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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 [ 147 ] 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

нефтяной оторочки. Если пренебречь величиной Гс по сравне нию G Го, то из уравнения (1) следует:

1 - Г-

(2>

где fa, fti-эффективные пористости заполнения водой в затопленной площади и в нефтяной оторочке, т. е. фактическая по-

зистость, умноженная соответственно на числитель и знаменатель второй части уравнения (2). Общий объем нагнетаемой воды будет

VhU{r-rc% (3)1

где h - мощность пласта.

Полагая, что мгновенный дебит нагнетаемой воды Q соответствует уравнению радиального течения при установившемся состоянии можно получить

27ikji (р - pf)lp

Фиг. 168. Схема радиального распространения воды по пласту из нагнетательной скважины.

где Рс - давление нагнетания (на забое скважин); ку - эффективные проницаемости для воды и нефти; /з, pin - вязкости воды и нефти; pf - остаточное пластовое давление ко времени нагнетания воды в пласт.

Согласно уравнению (2) отношение Гс/Го постоянно. Объединяя уравнения (2), (3) и (4), можно получить зависимость между общим объемом нагнетания и темпом нагнетания:

у Ankji(p - Pf)

Отсюда логарифм суммарного объема нагнетаемой воды изменяется прямо пропорционально величине, обратной темпу нагнетания. Зависимость V от 1/Q, удовлетворяющая уравнению (5) должна иметь наклон, пропорциональный /в -, откуда определяется значение последней, полагая давление нагнетания р постоянным. Если известны а и пористость заполнения водой,

Уравнение (3), очевидно, налагает условие неподвижности связанной

воды в пласте, но оно остается справедливым и в том случае, когда все

содержание связанной воды перемещается впереди нагнетаемой, т. е. при условии: ГсГ(.

то пересечение для 1/Q = О дает эффективный радиус скважины Гс. Линейная связь между Ig F и 1/Q с тем же самым наклоном должна теоретически оставаться справедливой и в случае пренебрежения нефтяной оторочкой - ). В этом случае для определения Гс из пересечения Ig V необходимо иметь только обычное значение пористости заполнения и мощности пласта. Из уравнения (5) следует, что при постоянном темпе нагнетания давление на нагнетательных скважинах будет возрастать с логарифмом общего количества нагнетаемой воды (или времени).

Изменение времени в зависимости от темпов нагнетания или общего закачанного в пласт количества воды при постоянном давлении нагнетания определяется интегрированием уравнения (5). Так как Q есть производная от V по времени, то

1+F(igy l) =

/b/вс

(7)1

где Q, V--безразмерные дебиты и общие объемы нагнетания, определяемые из

4лк hAp

в обозначениях уравнения (8) уравнение (5) принимает вид

г? 1

В этих единицах уравнения (6) - (9) дают универсальные зависимости, которые можно приложить к любой нагнетательной скважине, вскрывшей однородный пласт.

На фиг. 169 дано постро ение уравнений (6) и (7). После

начального резкого падения Q оно получает очень медленное

асимптотическое снижение благодаря Ql/lgf. Асимптотический подъехм кривой суммарного объема нагнетаемой воды

медленнее линейного и соответствует Vt/lgV, Для перевода

1 Условия, налагаемые уравнением (7), что V = l при = 0, не имеют практического значения и вытекают из пренебрежения по сравнению

с Tq и при выводе уравнений (2) и (5).

этих безразмерных единиц в сутки, м/сутки и даются следующие коэффициенты:

/ (суток) ==~!:ЙР7

Q {м1 сутки) =

0,0023 kJiiApii

V{m)==Q,mohfrcH~f\ V

(10)

где к - ь миллидарси; w h - в ж; /7 - в аяг и/ -в сантипуазах.

7 S 5

¥ 3

Фиг. 169. Расчетные кривые изменения безразмерных дебитов нагнетания Q, а также суммарного объема нагнетаемой воды в скважины V в зависимости от безразмерного времени Т для этпа радиального распространения

воды по пласту. Q, V и ? определяются уравнениями

9,3 (6) до 9.3 (8).

Если принять (/и в)° = 1 и эффективный радиус скважины равным 0,3 м за счет торпедирования и расширения забоя, то из уравнения (10) следует, что при темпах нагнетания 0,028 м/сутки на 1 ат/миллидарси на 1 м вязкости воды 1 сантипуаз Q составляет 0,247. Из фиг. 169 видно, что при этом t =

- 175, а У = 57. Согласно уравнению (10) последняя величина означает, что общее количество нагнетаемой жидкости для /в= ==0,1 будет 1,7 на 1 м продуктивного пласта; время, ушедшее на нагнетание, составит 691,3 суток при перепаде давления в процессе нагнетания 0,068 ат и 0,691 суток при перепаде давления 68 ат. Если известны нагнетаемый дебит и суммарный расход закачанной в определенный промежуток времени воды, то