Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 [ 47 ] 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139

Величины, полученные численными методами, несколько отличаются от результатов аналитических решений процессов теплопереноса (рис. 4.13) [4.17], [4.22]. Тепловые потери, определенные по модели Маркса-Лангенхейма, лишь немного превышают значения, полученные численными методами, причш расхождение возрастает с увеличением времени нагнетания и снижается при увеличении расхода подаваемого в пласт теплшосителя. При рассмотрении результатов, полученных в рамках модели, становится очевидным, что часть используемой энергии аккумулируется на периферии зшы, заполненной паром, где скапливается горячая вода (см. раздел 42.1).

4.г МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОМЫСЛОВЫХ УСЛОВИЙ

к основной задаче моделирования относится качественная оценка зависимости динамики нефтеотдачи от методов воздействия на нефтяной пласт. При нагнетании нагретых жидкости моделирование усложняется вследствие необходимости учета гидродинамических, тепловых и физико-химических процессов.

Сушествуюг два метода моделирования реальных щюцессов - математическое моделирование и построение физических моделей.

В настоящее время более распространен первый метод. Однако помимо неопределенности в описании геометрии месторождений математическая модель, как бы хорошо она ни была разработана, не учитывает должным образом различные явления и процессы, хфичем многие зако-HObfepHOCTH или не принимаются во внимание вовсе, или рассматриваются в условиях, не соответствухнцих реальности. Основным методом проверки правильности подобных моделей являются промысловые испытания.

Математические модели классифицируют в зависимости от их сложности.

К простым моделям вытеснения нефти относится поршневая модель или модель, построенная на основе теории Баклея-Леверетта. Эти модели (см. 4.1.3) позволяют правильно оценить количество тепла, norpeis-ляемого при вытеснении нефти, что является основной задаче при оценке эффективности использования нагнетания нагретых жидкостей для повышения нефтеотдачи пласта. Ряд простых моделей был разработан для описания вытеснения нефти при использовании в качестве теплоносителя водяного пара.

В более сложных математических моделях учитывают те же процессы, но с большей их детализацио! или же дополнительные эффекты. Они требуют численного решения системы уравнений в частных производных.

Не следует забывать, что каждый класс математических моделей имеет свою конкретную область применошя. Для исследования возможности использования нагнетания нагретых жидкостей на перспективных месторождшиях предпочтительно пользоваться щюстыми методами, в которых учтено ограниченное число параметров, играющих

наиболее заметную и легко поддающуюся оценке роль. Если же требуется оценить эффективность нагнетания нагретых жидкостей на хорошо известном месторождении, то лучше пользоваться более сложными моделями, так как можно учесть большее число определяющих параметров.

Метод построения физических моделей позволяет использовать результаты исследований на промысловых испытаниях.

С помощью физических моделей можно проводить:

проверки различных методов и сравншия результатов;

исследования влияния различных факторов на показатели процесса;

кштроль применимости математических моделей для хоропю известных месторождений.

Однако реализация зтого метода весьма трудоемка и дорогостояща.

АЛ.Л. Простыв еналитичеекив модели вытеснания нефти нагретыми ясидкостнми и газами

Рассмотрим модели, в которых условия нагнетания неизменны: вводимая в пласт тепловая знергия Q, температура Гу и, в частном случае, степень сухости X* пара, нагнетаемого в пласт.

Модель вытеснения нефти паром, предложенная Марксом и Лонгенхеймом [4.12], является классической моделью оценки эффективности вытесношя нефти паром (см. раздел 4.13). В этой очень схематической модели различают лишь две зоны продуктивного пласта: холодную, нефтенасыщенность которой равна начальной 8/,, и зону, занятую паром, с постоянной толщиной по оси z, равной Н, однородным температу{«ым полем, температурой Г* и остаточной нефтенасыщен-ностью S/, (см. рис. 4.10). Следуя этой модели, количество вытешенной нефти прямо пропорционально объему зоны, занятой паром. Если величины S/,. и S), соответствуют условиям внутри пласта при температурах соответственно и Tyf то для опредепошя объема Vf, вытесненной нефти необходимо учитывать объемные козффици№ты месторождошя - соответственно Bqi и Bq, пользуясь соотношением:

Ф(5„/В„,-5,,/В„) 6Н

e«""*orfcVf,. i Vf.

(4.76)

Расход вытесняшой нефти равен

(рг)* (Т* -т.) Н (4-77)

Если толщина Я„ пласта, содержащего нефть, мшьше толщины Н зоны, занятой паром, значения и необходимо умножить на Я„/Я.

При достижении определенного уровня нефтедобычи необходимо учитывать знтальпию добываемой нефти (см. 4.4). Для этого было предложено использовать в уравнениях (4.62), (4.64), (4.76) и (4.77) не суммарный темп ввода тепла в пласт Q, а его часть, нешсредственно идущую на нагрев нефтеносного пласта,

Q- = Q - S т, X - .Ж,, т,), (4.78)

где nij - массовый расход компоншта / с жтальпига З9, т выходе ю пласта и с знтальпига щш температуре Г.

Если величины Q wSi Q„ изменяются во времши, следует разбить временной интервал на периоды, в течение которых они постоянны, и затем вычислить площадь поверхности A(t).

Соотнощение (4.77) дает возможность определить предел шкицади, выработанной непрерывным нагнетанием пара через центральную скважину, исходя из экономических оценок эффективности метода. Дгаст-вительно, объем нефти Vf,, вытеошемой в единицу времени, вследствие ввода в пласт потока тепла Q снижается при увеличоош времени нагнетания t. Это значит, что существует некоторый момент времени t, в который затраты на нагнетание пара равны стоимости добытой нефти:

PQ=Phh Cmtx) или

J Jpc)* (Т*-Т,) 8,„.„/н. fsi-

РН 0(VB. S.,/BJ "[--J (4.79)

где р - удельные затраты на производство тепла; - стоимость единицы объема нефти.

По Q легко найти (тях)> используя соотношение (4.62). Для конкретного месторождошя и при данных экономических требованиях шкхцадь поверхности пропорцишальна Q, т. е. расходу пара с заданной энтальпией.

Уравношя (4.76) и (4.77) нельзя непосредственно использовать для оценки динамики добычи нефти в том случае, когда зона, обработанная паром, не ограничша непроницаемыми слоями. Действительно, они верны только для поршневого вытесношя во всем объеь1е месторождошя и, в частности, если в необработанной зоне насыщшности постоянны и равны их начальным значениям. Однако такие условия в природе не реализуются.

Дствительно, с одной стороны, нефть находится на границе зоны, занятой паром, что приводит к существованию „времени реагирования" эксплуатационных скважин на процессы в окрестности нагнетательных скважин; с другой же стороны, не вся масса нефти, вытесняемая паром