Закачування гарячої води набагато менш ефективна в порівнянні із закачуванням пара. Тим більше для глибини 350 метрів, довести пар хорошої якості до забою особливих проблем не доставляє. Які у вас проникності на цій глибині (припускаю, що повинні бути високими)? Товщина шару? Вода знизу? В'язкість нафти в принципі невисока, саме не тече?
З такими вязкостямі щільність близько 880-940 кг \ м3 повинна бути, отже, вода знизу буде. Щоб вода зверху була або упереміш, треба щоб щільність нафти була більше 1000 кг \ м3, а це вже бітум, у нього в'язкість більше 100 000 мПа * с.
З такою глибиною, ви маєте рацію, повинна бути хороша проникність, швидше за все слабосцементірованние пласт. Так що має текти і без прогріву, можна гвинтових насосів поставити, та качати разом з піском, як в Канаді (CHOPS).
Проблема із закачуванням пара, яка може виникнути на таких малих глибинах - прорив пара на поверхню. Не дай бог, кого обшпарити
Щодо вічної мерзлоти, швидше за все не актуально. Якщо на такій глибині юрські відкладення, то швидше за все - це Татарстан, Башкирія, Удмуртія або Самарська обл. Хоча я не геолог, можу помилятися.
Про накип Гоша правильно сказав.
Це може бути і Казахстан
Щоб пара не прорвався, треба міні-фрак тест зробити і дізнатися. Чого гадати-то? Ну у нас в Альберті на 350 м качають пар, ого-го як качають :) Але це для бітума.А якщо в'язкість нафти 1000 мПа, то там і справді не треба нічого прогрівати. У нас по 10,000 мПа.с гойдається без підігріву, з піском і без піску. Але так багато не здобудеш - відсотків 7-8. Можна воду нагнітати, можна полімери. Найкраще, звичайно, СО2, але швидше за все нерентабельно буде. Гаряча вода - гроші на вітер.
Закачування гарячої води набагато менш ефективна в порівнянні із закачуванням пара. Тим більше для глибини 350 метрів, довести пар хорошої якості до забою особливих проблем не доставляє. Які у вас проникності на цій глибині (припускаю, що повинні бути високими)? Товщина шару? Вода знизу? В'язкість нафти в принципі невисока, саме не тече?
З такими вязкостямі щільність близько 880-940 кг \ м3 повинна бути, отже, вода знизу буде. Щоб вода зверху була або упереміш, треба щоб щільність нафти була більше 1000 кг \ м3, а це вже бітум, у нього в'язкість більше 100 000 мПа * с.
З такою глибиною, ви маєте рацію, повинна бути хороша проникність, швидше за все слабосцементірованние пласт. Так що має текти і без прогріву, можна гвинтових насосів поставити, та качати разом з піском, як в Канаді (CHOPS).
Проблема із закачуванням пара, яка може виникнути на таких малих глибинах - прорив пара на поверхню. Не дай бог, кого обшпарити
Щодо вічної мерзлоти, швидше за все не актуально. Якщо на такій глибині юрські відкладення, то швидше за все - це Татарстан, Башкирія, Удмуртія або Самарська обл. Хоча я не геолог, можу помилятися.
Про накип Гоша правильно сказав.
Менше 100 градусів на забій якщо не подавати, на мій погляд, ефекту не буде.
з такими глибинами, ви могли б отримати ефект від парозакачкі. Інше питання, скільки складе від закачування пара доп видобуток, чи буде це рентабельно?
ніж збираєтеся підігрівати воду? Я думаю, це все буде на базі блокових модулів, вірно? Які добові обсяги подтоваркі?
мені цікаво, які труби хочете застосувати при терміки? Звичайні нкт вам не підуть, тепловтрати будуть не реальні.
качаємо в принципі стабільно, зупинки бувають на КВД або ккд. Гарячу воду потрібно качати регулярно. Це не пароцікліка, при якій свердловину закривають на певний час.
по ММП колега Гоша відповів.
Прорив пара на пов-ть, сама не значна проблема. Технологічно правильно якщо все облаштувати, проблем не буде. У кач-ве прикладу, знаю на Сахаліні є скв з такими глибинами, там застосовують пар і проблем в принципі не мають.
варіантів розробки багато, починаючи від гвинтових насосів закінчуючи термічними методами.
Найкраще, звичайно, СО2, але швидше за все нерентабельно буде.
CO2 звичайно дуже ефективний, але головна проблема в тому, де його взяти)
Про чопси і інші холодні методи згоден з Дмитром - "багато не здобудеш". Навіть при в'язкості <=1000.
Шановні колеги, постало питання про ефективність закачування гарячої води / пара в колектори (1-5мД) з в'язкістю 1-2 сп, тобто НЕ високов'язка нафту. Оцінюється охоплення, КІН, темп видобутку. Питання технології доставки теплоносія не варто. Завдання складне, швидше за все доведеться моделювати гідродинаміку в Екліпс з урахуванням всіх ефектів (зміна в'язкості, фазових проникностей, взаємного розчинення і дистиляції). Не знаю чи є все це в Екліпс, буду розбиратися.
