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

У<мгдвйствт

Параметры,*** от которых зависят

DV - вытеснение нефти паром

0,1 оа 0,3 0,4

I \ I I L

OJ lS AS J I

m 0,10 (Ц15 ФАЗ

Рнс АЛ5. Результаты расчетов эффектввностн нспользования п дли вытес-jui нефти [446] 1фн ленин нагнетания пара 14 Вар; температуре пласта 24 С; плотиости нефти 14 API; пористости Ф = 0,35; полезной толщине пласта, равной дгммарной. Физические параметры, входящие в уравнения, были взяты, сходя нз экспфвментальных величии, характфных для месторождения Керн Рн-ер (шт. Калифорния, США); AS - разность меявду исходной н остаточной нефте-сыщенностью

цг 0,4 0,6 0,0 1

Сухость пара х*

Рк. 4.26. Чнсяешюе вмзделировшне цроцесся вытесямня нефтн паром. Влня-нне давления н степеяв сухости п [448]:

а - отношение суммарного количества нефтн к суммарному количеству пара, использованного за шесть лет его нагнетания; б - теплотворная способность суммарного количества добытой нефти/суммарное количество тепловой энергии при длительности нагяегаиня 3 года (кривые i) и б лег (крнаые 2)

Исходные данные: участок с пятью скваяа1иамн ЮОХЮО м; толщина пласта 20 м; пористость 35 %; 1фоннцаемость в горизонтальном направлении 2,5 в вертикальном 1 Д; визкость нефтн (прн Т = Г) 2000 сПз (прн Г = 25 °С) ; исходная иефтенасмщенность 60 %; массовый ресход прн нагнетании 50 т/сут; начальное пластовое давление 5 или 40 бар; теплотворная способность нефтн 9080х Х10 ккал/м

направлении уменьшения степени сухости, если длительность нагнетания возрастает, а давление падает. При низком давлении чувствительность к стшени сухости па значительно выше, чем при высоком. Снижение добычи при возрастании сухости пара вызвана, по-видимому, более ранним прорывом пара и увеличением количества выносимого т«ша с добываемыми жвдкосгями. На существование оптимальной сухости пара было также указано Гомаа [4.56], однако зтот параметр зависит от давления и длительности нагнетания.

При вытеснении нефти водяным паром образуются слои нефти на периферии зоны повышенной температуры, сила тяжести оказывает существенное влияние на процесс вытеснения, а также достигаются высокие коэффициенты нефтеотдачи (рис. 4.27).

s t,ui

Ряс Численное моделнрованне процесса вытеснения нефти паром. Модель Леааоннье. Реэуттаты получены во Французском инстпуте нефти. Исходные данные си. рнс 4 J6; начальное внутрнпластовое давление 5 6qi:

в - лннни одинаковой нефтенесыщенностн кости (1/8 пятнточечной системы) и в верх

средней горизонтальной плос-юй плоскости паронагивтання-

нефгедоСЬпн после 720 сут с начала закачки теплоносителя. Сухость пара на глу-ввне составляет X* = 0,6; б - изотермы, полученные для условий, укаэенных на рис. 4.27, в; в - зависныостъ коэффициента нефтеотдачи пласта от времени t для различных значений сухости пара X*