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

постоянна ]i равна Т*. Для нахождения площади поверхности Л {ti„j) = = It rf, горячей зоны по истечении времени нагнетания обычно используют уравнение (4.62) [4.34] - [4.38].

В [4.39] предложено определять эквивалентный объем зоны повы-щенной температуры, пренебрегая теплопотерями в течение фазы нагнетания и считая, что ti„i мало по сравнению с общей щюдолжительностью воздействия на пласт. Тогда

«г»лН = QW[(pc)*(T?-T,)].

Если проводят серию последовательных циклов воздействия, можно учитывать количество тшла, сохраняющееся в пласте к началу очередного цикла. Влияние такого предварительного подогрева оцениваю при допущении, что в начале /ч-о цикла нагнетания температура в слое постоянна и равна Ti i > Т, а градиент {dTldz)p в окружающих породах постоянен в области, ограниченной изотермической поверхностью, на которой T=Tf [4.40] (рис. 4.22). Следует отметить, что во всех принятых гипотезах считают, что объем зоны, подвергшейся щюгреву в тече-

Рнс 4.2Z Влнянне предварншного фогрсяя нефмиосяого пласта на рас-

пространеине зоны, занятой паром [4.40], прн разлпных а =

1сдполагается цдснтивость теолофнэнтскнх свойств окружавнцвх пород, гиагаввпн» кровлю в подошву пдасп: теплоемкостн ipc)p, температуропр<»од-ностн nq)aMeipa теплопереноса 5 = \ifi с) */ (рс)р]; приведенный температурный фвднент в окрувсаннцвх породах:

(pg)*H

*(P«)f(TS-T,)

ние 1-го цикла, никогда не превосходит объем зоны, прогретой за предыдущий цикл нагнетания. Такое допущение вполне возможно, поскольку в наиболее часто реализуемой ситуации, когда радиус зоны повышенной температуры rf,,- возрастает от цикла к циклу, влияние предварительного прогрева проявляется незначительно.

Можно учитывать тепловой зффект предшествукнцих циклов, считая [4.35], что тшло Qi, аккумулированное в слое за i4i цикл, равно сумме тепла, имевшегося в зоне повышенной температуры после предьщущего цикла, и части энтальпии тшлоносителя, поступающего в пласт, которая непосредственно расходуется на его нагрев:

Q, = 7г(г...Н (рс)* (Т,. -Т,) + т. ,

= .i)*(pc)*{T*-Tr) (4-99)

где Qi - поток тепла, поступающего в пласт в Ш цикле, определенный по (4.60); Tf - полезное время нагнетания в Ш цикле, определенное по (4.67); Гр/, j - радиус поверхности зоны повышенной температуры Гу* после 1-го щкла. Этот метод расчета не учитывает предварительный прогрев окружающих пород при предыдущих циклах нагнетания.

Фаза прогрева и извлечения нефти. Тепловые потери, обусловленные теплопроводностью в радиальных направлениях и по вертикали, а также унос части тепла вместе с извлекаемой нефтью приводят к понижению со временем средней температуры Т горячш зоны. Исходя иэ теплового баланса системы, Боберг и Лантц предложили следующее общее выражение для средней приведенной температуры, устанавливаю-щ№ся в фазе прогрева [434]:

ТЕ = Л, Л. (I - П) - П, (4.100)

Л,=/(Ро,) Л.=/(Ро.)

2 0<,., (4.101)

Приведенные тшловые потери за счет радиальной теплопроводности Af и теплопроводности в вертикальном направлении зависят от соответствующих чисел Фурье Foy = вГ/гД и Fo = 4вг/Я/ , где Hgg - эквивалентная толщина пласта в области повышенной температуры (рис. 423), а - коэффициент температуропроводности, постоянный во всей рассматриваемой области; t - текущее время, отсчитываемое от конечного момента фазы нагнетания.

Мгновенное значение потока количества тшла Qp, уносимого углеводородами и водой, извлекаемыми иэ пласта, определяется следующим соотношением:

1,а Fo-at/r§„Fot-Hii/H

а шраметров Д. в от чисел Фурье Fay

Рнс. 4.23. Зависимость прнвц) .Fo[4.34].

Эхвввалевшая толщина пласта Я„, входвщая в внравсенне для Ро, овреде-

н„ -

(4.102)

где nij - массовый расход /.й жвдкости, энтальпия которой равна Щ при средней температуре Г и 79,7> >фи температуре Tf пласта.

При рассмотроши обычных месторождений, внутренняя, энергия которых позволяет добывать нефть без термического воздействия, на основе уравнений, описывающих течоше жидкостей в квазиустановив-шемся режиме, можно заранее определить степень увеличошя нефтеотдачи после обработки таких месторождений паром. Отношоше Показателей продуктивности /р (О после нагнетания пара и /рд - перед нагнетанием записывается в следукнцем ввде (при постоянстве давлошя вдоль радиуса дренирования г):

In (r„/r.») [JL>.T In (Г,»/Г*)

(4.103)

где iifj. и fZLj - коэффициенты эффективной вязкости нефти при температурах Т и Т/, г, гд, Гр* - соответственно радиус дренироваята, радиус зоны повьппенной температуры и эквивалентный радиус сквахо!-ны, в котором учтены эффекты на ее стенках, т.е.

г* =г,е-* (4.104)

где S - коэффициент стенки (скин-эффект).

показатель продуктивности определяется как отнопкине расхода извлекаемой нефти к рвзносш между давлением на „радиусе щжнировання" и давлением на забое скважины.