Файл: Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.pdf

нефти

в

потоке

жидкости,

которая

определяется

технико-экономи­

ческими

условиями .

После

снижения

забойных

давлений

« и ж е давления

насыще ­

ния, когда

рк(()

> Р и а с > Р с

расчеты

проводятся

с учетом допол­

нительных

сопротивлений

в

призабойной

зоне

эксплуатационных

с к в а ж и н . При этом в первое

уравнение

системы

( V I 11.22)

вво­

дится

приведенный перепад

давления, в о второе — разность

функ­

ции С. А. Христиановнча [47]:

Skh

{\Pk

(о -

р и а с ]

+

і-і (Р„) ß (рн ) іня (о - н

й

(оі )

=

= (9І +

<7І){^Ф(0 +

М ^ І - / Ф ( 0 ] }

+Мг—

l n - ^ - ï

(VIII.24)

Я

Jlrcl

Skh

I [Ня

-

Я с 2 (01

- [ ( Я н

+

На

(01 ) =

ft

(Z.2 -

L , ) Рп +

?2 u.H

X

' .

j 1 Г Ц

ягс 2

я

ягс 1

Из

системы ( V I 11.24) в указанной

последовательности

определя­

ются значения функций Христиановича Hci(t)

и Н с 2 ( / ) ,

соответст­

вующие забойным давления м pci(t)

и

pC2(t).

12. После того ка к и пластовое давление, вычисленное по фор­

мулам

(VIII . 24)

и ( V I I I . 1 5 ) ,

снизится н и ж е

давлени я

насыщения,

гидродинамические

расчеты

забойных

давлений

проводятся по

породы

и флюидов в

законтурной области. Пр и этом

pK(t)

< р Н а с

рассчитывается по методу [45], а в систему

уравнений

( V I I I . 2 2 ) , из

которой

определяются

рс:

и рС2, вместо

вязкости нефти

р и

вво­

дится фиктивная вязкость

д.ф, у ч и т ы в а ю щ а я

увеличение

фильтра ­

ционных

сопротивлений при разгазировании

нефти. Последователь ­

ность ж е расчетов pci(t)

и р с г ( 0 остается

прежней .

ВЫСОКОПАРАФИНИСТЫХ

НЕФТЕЙ

Х О Л О Д Н О Й И ГОРЯЧЕЙ

ВОДОЙ

В О Д Н О Р О Д Н О М И Н Е О Д Н О Р О Д Н О М

ПЛАСТАХ

Р я д больших по з а п а с а м месторождений

С С С Р

с о д е р ж а т

нефть

с высоким содержанием п а р а ф и н а , температура

кристаллизации

которого

(температура насыщения) близка

к пластовой.

В

этих

условиях

при виутриконтурной з а к а ч к е холодной воды

парафин

13 В . С. Орлов

193

заводнении

со всеми вытекающими отсюда отрицательными

по­

следствиями и, в частности, к значительному снижению

нефтеот­

дачи. Снижение или повышение нефтеотдачи на таких

месторож­

дениях, как

Узень, д а ж е на несколько процентов может

привести

к потерям или к дополнительному извлечению многих

десятков

миллионов

тонн нефти.

Поэтому исследование проблемы выработки запасов

нефти

та­

ких месторождений з а с л у ж и в а е т самого пристального

внимания,

разработки она предполагает

изучение

целого

комплекса вопросов

и задач . Наиболее в а ж н ы м и

из них

являются

следующие.

1. Исследование тепловых

полей

в

продуктивных коллекторах,

ления

и вытеснением нефти к эксплуатационным с к в а ж и н а м .

2.

Изучение процесса фильтрации парафпнистых нефтей и ис­

нефтеотдачи при

изменении теплового р е ж и м а

в фазовых

перехо­

дах (выделении

парафина

в пористой среде) и др.

Д л я

изучения

данной

проблемы в полном

объеме необходимо

наряду

с аналитическими

и лабораторными исследованиями

прове­

термической

фильтрации парафпнистых нефтей, которые в реаль ­

ных условиях весьма сложны .

Решение

этих

задач рассмотрим

на

примере проектирования

внутриконтурного

заводнения месторождения Узень.

