Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

Баланс количества тепла рассчитывается согласно уравнению

Здесь индексы сек указывают на то, что берутся средние по сектору значе­ ния; индексы ij — что значения берутся средними по ячейке, примыкающей к данному сектору. Эти средние значения определяются по средним насыщен­ ностям в первых кольцевых зонах:

ператур важно выяснить, является ли узел сетки скважиной, расположен ли он по соседству со скважиной, с каким сектором добывающей скважины грани­ чит ячейка. В программе предусмотрена такая проверка, а также запоминание скважины и номера сектора.

Изложенный расчетный метод обладает универсальностью и позволяет опре­ делять все необходимые показатели разработки — дебиты, отборы, накопленную закачку, текущую нефтеотдачу на определенный процент обводненности, темпы разработки и другие необходимые при проектировании параметры в условиях неизотермической фильтрации.

§ 3. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВЫТЕСНЕНИЯ ВЯЗКОЙ НЕФТИ ПРИ ЗАКАЧКЕ ГОРЯЧЕЙ ВОДЫ И ПАРА

В качестве теплоносителей для вытеснения нефти из пластов применяют го­ рячую воду и пар.

При разработке месторождений посредством нагнетания теплоносителей при­ меняют рядную или площадную схему размещения скважин.

Учитывая, что ввод теплоносителя в пласт осуществляется через скважины, наибольший интерес представляет рассмотрение радиального течения, так как при нем учитываются высокие градиенты .температуры и давления вблизи то­ чек нагнетания. Рассматриваются процессы при постоянном расходе нагнетаемого теплоносителя (воды или пара), пласт считается однослойным и однород­ ным.

В расчетных формулах при нагнетании холодной и горячей воды учитывают только влияние на нефтеотдачу эффекта изменения отношения вязкостей нефти и воды и пренебрегается влиянием остальных факторов: структурно-механиче­ скими свойствами, термическим расширением и изменением капиллярных сил

Вытеснение нефти оторочкой горячей воды

Этот процесс состоит из двух этапов: 1) создания тепловой оторочки посред­ ством введения в пласт расчетного количества горячей воды и 2) продвижения

оторочки по пласту при последующем нагнетании холодной или нагретой воды.

348

Распределение температуры в системе на первом этапе процесса определяется по формуле Ловерье, аналогичной (XVI.35),

СвРв» Ср — объемные теплоемкости пласта, воды и окружающих пород; qB— объемный расход горячей воды.

Теплоемкость пласта

СпРп = СскРск ( ! - « ) + « (ChPhs7 -г CbPbS7).

где СскРск» СцРн» Сврв — соответственно объемные теплоемкости скелета пла­ ста, насыщающих пласт нефти и воды; s, sH— водонасыщенность и нефтенасыщенность; s, sH— средние значения водонасыщенности и нефтейасыщенности (среднеарифметическое значение в начале и конце процесса); rj — радиус от оси нагнетательной скважины.

Продолжительность первого этапа

отдача рассчитывается следующим образом. Пласт разделяется на две зоны —

349

Отношения фазовых проницаемостей (по И. А. Чарному и Чен-Чжунсяну) нефти и воды (от водонасыщенности sB):

предыдущего шага по времени; пз обозначает нагретую (п=н) или холодную (п=х) зону; sBопределяется к концу расчетного шага по времени, а не к се­ редине шага, как при расчете распределения температуры; Д/пз (sB) определяются

QBi = q'Biht — QHl-; b — объемный коэффициент пластовой нефти; Ар, Ах —

коэффициенты охвата пласта по объему вытесняющим агентом в горячей и хо­ лодной зонах.

Эти коэффициенты рассматриваются как произведение коэффициентов охвата по площади и по мощности, т. е. А = As'Ah■На основании известных лабора­ торных экспериментальных зависимостей степени охвата пласта по площади от отношения коэффициентов подвижностей вытесняющего и вытесняемого аген­ тов и обводненности добываемой продукции при пятиточечной схеме размещения скважин подобрана аппроксимирующая формула

охвата для нагретой и холодной зон с использованием вышеприведенной фор­ мулы проводится методом итераций. Задавшись вначале ориентировочными зна­

чениями A.sr и А$х, вычисляют последовательно: среднеинтегральное значение водонасыщенности; объемы добытой нефти и воды; обводненности добываемой

350

продукции; отношения коэффициентов подвижности воды и нефти. Далее по приведенным формулам определяют уг> ух и коэффициенты А$г и А$х и сравни­

вают их с ориентировочно принятыми значениями Asr и Л<?х. Процесс итераций продолжается до тех пор, пока разность между последующим и предыдущим значениями станет незначительной (-—0,001).

