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

Рнс. 4.20. Ашфоксшацм ступеявтой фуимщсС рвофеделекш твмпера1ур в зоне, эшюлнсиной горячей водой [4.19]

Решение этих уравиший в общем виде выглядит следующим образом:

(4.97)

При работе с данным уравнением в первую очередь определяют зависимость от времени эквивалентных радиусов фронта конденсации и поверхности, ограничивающей зону прогрева гд. Чаще других для зтой цели используют соотношения (62) и (4.88), считая г„ = >Л?„/1Г и

= >/л/1г. "Вместо скачка температуры Г* - Г. на границе горячей зоны здесь рассматривают линейную зависимость температуры от г. При этом Г = Г* для г = г„ и Г = (Г„* + Г,)/2 для г = 0>ис. 4.20). Для нахождения dfJdSg itVg в зоне прогрева зто линейное распределение температуры аппроксим1фуют последовательностью температуртых „ступенек" таким образом, чтобы количество тепла, содержащееся в зоне прогрева при подо&юм распределении температуры на ее границах, бьшо равно количеству тепла в зоне прогрева при скачкообразном понижении температуры на границе; в зтом случае данные функции находятся последовательно на каждом изотермическом участке. В первом приближении в модели Виллмана допускается, что относительная проницаемость не зависит от температуры, так что при построении семейства кривых=ASe) учитывают только изменения вязкости.

Расход воды i g обусловлен, с одной стороны, наличием влажного пара и с другой - присутствием воды, перемещаемой вследствие изменения во времени насыщенности во всем объеме зоны повышенной температуры. Этот расход может бьггь определен только исходя ю баланса масс, который строго записывается лишь при известных насыщенностях. Расчет усложняется вследствие юменения температуры и, соответственно плотности в зоне, заполненной горячей водой.

Рассмотрим внутри зоны повышенной температуры объем, ограни-1ЮШЫЙ окружающими породами, скважиной и цитоздрической поверхностью.

Взяв за основу принятую схему (данный щюфиль тюшературы, независимость от температуры относительных проницаеьюстей) для оценок величин некоторых относительно малых членов баланса масс, можно ограничиться довольно грубыми приближениями. Сделаем следуннцие дополнительные предположения:

в зоне, занятой паром при температуре * , содержание воды, плотность которой Pg (Т*), характеризуется насыщенностью 1 - Sf, „ - S„, где S„ - средняя паронасыщенность р„ ( единицы ооьема „ - остаточная нефтенасыщенность;

в данной точке зоны, заполненной горячей водой, ее расход мало зависит от времени, так как плотность воды измжяется достаточно медленно; подобное допущение примениью и к изменошям насыщенностей, особенно для вязкой нефти [4.19].

Таким образом, можно пренебречь изменением во времени водосо-держания в злементе объема зоны, эаполношой водой, и использовать схему типа „поршень", причем считать, что поршень расположен на уровне фронта конденсации, где нефтенасыщенность равна 5 .

Тогда, если nig - массовый расход влажного пара, нагнетаемого в пласт, баланс масс записывается следуинцим образом:

Р.(Т) i. = «. + { р.(Т*) [S, - (S»,.. - S.,.,)] - р,(Т*) S,} 7Л>Н .

(4.98)

Если пренебречь членомp„,i$„, малым относительно аналогичного члена для воды, получаем выражение, незначительно отличакхцееся от соотношения, использованного Виллманом. Расчеты проведены по модели [4.19] при следующих условиях: толщина пласта 15 м; пористость коллектора 15 %; начальное нефтенасыщение 80 %; температура 38 ° С; давление нагнетания пара 28 бар; S„ = 50 %; Sf,„ =18 %; Sh с = 28 % (рис. 4.21). Вытеснение нефти при нагнетании в пласт пара описывается во многих подобных моделях, основанных на аналогичных уравнениях; их ропают или численным [4.27], или графическими [4.32] методами.

Необходимо отметить, что методика, разработанная для анализа перемещения воды и нефти в зоне повышенной температуры, применима для исследования вытеснения нефти горячей водой и паром. Например, Фурье был предложен численный метод ропения уравнения (4.95) совместно с решением Малофеева для температурного профиля (модель Ловерье для радиальной конфигурации распространения теплоносителя, раздел [4.33]). Этот метод позволяет получить профили насыщенностей при нагнетании горячей воды.

га -о;

J I I I I L

Б»:..:ЧУ:днл-::

ш& гооо 1

JOT/7 4Д/7 5000 rW

2 ЕЕЗ«

Рк 4.21. Ршяфеделенне насыщешюстей носле60 (в), 400 (б) н 600 (в) нагнеяшм nqta для д вщдов нефти [4.31]:

5„ = 50%; 5„= 18%: 5 с=28%; i - зона, занятая паром; 2 - зова, за-полношая вопой; 3 - нефть вязкостью 3 сПз; 4 - нефть вязкостью 1700 сПэ

4.2.2. Простые модели паротеплового воздействия на пласт

Для определения степош увеличения нефтеотдачи за счет обработки нефтеносного пласта водяным паром были разработаны различные аналитические и полуаналитические модели процесса.

Фаза нагнетания. Фазой нагнетания обычно называют период, в течение которого в продуктивном пласте образуются и развиваются зоны цилиндрической симметрии с радиусом гд, температура которых

030628