§ 1. ИССЛЕДОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ ЗАКАЧКИ

ХОЛОДНОЙ И

ГОРЯЧЕЙ

ВОДЫ НА ТЕМПЕРАТУРНЫЙ

РЕЖИМ ПРИЗАБОЙНОЙ

ЗОНЫ

СКВАЖИН

Исследованию характера распределения температуры по стволу

скважины в

завтюимости от времени,

глубины, скорости закачи ­

ваемой воды

и тепловых характеристик воды и

о к р у ж а ю щ и х сква­

жину пород

посвящен ряд работ

[1, 178

и др.].

Следует

отметить,

температура

н а ч а л а - к р и с т а л л и з а ц и и

парафина

много

н и ж е

пла­

стовой температуры

и

не р а с с м а т р и в а л с я характер

изменения

температуры

на забое

скважины

в

начальный

момент закачки

воды. Кроме

того,

в

основу расчета

температурного

поля

были

з а л о ж е н ы формулы

в

довольно грубом

приближении . Н и ж е

при­

водится решение задачи

в более

точной

постановке, чем

в у к а з а н -

ных выше работах, даются результаты расчетов

по ф о р м у л а м ра­

бот 12, 197.1, рассматривается вопрос о создании

оторочки горячей

водятся

выводы по поставленным з а д а ч а м и результатам

их ре­

шения.

Постановка задачи,

ее решение

Итак, рассматриваемую задачу можно сформулировать

сле­

дующим

образом . Пусть имеем с к в а ж и н у диаметром D и

глуби­

ной Н,

заполненную жидкостью с

естественным распределением

жины

и изменение ее во времени T=T(R,

z,

t).

При решении задачи

сделаем следующие

допущения.

1.

Пренебрегаем теплопроводностью

в вертикальном н а п р а в ­

лении

(в направлении

z).

где Ü22 — коэффициент

температуропроводности; Т — температура

в момент t в точке (r,

z);

t — время;

r, z — координаты; г с —

ра­

диус скважины .

В дальнейшем индекс «1» всюду относится к скважине, а

ин­

декс «2» — к внешним

о к р у ж а ю щ и м скважину

породам .

В результате решения

уравнения

(IX.1) Н.

А. Авдониным

[3]

скважины

(координате

z)

во времени:

и

(z, t)

[ l

-

еаНerfcа

1 / 7

]

1= - - L ] / т Г +

у

л а

1

+

ß

erfc

+

X

2ß

T/n

X

exp

exp

Ct2 2

X

4ß

X e r f c /

+ a j

/

(IX.2)

2

ß |

/

ß

T _

где и=

—

—

безразмерная температура; 7 0 — н а ч а л ь н а я тем-

Ті —• т 0

пература;

Т\—температура

закачиваемой

воды;

х — аЧ — безраз ­

мерное

время;

T=az

+ b — температура

в

момент

t;

а,

Ъ — из­

вестные

постоянные;

v ^ ß ^ r ^ - ^ ß = - 7 - ^ — скорость

фильтрации,

Q — расход воды;

а

2/<2 .

a*K,.k

k — коэффициент

теплопроводности,

а* — — ^ I ;

erfc — символ

°і

/

интеграла

вероятности;

е х р — с и м в о л экспоненциальной

функции.

Д л я

решения

з а д а ч и

о закачке воды

в

условиях

месторожде ­

гнетательной

скважины при

з а к а ч к е в

нее

воды

с 'различной

на ­

чальной температурой и определить, с какой

температурой закачи ­

в а е м а я

вода

приходит

на забой

-скважины. Приведем

расчеты

про­

филей

температур

по приближенному

методу

[197],

а

затем

сопо­

ставим

их с результатами

расчетов

по формуле

(ІХ.2).

П о

приближенному методу расчеты выполнены для следую ­

щих

значений

температуры

закачиваемой воды: 7Л = 5; 25; 65;

80;

90 и 100° С при расходах

воды,

равных

Q =

51,4;

61,7; 102,8;

113,1;

205,6; 300; 700; 1000 м3 /сут.

t=

Результаты

расчетов

при этих

п а р а м е т р а х

для

времени

=

1 год с начала

закачки

воды

приведены н а рис . 40. В табл .