З огляду на широкий інтерес до теплових методів, було б здорово, якби хтось поділився досвідом такого моделювання (напевно хтось вже робив), а якщо зовсім нахабніти, то і поділився самою моделлю, хоча б дата файлом і ПВТшкамі.
Завдання насправді не дуже складна, вже багато раз рішення і особливих зусиль замоделіровать все це в Екліпс або іншому комерційному симуляторі не складе.
- Зміна в'язкості з температурою - не проблема, в моделі все виставляєте згідно з дослідженнями PVT властивостей вашої нафти. Ну або на крайній випадок по корреляційм для початку
- Зміна фазових з температурою, в принципі теж не проблема, в Екліпс є ключові слова дозволяють задати залежності кінцевих точок.
- Погоджуся з Гошею, що розчинити нафту в воді буде важкувато))))
Ну і головне питання у мене, навіщо на такий нафти 1-2 сп теплові методи знадобилися.
Так заради інтересу, на пальцях парканом. Припустимо, ваш пласт має температуру 75 градусів, при цьому в'язкість нафти нехай буде близько 2 сп. Не знаю яка солоність у вашій пластової води, але нехай її в'язкість буде скажімо 0.6, для 75 градусного пласта нормальна цифра. допустимо ви змогли на забій доставити воду температурою скажімо 200-250 градусів (пар доставити буде нереально, думаю, що глибина пласта у вас явно більше 1000-1500 метрів). При 200 градусах в'язкість води знизитися раз в 5, скажімо до 0.15, у нафти при такій же температурі нехай буде зниження в'язкості в 10 разів (хоча насправді буде раз 7-8, а може й ті ж 5). Співвідношення подвижностей за умови, що вся нафта і вода нагріті до 200 градусів змінилося незначно. Більш того в реальному житті для нагріву пласта і содержащеейся в ньому нафти буде потрібно час, а в тому час поки вона нагрівається, гаряча вода з низькою в'язкістю близько 0.15 сп буде нагнітатися в ще непрогрітий пласт, де в'язкість нафти 2 сп. Що кілька погіршує співвідношення подвижностей на користь більш швидкого прориву води. Думаю, що в підсумку можливо буде невеликий виграш в накопиченої нафти. Далі вважаємо економічну ефективність, скільки енергії потрібно затратити, щоб нагріти необхідну кількість води до потрібної температури, скільки для цього буде потрібно газу. Сомнваюсь, що вдасться вийти в плюс.
Заради цікавості, думаю можна і прорахувати)
300 градусів - я якось не замислювався про таке нагріванні. При 20МПа вода може ще буде паром, сильніше стиснути доведеться.
Але все одно при таких Т, Р питання смешиваемости може дійсно змінитися.
Тільки ось 2 моменти є:
- відсутність реальної можливості будь-якого симулятора відтворити змішування фаз вірно в таких умовах, що випливає з першого.
При 300 градусах, пар повністю переходить в рідку фазу вже при 80 атм.
Так, хвилинку. самоперевірка
300 С = 573 <600 К
80 атм = 8 * 10 ^ 6 <10^7 Па
Точка (600; 10 ^ 7) відповідає пару, але вже близько до рідини. При 80 атм або 100 атм - там вже важко зрозуміти з картинки.
Згоден - про 20МПа - перегнув палицю.
Звідки беруться константи рівноваги (К-значення) для слова KVCR?
Якщо у мене є таблиця компонентного складу газу і нафти при одноразовому розгазування, при ступінчастому розгазування та компоненти нафти в пластових умовах (% мас. І мол.). Метан, етан, пропан, бутан, пентан, гексани і залишок С7 +.
Спасибі, дійсно некоректно запитав, але Ви зрозуміли в чому проблема)
Зовсім не володію PVTi. Та й ще при вивантаженні ключових слів для термальної термальною опції максимальний тиск і темпертаура обмежені.
Як можна не іспольpовать KVCR, якщо є різні компоненти? Ви маєте на увазі KVWI і KVTABTn / KVTEMP?
Може бути є простий спосіб запустити модель з термальною опцією (можна навіть з однією компонентою), враховуючи, що я взагалі жодного разу не ПВТшнік?
KVCR я б сказав, доведеться використовувати для термальною моделі, так як в цьому випадку описуються переходи в рідке і газоподібне стан обраних фаз модельованих рідин в залежності від температури і тиску.
У термальних моделях, які як правило застосовуються для важких нафт, нафту як правило предстваляет однією або двома фазами, щось на зразок Light і Heavy. У вашому випадку з легкою нафтою, думаю можна буде обійтися 3-ма - dis.gas (С1-С2 або С1-С3), light, heavy (C7 +) (умовне heavy)))