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

Используя 1фибпнжшные выражошя (3) и (16), 1фиведе1ев табл. 4.4 для нахождшия функций, входящих в формулы для Л „/Л и А, можно определить максимальное отклсшаше от результатов, представленных в работе Херна [42.4].

В реальных промысловых условиях степень сухости пара на входе в пласт обычно варьируется от 40 до 70 %. Этот диапазон обусловлен, волервых, тем, что степень сухости пара на выходе из парогенератора составляет, как правило , 80 %, и, во-вторых, тепловыми потеряьш в скважине. При заданной X* скрытая теплота парообразования умень-щается 1фи увеличоши давления (см. рис. 3.2); например, для X* = = 0,5 параметр { уменьщается от 0,6 до 0,35 1фи росте давления от 10 до 100 бар. 1ме того, температура насыщйшя 7* и разность температур Т* - увеличиваются 1фн возрастании швлошя. Тогда из (4.62) и (4.88) следует, что шкяцади поверхностей Ли >4„ заметно уменьшаются 1фи увеличоши давлошя; а так как количество вытесненной нефти непосредственно связано с зтими величинами, метод нагнетания пара в нефтеношый пласт теряет свои 1феимущества 1фи повышении давлошя. Зависимость давления в зоне, занятой паром, от глубины залегания пласта 1фиводит к дополнительному условию, ограничивающему глубину разработки месторождошй и не зависящего от рассмотренных выше ограничивающих факторов, связанных с тепловыми потерями вдоль ствола скважины ис. 4.18).

Если 1фенебречь предварительным нагревом окружающих пород перед подходом фронта конденсации пфа, то интеграл в (4.85) 1фини-маетвид

I бЛг

УГ- т dT

Это позволяет получить следующую оценкуповерхности зоны, занятой паром, для t> t°:

Яо шХ*и*1

• [Уг (Р), т- лАГ, (9си,\ (Т* - Т,) -

Новое критическое время f"определяется условиемilJ* (Г°) =Л(), причем (О = il(0 при f < Г°. Выражение (4.89) не зависит от тошо-емкости единицы ома пласта и от толщины зоны, занятой паром.

Некоторые авторы при оценке площади 1 прибегают к 1фостой замене Q величиной части скрытой теплоты пц>ообразования mX*L* в выражении для площади поверхности зоны повышенной температуры./ [4.19]. [4.26]. [4.27]. Однако этот прием полиостыо лишен теоретического обосновашя; пря таком способе оценки получаем, чгош любого момопа времени Л/А = idem и всегда меныие истинной асимптоты А/А.

p,tap

Рк. 4.18. Объемы н площин потерюютй эоин, зшятай пром, н зоны по-температуры после пятмепсго пержмд нефсрышого нагнетания пцм в пласт со скоростыо 100 т/сут:

й - сухость пара в пласте X* =0,8; б - сухость пара в пласте X* =0,5 (за-пприхованная область - зона, занятая паром)

В рассмотренных моделях не учитывали присутствие силы тяжести, так как в них было 1финято допуиние о постоянстве и однородности плотности пара и горячей воды, распространяющихся внутри формации. Однако на практике пар стремится распространяться в верхние области пласта [428] - [4.30], зсша воды занимает его нижние слои, а также

область вблизи границ зоны насыщенной паром. Во многих случаях допущение вертикальности фронтов дает удовлетворительные результаты, так как наклш фронта коцденсации по отношению к вертикаш! вносит, как правило, несущественную погрешность в расчетный относительный объем зшы, заполненной пфом [425]. Когда влажный пар нагнетается в верхние области пласта, все приведшные соотношения сохраняют силу, если использовать в качестве Я величину, меньшую толщины пласта; необходимо только правильно выбрать приближенное значение корректирующего коэффициента 5.

Форма фронта коцденсации была рассчитана на основе теории течения в учетом расслоения [428]. Наклш фронта кшденсации при радиальном движоши теплсжосителя зависит от безразмерного пфаметра Ф:

.(р» - р.) ptgfiJty

(450)

гдеРу л Ну - плотность и динамическая вязкость водяного иярл; ку - эффективная проницаемость среды для данной фазы; m - массовый расход пара сухостью X*, поступающего в слой толщиной h; pf, - плотность нефти.

При малых Ф в нагнетательной скважине всегда (даже по истечении длительного периода нагнетания) присутствует вода. В зтой модели, часто используемой для слоев толщиной более 20 м, Н„ - высота столба пара в скважине - подчиняется соотношению

=,1.7 роигТ<о,59- (451)

Если 0,6 < Ф < 1,5, пар также проникает в скважине на высоту h, однако средний коэф4шщо1т охвата вытеснением пфом по толщине меньше единицы, так как фронт конденсации перемещается быстрее вдоль кровли, чем вдоль подошвы пласта [4.28].

Пусть Ад (ЛАд соответственно площади зоны, занятой пфом у кровли и подошвы пласта (см. рис. 4.15, 0). Каждая из этих поверхностей должна, с одной стороны, удовлетворять уравнению (4.85) для тепловых потерь в каждую из окружающих пород, являясь 1феделом интегрирования, а с другой - требованию наклона фронта коцденсации. Подобный принцип расчета был использован в одной из моделей вытес-нйшя паром [429].

Нейман [430] применил уравнение (4.89) для определения максимального увеличогая зоны, занятой ааром, расщюстраняющейся от кровли пласта в горизонтальном и вертикальном надфавлошях.

Различные величины должны быть вьфажены в единой системе едншц. Например: l/ip] =Пас. [т] =кг/с; \р„] =кг/м; [f] =м.c- „1 =м (1Д = = 10"мЪ: [А]=м. 158