8 и

9

показаны

значения

температур

воды на

входе

в

горизонты

X I I I ,

X I V , XV , X V I и

X V I I

при указанных

в ы ш е

п а р а м е т р а х

на­

гнетания.

На рис. 41 приведены профили температуры закачиваемой воды

при расходе

700

м3 /сут и начальной

температуре 25° С; 65° С и

80° С

дл я

трех

значений

продолжительности

нагнетания

t =

=

0,5

года,

1 год и 10 лет.

Из

рис. 40 и 41

и

таблиц 9

и

10 следует,

что

холодную

воду

( Г = 5 ° С и

25° С)

с

точки

зрения

большей

степени

прогрева

до

входа

ее в

пласт

целесообразнее з а к а ч и в а т ь

при

незначительных

расходах .

Н о и при сравнительно

малых

расходах

(51,4 м3 /сут)

вода,

з а к а ч и в а е м а я

при

температуре

25° С,

прогревается

лишь

д о

42,6° С на входе

в

горизонт

X V I I ,

что значительно

н и ж е

на­

сталлизации . Пр и з а к а ч к е

ж е

воды

с начальной температурой

5° С и расходе от 1000 до

300

м 3 /сут

она прогревается за счет

Т а б л и ц а 8

Средняя

Температура закачиваемой воды,

°С

Горизонт

глубина

залегания,

5

25

dO

90

100

м

65

QB = 300 мз/сут

XIII

1180

11,9

27,3

58,0

69,4

77,1

84,8

XIV

1241

12,6

27,7

58,0

69,2

76,8

84,4

XV

1286

13,1

28,1

58,0

69,1

76,7

84,2

XVI

1352

13,9

28,7

58,1

69,0

76,5

83,9

X V I I

1393

14,4

29,1

58,2

69,0

76,3

83,7

Q„ =

700

м3 /сут

XIII

1180

8,3

26,0

61,7

75,0

84,0

92,8

XIV

1241

8,6

26,2

61,6

74,9

83,8

92,7

X V

1286

9,1

26,4

61,6

74,9

83,7

92,5

XVI

1352

9,6

26,6

61,6

74,8

83,6

92,3

XVII

1393

9,9

26,8

61,7

74,7

83,4

92,2

QB

=

1000

мз/сут

XIII

1180

7,3

25,8

62,6

76,5

85,8

95,0

X I V

1241

7,4

25,9

62,6

76,3

85,6

94,7

XV

1286

7,6

26,0

62,6

76,3

85,5

94,6

XVI

1352

7,8

26,2

62,6

76,3

85,4

94,5

XVII

1393

8,0

26,3

62,6

76,3

85,3

94,4

естественного теплового

поля

земли

лишь до 8—15° С

при

входе

в

нижезалегающий горизонт

X V I I .

Горячую

ж е воду

(с начальной температурой от 65

до

100° С)

необходимо

з а к а ч и в а т ь

при

больших

расходах

(от

300

до

1000 м 3 / е у т ) .

П р и этом

температура

закачиваемой

воды

на

входе

в

горизонты

X I I I — X V I I

будет выше

начальной пластовой

и

выше

температуры

.начала к р и с т а л л и з а ц и и

(и

тем

более

массовой

кри­

сталлизации

— 45° С)

п а р а ф и н а

при

начальной

температуре

за­

качиваемой воды 70—80° С. Из рис. 41 следует, что для

рассматри ­

ваемых относительно больших 'интервалов продолжительности

за ­

качки г — 0,5;

1 и Ю

лет распределение

температуры

по

стволу

с к в а ж и н ы почти не зависит от времени .

Приведем

теперь результаты расчетов распределения

темпера ­

тур

по стволу

с к в а ж и н ы по

уравнению

(ІХ.2) без использования

приближенного

метода

разбивки

на

шаги.

Расчеты

выполнены

на

машине

Б Э С М - 2 М

в В Ц

Латвийского

государственного

уни­

верситета им. П. Стучки. Н а

рис.

42

и

43 представлены получен­

ные профили температуры по стволу скважины при з а к а ч к е

воды

через эксплуатационную

колонну

диаметром

£ >=168 мм

при

рас -