8.Проблема охлаждения пластов при внутриконтурном заводнении на при­мере Ромашкинского месторождения.

Эксплуатация месторождения началась и успешно осуществля­ется с поддержанием пластового давления путем законтурного и внутриконтурного заводнений.

Неоднородные по мощности и простиранию пласты горизонта Д1 вскрыты единым фильтром в нагнетательных и эксплуатацион­ных скважинах. Вследствие более интенсивной выработки высоко­проницаемых пластов имеет место понижение температуры эксплуатируемых низкими темпами малопроницаемых пластов. При снижении температуры ниже температуры кристаллизации часть парафина выпадет в пористой среде в виде твердой фазы и может значительно ухудшить фильтрационные свойства пласта. В связи с этим проведены термогидродинамические исследования для совершенствования системы разработки Ромашкинского месторождения. В ходе исследований установлено:

• на устье нагнетательных скважин температура закачиваемой поверхностной воды изменяется в течение года от 1 до 27°С при среднем ее значении 11⁰С;

• температура потока на забое нагнетательных скважин горизонта Д1 в течение года в зависимости от их приемистости колеблется от 5 до 29°С. Средневзвешенная величина её составляет 14°С;

• продолжительность восстановления температуры охлажденного пласта до начального состояния существенно превышает про­должительности нагнетания воды в скважины.

При разработке месторождения изменение пластовой темпера­туры может быть вызвано прохождением фронта начала охлажде­ния (температурного фронта) и дроссельным процессом. В резуль­тате измерений в скважинах ряда площадей Ромашкинского месторождения получено, что величина коэффициента Джоуля-Томпсона равна минус 0,04-0,046 °С/ат.

Некоторыми исследователями предлагалось подогревать зака­чиваемую в пласты Ромашкинского месторождения воду с начала разработки. Результаты промысловых экспериментов на Ромаш­кинском месторождении по закачке горячей воды и расчеты показали, что для подогрева закачиваемой воды только до пласто­вой температуры необходимо было бы израсходовать топливо, по объему значительно превышающее потери нефти в охлажденных зонах. Таким образом, было показано, что с топливно-энергетиче­ской точки зрения заводнение на Ромашкинском месторождении является эффективным.

Воздействие на ПЗС. Промысловый эксперимент по закачке пара был осуществлен в 1974-75 гг. в бобриковском горизонте Шугуровского месторождения в скв.129. где продуктивный пласт толщиной 6 метров находится в среднем на глубине 980 м . Измерения температуры теплоносителя производились тремя термопарами, спущенными соответственно на глубины 120, 650 и 980 м. Анализ полученных термограмм показал, что после непро­должительного нагнетания пара на глубине 120 м температура достигает значения температуры нагнетаемого пара. На глубине 650 м температура постепенно поднимается до значения 120 - 140°С. На забое скважины температура не превышает 36°С, т.е. до пласта доходит практически холодная вода.

Таким образом, промысловый эксперимент показал нецелесо­образность нагнетания пара на большие глубины без применения теплоизолированных труб.

Площадная закачка теплоносителя. Ново-Суксинское место­рождение разрабатывается с 1974 года методом законтурного заводнения. Система размещения скважин треугольная с расстоя­нием между ними 400 м. Опытный участок для термовоздействия расположен в пределах внутреннего контура нефтеносности и состоит из 5-ти девятиточечных элементов размером 200х200 м, которые получены за счет уплотнения существующей сетки скважин.

На опытном участке в качестве первоочередных были обу­строены три элемента с нагнетательными скважинами. Согласно проекту разработки предполагалось осуществлять паротепловое воздействие. Ввиду отсутствия скважинного оборудования для закачки пара опытные работы начали с закачки горячей воды с температурой 250°С. В качестве источника теплоносителя служил парогенератор фирмы «Стразерс».

За пять лет испытания метода на опытном участке в пласт за­качано 684,6 тыс.т горячей воды. Расчетная дополнительная добыча нефти составила 71,1 тыс.т при удельном расходе теплоно­сителя на одну тонну дополнительно добытой нефти 9,63 т/т. Такое большое значение удельного расхода теплоносителя свидетельст­вует о низкой эффективности проведенных опытно-промышленных работ.

Основные недостатки в проведении работ по закачке теплоно­сителя:

• из-за замены пара на перегретую воду парогенератор работал в водогрейном режиме, что привело к нерациональному использо­ванию тепловой производительности парогенератора (она ис­пользовалась лишь на 24 %), быстрому коррозионному износу отдельных узлов парогенератора;

• отсутствие технического решения по уменьшению теплопотерь в скважине снижает технологическую эффективность теплового воздействия;

• отсутствие защиты колонн от воздействия высоких температур приводит к нарушению целостности колонн.

Все перечисленные недостатки были обусловлены отсутствием серийно выпускаемого работоспособного термоизолированного и термостойкого оборудования – насосно-компрессорных труб, пакеров, устьевой арматуры и т.д, т.е. носили технический харак­тер.