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

	s-so
		-

20 W SO 00 m 120 Продмтительпость тгнетния, су г

1Б0 то

Рас. 4.24. Влияние коэффициента стенки скважииы глубиной 264 м с эффективным радцгсю! 13,7 см иа степень реакции месторождении qin потепловом воэдействии [4.34] дли оеяш иефтенашщеяных независимых горизоитов с идентичными хфактц>истиками, раэдеяпиых непроницаемыми слоими. Толщина каждого иефтвносжнч) горизонта ~ 15 м, упоакяъ добычи нефти иэ каждого горизонта до пцотспжмогоиоэдейстиии 0,68 »г/сут; визкость нефти 900 сПз qin 36 °С и 13 сПз qiH 149 °С Объем нагнетании пара 30 т/м, сухость пара рава единице в усти скиажпы, где давление ооставлиет 31 Ъяр, а темпцштура 232 С Длительность нагнетании 21 qrr, длительность прогрева 13 qrr:

/ - нагнетание; 2 - прогрев; 3 - добыча нефти до паротеплового воздействия

Увеличеше нефтеотдачи, обусловленное уменьшением вязкости нефти, тем существеннее, чем больше козффищюнт стенки (рис. 4.24).

Во многих случаях нефтедобыча после паротеплового воздействия на пласт возрастает вследствие улучшения проницаемости за счет снижения количества вязких отложений, закупориваняцих поры коллектора в призабойной зоне [4.34]. Этот зффект соответствует снижению коэффициента стенки от начальной величины до St после i-ro цикла нагнетания. Тогда соотношоше (4.103) принимает вид

I.. i(t)

In (r</r.». i)

In (r*/r,)+оГ. (Л».,, Inr*/r,)+j; .

(4.105)

Некоторые авторы использовали элементы теории Боберга и Лантца, поскольку их модели более полно описывают течение жидкостей во время разработки залежи, так как включают в себя описание течошя в переходном режиме [4.35], учет изменения фазовых насыщенностей в окрестности скважины [4.36], расчет давления нагнетания, а также определение расходов нефти и воды, извлеченных на поверхность, с учетом, в частности, уровня жидкостей в скважинах [4.41 ].

Цепью ряда специальных работ являлось исследование математическими методами процесса нагнетания в пласт пара с учетом действия силы тяжести и механизма дренирования. Были разработаны различные модели расчетов формы поверхности раздела между зоной, занятой нефтью, и зоной повыш№ной газонасьцценности, расположенной в верхней части пласта [4.42] - [4.44]; такие работы позволяют также оценить уровень добычи нефти из скважины при тепловом воздействии.

4.2.3. Численные модели нагнпания твплоноситвля

Для изучения воздействия на нефтеносный пласт горячей водой или водяным паром был предложен ряд численных моделей и методов ршхе-ния системы уравнений в частных производных, описьшавицих динамику процесса [4.45] - [4.53] и [4.58].

Сложность модели зависит от размерности решаемой задачи (одномерный, двумерный или трехмерный случай), количества перемещающихся фаз и числа компонентов в каждой из них, а также от количества учитываемых эффектов: влияния силы тяжести, капиллярных давлений, массообмена между фазами, сжимаемости породы, степени однородности и изотропности среды. На сложность модели влияет степшь детализации описания рассматриваемых физических законов: выражений для функций состояния и законов, определяющих фазовые переходы, а также чувствительность системы к воздействию со стороны таких физических параметров, как эквивалентная теплопроводность, удельная теплоемкость, вяэкость, плотность и эффективная проницаемость.

Соответствие модельных результатов физической реальности возрастает с полнотой описания явлений, но лишь при условии, что все необходимые для расчетов параметры могут &1ть определены достаточно надежно, кроме того, необходимо следить, чтобы наличие дискретности, связанной с численным реиюнием системы уравнений в частных производных, не привело к проблемам сходимости или стабильности процесса сходимости. Более того, на дисперсию ропений оказывают влияние значения температуры, так как почти все физические параметры в той или иной степени зависят от нее. Отметим в конце, что время счета увеличивается с увеличшием числа уравнений по кубическому закону.

Для сокращения времени счета и улучшения устойчивости ропеннй были разработаны специальные методы решения [4.48], [4.52]. Так, при конденсации пара возникают вситросы, связанные с резкими изменениями 4я1эических свойств воды, хфетерпевающей фазовые превращения. Для учета этого была предложена специальная комбинация уравнений материального баланса воды и пара, позволяющая исключить член, описывающий конденсацию, что является одним из воэьюжных путей устранения некоторых технических трудностей использования численных методов [4.52].

В настоящее время наиболее разработан (табл. 4.5) метод Коаса [4.53], позволяющий получать сопоставимые результаты лабораторных исследований [4.53 ] и промысловых испытаний [4.53] и [4.55].

Таблица 4.S

*DEg - вытеснение нефти гаричей водой; SV - паротепповые воздействия; **1 - гетерогенная, II - гомогенная, III - илиэотронная, IV - многостойкий •••р давление; Т - температура; » - насыщенность; / - число фаз

Этот метод был исоользован для изучения воздействия различных параметров (рис. 4.25) на эффективность вытеснения нефти при нагнетании пара [4.56], а также для определения влияния размещения скважин на нефтедобычу [4.57].

Зависимость эффективности паротеплового воздействия на пласт от сухости пара, начального внутрипластового давления и расхода нагнетаемого пара при работе пяти скважин была определена с помощью трехмерной численной модели (рис. 4.26). Можно заметить, что суммарное отношение количества добытой нефти к количеству закачанного пара возрастает с повышением сухости пара и понижением давления. Несколько отличными получаются результаты, если повышение извлекае-мости нефти выразить в виде коэффициента эффективности, равного отношению теплотворной способности суммарного количества добытой нефти к количеству поступившей в нефтеносный пласт энергии. Действительно, коэффициент эффективности иногда оказывается максимальным для сухости пара, меньшей единицы. Этот максимум смещается в

в разделе 4.4 будет дано определение „коэффициента производительности", равного отиощению теплотворной способности добытой нефти к энц)гии, потребляемой пцюгенератором.