудно, подскажите ключевые слова для задания изменения фазовых с температурой. Пока сам поищу в справочнике. Преждевременное обводнение из-за разницы подвижностей, тоже буду оценивать. Было бы здорово получить несколько процентиков прироста КИНа. Но, вы правы, задача, конечно, не имеет большой практической нагрузки.
ilu6ka1534:
ENKRVT, ENPCVT, ENPTVT.
А вообще, чтобы лучше ознакомиться с возможностями Eclipse, открывайте Technical Description, секция - Thermal Option.
Большое спасибо, как то упустил эту секцию.
Да, масштабирование от Т, задается там. Только до 2011 его нельзя было совмещать с обычным ENDSCALE.
300 градусов - я как-то не задумывался о таком нагреве... При 20МПа вода может еще будет паром, посильнее сдавить придется.
Но все равно при таких Т, Р вопрос смешиваемости может действительно поменяться.
Только вот 2 момента есть:
- практическая целесообразность (уже автор согласился)
- отсутствие реальной возможности любого симулятора воспроизвести смешивание фаз верно в таких условиях, вытекающее из первого.
При 300 градусах, пар полностью переходит в жидкую фазу уже при 80 атм.
Так, минутку... самопроверка
http://ru.wikipedia.org/wiki/Файл:Water_phase_diagram.gif
300 С = 573 < 600 К
80 атм = 8*10^6 < 10^7 Па
Точка (600;10^7) соответствует пару, но уже близко к жидкости. При 80 атм или 100 атм - там уже трудно понять с картинки.
Согласен - про 20МПа - перегнул палку.
Откуда берутся константы равновесия (К-значения) для слова KVCR?
Если у меня есть таблица компонентного состава газа и нефти при однократном разгазировании, при ступенчатом разгазировании и компоненты нефти в пластовых условиях (% масс. и мол.). Метан, этан, пропан, бутан, пентан, гексаны и остаток С7+.
Корректно ли забить молярные концентрации в PVTi и воспользоваться функцией выгрузки к-тов в Е300?
Вопрос "Откуда берутся константы равновесия (К-значения) для слова KVCR?" - некорректно сформулирован.
В слове KVCR задаются константы функции Крукстона, по которой K-величины затем вычисляются симулятором.
Выгрузка KVCR из PVTi - единственно возможный вариант, ну еще вариант - если конечно захотите свою программку сделать :-)
Альтернатива - вообще не использовать KVCR.
Между этапами "забить молярные концентрации" и "воспользоваться функцией выгрузки" пропущен важнейший этап - "настроить уравнение состояния"!
Спасибо, действительно некорректно спросил, но Вы поняли в чем проблема)
Совершенно не владею PVTi... Да и еще при выгрузке ключевых слов для термальной термальной опции максимальное давление и темпертаура ограничены.
Как можно не испольpовать KVCR, если есть разные компоненты? Вы имеете ввиду KVWI и KVTABTn/KVTEMP?
Может быть есть простой способ запустить модель с термальной опцией (можно даже с одной компонентой), учитывая, что я вообще ни разу не ПВТшник?
Да, можно сделать KVTABT/KVTEMP - табулированные значения от Р и Т.
"Простой способ" = DEAD OIL - в этом случае не понадобятся K-величины в виду отсутствия фазовых переходов углеводородов. Значит и настройку УС можно "пропустить мимо" :)
KVCR я бы сказал, придется использовать для термальной модели, так как в этом случае описываются переходы в жидкое и газообразное состояние выбранных фаз моделируемых жидкостей в зависимости от температуры и давления.
Еще несколько комментариев, вообще полноценные композиционные модели с использованием всех фаз по отдельности в симуляторе не строят. Фазы группируют, чтобы получить приемлемое кол-во с точки зрения времени расчета модели.
В термальных моделях, которые как правило применяются для тяжелых нефтей, нефть как правило предстваляется одной или двумя фазами, что-то вроде Light и Heavy. В вашем случае с легкой нефтью, думаю можно будет обойтись 3-мя - dis.gas (С1-С2 или С1-С3), light, heavy (C7+) (условное heavy)) )
Да, я тоже собирался объединять компоненты. Похоже придется закапываться в ПВТ(
Я бы настоятельно рекомендовал пробежаться по курсу PVT. Иначе можно такого намоделировать