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

Поток скрытой тшлоты парообразования тХ = 2-03-391,7 = = 626,7-10 ккал/ч.

Тепловые потери в скважине при условии, что пар в ней конденсируется не полностью, составляют

9 л* = 0,501.300 = 230,3 th/h = 291 кВ.

Так как эта величина ниже величины потока скрытой тшлоты парообразования, из (436) получаем

X - X* = 230,3/(2 X 391.7) = 0.32 X* = 0.48.

Влияние длительности нагнетания на осевое распределение потерь. Расчет осевого раофсделения потерь, 1фоведенный по той же методике при длительностях нагнетания t, приводит к следукяцим результатам:

г,.к . .. . (Дккал-ч -м Вт-м"* .....

А.4.1.2. Даалениа в кольцавом зазора равно давлению нагнетения пара

Расчет осевого распределения потерь. Значения параметров Fi - Fs совпадают с их величинами в предыдущем случае. Итюационный процесс начинается при начальном значащи А" = 17 ккал-м~-ч~-°СГ. Тогда

F,« = 1,612 Т," = 439.4 К ". Т" = 488,2 К / (Т«. Р) = [/ (То, р,)] [р1р,)Ч» = [/ (ТО. р,)] (Зо/т.отз)»" = 4.723

/1 А(> = 0.0 894 [Р1Ро)Ч = 1,203

1 = 0.7 20б

р(,) = [/i А(1)]-1 = 0,918.

Счет возобновляется, так как расхождение между ()и вслишком велико.

На следующем этапе получаем:

Т(») = 482.3 К ТО) = 309.63 К / (Т(). Р) = 4.399

А(«) = 0.963 Ai") = 0.814 = f*"! =

На этом этапе расхоадение между Ftii тавляег 4,6 %, т.е. надо провести еще одну итерацию.

Т(«) = 479,0 К TW = 308,0 К / С** ) = 4.бо8 228

Так как тепеоь [Р Fg 1 /Р = 0,4 %, имеем:

F. = F,") = 0.956 9 = 630 ккал-м" .4- = в-м" \

Температура обсадных труб Tj = 479 К = 206 "С. Расчет тепловых потерь. Если пар не конденсируется полностью i скважине,

фл* = 0,63x300 = 323 th/h = 378 В.

Так как эта величина ниже величины потока скрытой теплоты парообразования, получаем:

X - X* = 325/(2 X 391,7) = 0,41 et X* = 0.39.

Расчеты удобно проводить на ЭВМ с программным управлением.

Приложение А.4.2. Аиалитечяекий метод оценки повышения нефтеотдачи пласта при вытеснении иафти паром

Нагнетание пара проводится при следующих зовиях:

Глубина залегашя пласта..........=500 м

Толщина пласта.................а =15 м

Проницаемость.................Л =0.8 Д

Пористость.............. .....Ф=0.30

Нефтенасыщенность (в условиях эалепг

ивя)........................SUB =0.60

Плотность нефти................Ра=920кг/м

Начальная темпттура пласта........7\,=35"С

Давление в зоне, занятой паром.......50 бар (Ту*=264 С)

Относительная прсжицаемость пара .... >у/А =0.25 Средняя остаточная нефтенасыщенность в зоне, занятой паром (в стандартных условиях) ......................SfflBoy =0.10

Относвтельная остаточная нефтенасыщенность в зоне, занятой горячЫ! водой (в

станшфтных условиях)............f /Во =0.25

Полезная толщина равна общей Козф4н1Щ1ент температуроароводности

окружающих пород.............л7 = 3.7-10" м /ч

Средняя удельная теплоемкость окружаю-

щихпород....................(рс)7 =0,58-10 ккал-м"-К~

Средний удельная теплоемкость зоны

повышенной темпцттуры..........(р с) • =0.53-10 ккал-м~-К"

Расход нагнетаемого пц)а...........2 т/ч

QrxocTb пц)а прн давлении на выходе паро-

геяержтора 75 бар...............л =0.82

Относительный внутренний кл.д. парогенератора прн теплотвсфной способности сожженной нефти 9250-10 ккал-м~ . . .Т?с =0.85 Средняя температура воды, подводимой к парогенератору.................20 С

Сухость пара на устье скважины прн давлении 50 бар ...................JC=0,8

Площадь участка с расположенной и центре

нагнетательной скважиной (допускается,

что участки могут 1ранич1пъ друг с другом) • • .1,4 гв

Требуется рассчитать изменение шпхцади зоны, занятой паром, и зоны повышенной температуры. Допускается, чю 15 % теплоты, поступившей в пласт, уноа1тся поднятой на поверхность водонефтяной смесью. Необходимо затем рассчитать количество нефти, вытесненной из зоны повышенной температуры, и дать приближенную оцжку количества добытой нефти за время f = 0,5 года , считая, что объем добытой нефти равен объему вытесненной нефти. После зтого найти тепловой поток от пласта к окружакяцим породам за f = 2 года.

А. 4.2.1. Определенна толщин Н зоны повышенной температуры

В приложении А.4.1 бьшо показано, что q>ewee осевое распределение потерь при пятилетней продолжительности нагнетания составляет 436 Вт*м~. Тоща средняя степш сухости пара, поступающего в пласт, залегакяций на глубине 500 м, составит:

X* = 0,8 - 0,4 X 300/(2 X 391.7) = 0,34 .

Взяв из таблицы значошя Ру и /ly при давлоош 50 бар, получим из уравношя (4.90)

у /, 1.8 X10-»X (2/3.6) X 0.34 у* Q

\те (920-23,4) 23,4 X 9.81 X 0,23 X о,8 х ю-" х 137

Таким образом, из (4.91) имеем Hp„jfjh = 0,7. Если пар проникает в нагнетательную скважину на глубину, превышающую половину толщины пласта, допускается, что мощность зоны повышенной температуры равна А.

А.4.2.2. Расчет развития прогретой зоны и увеличения нефтеотдачи

Диссипированная в пласте тепловая знфгия Q определяется соотношением

Q=m (.7?* - .Жг) = 2 (1133/4.184 + 0.54x391.7 - 33) = = 903.1 т/ч,

Период иремени и 0,5 года соответствует периоду, необходимому для нагаетания 0.14 обьема пар.