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

Из рассмотрашого ясно, что большое число работ посвящено разработке аналитических или частично аналитических моделей нахождения объема зоны высокой температуры, образующейся 1фи нагнетании в нефтеносный пласт пара. Результаты, получошые в рамках этих моделей, использованы для оценки эффективности вытеснения нефти. В общем случае по истечении времени нагнетания t объем Vf,(t) нефти, вытеснеяжж паром или горячей водой, равен 1фи поршневом вытеснении

при Ау<А или t>tf.

г. (о = Фн. I А, (t) (•i -1) + (r<; - A,

(вГв!;)! (4.92a)

1фиЛу =Хили/<Гр

v,(t) = ФН, A (t) (I . (4.926)

причем vif) измеряется в условиях залегания. Здесь Ф - пористость коллектора; S с ~ остаточные нефтенасыщенности в зонах, заполненной паром и занятой горячей водой; В, В - объемные коэффициенты месторождшия; 8/, и Вд. - характеристики начального состояния нефти в месторождении; Н„ - полезная толщина пласта (иногда меньшая, чем полная Н).

Количество вытесненной нефти, вычисленное по (4.92) 1фи заданной величине поступающего в пласт тепла, возрастает 1фи увеличении степени сухости пара X*, если длительность его нагнетания превышает критическое время tf..

В прибшокенных расчетах 1фи рассмотрении зсш, занятых пцюм и водой, стоит пользоваться суммарной толщиной Я, равной мощности пласта h, если отношение Я„ > 0. Это сводится к тому, что нагнетаемый влажный пар проникает в спой на расстояние, которое может вдвое превосходить высоту, рассчитанную для скважины в случае присутствия только одной паровой фазы. В противоположном случае Я < А. При неизменных условиях нагнетания значошя Л(Г) нА„ (г) будут полу-чешл при помощи соотношений (4.62) и (4.88), а также из 1фиближен-ных формул, 1фиведенных в табл. 4.4. Эти формулы позволяют оценить величины, входящие в выражения для A(f)iiAp(t) функций. Для нахож-

Есш Я < А. то профиль rtmitpstypu в частях пласта, расположенных под областями, куда прошкает нагнетаемый теппсжоситель, находится с помощью со-опюшения (4.S7), в котором up - коэффициент температуропроводности нижележащей области, г - момент времени, в который эта повышенной темпфату]»! достигает заданного контура поверхности А. Эта позволяет оценить процесс распространения зоны повышенной температуры, возникающей нсклюштелъио за счет теолопроводиости. под областью с остаточной нефтенасыщениостыо после TqiMo-воздействия.

пения объема добытой нефти wp (Г) рекомендуется учитывать время tj между вытеснением нефти пфом и ее извлечением из скважины. Например, можно записать

v,, (1) -14 (t - = ФИ,. А (I - U)

=1. (t --t,j =ФН,

i- [А (t-to- Ar(t-t,)]

(4.93a)

nfvtt - tt>tc. (4 936)

Член AS/Bg - разность между остатотаой и начальной нефтенасыщен-ностяьф, отнесенная к условиям залегания - определен по (4.92); площади АяЛу зависят от суммарной толщины Язоны повышенной температуры. Когда нельзя пренебречь знпльпией добытой нефти, в расчете площади А необходимо учитывать Q„, определенное по (4.78), вместо Q. В этом случае, если вместе с полученными углеводородами не учитывается содержащаяся в них энтальпия, параметр входящий в выражение для AylA (4.88), имеет вид

W X* .Z"* X* и"*

(4.94)

Эффективность нагнетания пара обычно характеЯ1зуется отношением количества полученной нефти к количеству использованного пара (рис. 4.19). Этот безразмерный параметр выражается в кубических метрах нефти на кубические метры эквивалентной воды или в кубических метрау нефти на тонны использованной воды.

Применяются также и другие критерии эффективности нагнетания теплсжосителей (см. раздел 4.4.1).

Модели вытеснения. Для полного описания извлечаош нефти при нагнетании в пласт теплсжосителей необходимо учитывать гидродинамические аспекты течаош жидкостей в толще нефтеносного слоя. В модели, учитывающие подо&{ые эффекты, не1феменно входит в качестве составной части термодинамическое описание всей системы в целом, подобное тем, что бьши рассмотрены выше.

В модели вытесноош, разработанной Виллиманом для прогнозирования рас1феделения насыщения вне эсжы, заполняемой паром, распрост-ранякяцимся в радиальных направлениях, 1фяменяли уравнение Бак-

Время может быть оценою, исходя из времени, необходимого для нагнетания в виде пара эквивалентвого количества йоды, соответспужмцего эаданжЛ доле обьема П(ф коллектора (нащтмер. 0.1S объема пор).

Температура Тц ,и(Гр 20*а,аЗг) 2S 3S UV BS

Глуби.т г*м 9ля p»o,a7tz* 200 500 1000 1500

2500

50 100 150

Давление, бар

Гте. 4.19. Эффопшюс» мекда штесмшт ефш водпши шром после псркодя нвярерынного вапкпнш шрв с расходом 100 т/еут, расст-(4.93).

Расчепше параамтрн ияюлиоваим те же, что в ва рас. 4.18. Врсяи ревпфО-вашн - 250 сут; коэффвцвеят вспольэоваша ттр» - 0,9-0,91. Прв(ШОПгается, что в эоие, эажышпмой горячей водой, [А5/во] « = 0.5 [А5/во1 у

лея-Леверетта [4.19]. Тогда, используя единую систему единиц измерений всех величин, можно записать следующее соотношение

(455)

где г5 - радиус зшы с водоиасыщеиностью 5 и локальной температурой rf fg - расход воды, связанный с относительными проницаемостями и локальными коэффициентами вязкости в момент времени t следующим соотношением: I

где v е - обьемный расход воды в направлении радиуса г в момент времени Л

в [4.19] вмеется ошибка в «словом коэффицке1ПС, входящем в (4.95), вследствие того, что автора»« не была использована единая система еданиц измере-