Нефтеотдачу находят как отношение вытесненной нефти к начальным ба­

оторочки путем нагнетания холодной или нагретой воды) определяется по формуле

тi, тн определяют по формуле (XVI.60).

Продолжительность второго этапа находят из условия подхода фронта охлаждения к эксплуатационной галерее (при г* = Rr)

n"CnPnRl

(XVI.69)

(JqCbPb

Продолжительность второго этапа уточняется в зависимости от расчетного темпа роста нефтеотдачи. Общая продолжительность процесса определяется как сумма / = tH+ /х.

Для расчета нефтеотдачи на втором этапе участок пласта делят на три тем­ пературные зоны: охлажденную (пз=оз), нагретую (пз=нз) и с начальной пла­

В пределах каждой зоны среднюю температуру определяют по формуле (XVI.63). Далее по формуле (XV1.66) с учетом (XV1.65) рассчитывают распределение s вовсех трех температурных зонах. Д/Пз (s) во всех зонах определяют, как и выше, в зависимости от положения этой насыщенности (s) в конце предыдущего шага по времени. Остальные параметры определяют как и ранее.

Вытеснение нефти оторочкой пара

Распределение температуры в пласте на первом этапе при создании тепло­ вой оторочки рассчитывают по формуле (XVI.60), заменив пар эквивалентным количеством горячей воды с равными температурой и теплосодержанием. Для этого следует подставить Тп вместо Тв и qB3 вместо qB, где Тп — температура нагнетаемого пара на забое; qU3 — эквивалентный (объемный) расход горя­ чей воды,

где ст — удельная теплота парообразования; ХГ— степень сухости пара; 1ж — удельная энтальпия воды; Св — удельная теплоемкость воды; qu — массовый расход пара.

351

Продолжительность первого этапа tu определяют по формуле (XVI.61), при этом qп заменяют соответственно на объемный расход пароконденсата <7п/рв. Коэффициент оторочки пара /Сот зависит от конкретных условий и по данным экспериментальных и расчетных исследований составляет 0,3 и более.

В формулах (XVI.66), (XVI.67) значение qBзаменяют на qn!pв, где qn — количество пароконденсата. При оценке нефтеотдачи учитывают более высокие нефтевытесняющие свойства пара. Для этого положение фронта пара опреде­

Здесь

Р/ = 2V\CptilCn9TlH.

Для зоны пара вычисляют нефтеотдачу по ранее полученным значениям водонасыщенности при вытеснении пароконденсатом:

На основании лабораторных экспериментальных данных нефтеотдача для зоны пара изменяется в пределах т]нП = 0,7—0,9.

Далее определяют прирост нефтеотдачи за счет нагнетания пара как раз­ ность т]нп — r)*t- в зоне пара, отнесенную ко всему объему участка. На первом

где за счет вытеснения нефти пароконденсатом, как горячей водой

Qui

~ nR *H m (\-s0) ’

Объем добытой нефти и воды определяют, исходя из количества нагнетаемого пара и извлеченной нефти, по формулам

Обводненность продукции вычисляется обычным способом. Температурное поле пласта на втором этапе при продвижении паровой ото­

рочки водой определяют по формуле (XVI.68). В этом случае Т в заменяют на Гп, а при вычислении £* вместо qBподставляют эквивалентные расходы воды qB^ определяемые по формуле (XVI.71).

Продолжительность второго этапа /х находят по формуле (XVI.69), в кото­ рой qBзаменяют на qBd. В конце расчета значение tx уточняется в зависимости от темпа роста нефтеотдачи. Для расчета нефтеотдачи на втором этапе участок пласта делится также на три температурные зоны. Границы нагретой Гф1 и охлаж-

352