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

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 288

Скачиваний: 1

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

также и в том случае, когда неизвестны кинетические константы окисления нефти кислородом воздуха.

Время прогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения

топлива

(эту

величину можно

принять с некоторым запасом равной 350 °С)

определяют по формуле А. Б. Золотухина

0 —

(г*У

 

 

(XVII.11)

12v (1 — VnY

 

 

 

 

 

 

где

г

 

 

 

Хт

г*

ФвОя^НОл .

0 =

7Г

4яЛА. ’

^Г1лЛ2

и (г,

т) =

Т (г, т) — Тп пл

 

 

 

 

 

Тноз — Тп

 

 

 

Твоз — температура закачиваемого

в пласт теплоносителя (воздуха или газов

горения);

QB03 — темп нагнетания

теплоносителя; г — расстояние от нагнета­

тельной скважины до заданной точки пласта; СВоз — теплоемкость теплоноси­ теля; > —теплопроводность пород пласта; Т (г, т)—температура пласта на расстоянии г от нагнетательной скважины в момент времени т.

Расчеты изменения температуры по радиусу пласта во времени по формуле (XVII. 11) необходимо проводить для заданных г (через 1 м) и т (через 1 сутки). Необходимый радиус подогрева пласта до температуры воспламенения можно принять до 1 м.

Из опыта известно, что способом самовоспламенения на залежах с плот­ ностью нефти 0,945—0,991 т/м3 внутрипластовый фронт создавался после 9— 100 сут закачки воздуха (при более высокой пластовой температуре этот срок был меньшим).

Ввод тепла в пласт с помощью забойных нагревателей (электронагревателя или газовой горелки) срок создания фронта горения сокращается до 1—19 сут. Для обеспечения начала внутрипластового горения с помощью электронагре­ вателя оказалось необходимым ввести в пласт 0,05—0,2 млн. кДж теплоты на

1 м толщины пласта

(при толщинах его 30—5 м), а с помощью

газовой го­

релки — 0,2—0,5 млн.

кДж. Для пластов с относительно легкой

нефтью тре­

буется больший ввод тепла. Кроме того, с целью ускорения создания фронта горения и сохранности оборудования забоя скважин и нагревателей целесооб­ разно в нагнетательные скважины закачивать воздух (для смешивания с газами горения при работе газовой горелки или для обдува электронагревателя).

Схемы воздействия на залежь при внутрипластовом горении

При разработке залежей нефти методом внутрипластового горения схемы воздействия могут быть двух видов: а) очаговая; б) линейная.

При очаговой схеме скважины размещают по 'равномерной сетке (пяти-, семиили девятиточечной), в каждом элементе которой посредине добывающих скважин расположена нагнетательная (на первом этапе она является зажига­ тельной).

При линейной схеме между рядами нагнетательных скважин размещается нечетное число рядов добывающих скважин (один или три).

Очаговая схема предпочтительнее в случае ограниченной подачи компрес­ сорной станции по воздуху, а линейная — при наличии мощной компрессорной станции для нагнетания воздуха и для крупных залежей нефти. Общая особен­ ность очаговой схемы — меньшее расстояние между нагнетательной и добыва­ ющими скважинами (до 100 м) по сравнению с линейной схемой, при которой расстояние между рядом нагнетательных скважин и ближайшим рядом добыва­ ющих скважин может быть 200—300 м и более.

366

§ 4. ПРИБЛИЖЕННАЯ МЕТОДИКА РАСЧЕТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

На первом этапе внутрипластового горения (при подаче в пласт воздуха — сухое горение) для заданного радиуса Гфг = 10—15 м требуется воздуха

Е (?аоз1=я4 гЙэф<7воз-

(XVI 1.12)

Максимально необходимый расход воздуха при осуществлении процесса на залежи зависит от числа одновременно действующих элементов системы (при очаговой схеме воздействия) или от длины действующей части ряда нагнетатель­ ных скважин (числа одновременно действующих нагнетательных скважин ряда).

Для очаговой схемы этот расход

Quo3. н г. оч == 2А/ЭЛ

1/^

_.Э1

vr. /гЛфГ^цоуУфГinin (/г.Т1фГ, (/ocr)i (XVI 1.13)

 

 

'

“ЭЛ

 

где А/эл — число

одновременно

действующих элементов; Упл. ол> ^эл — соот­

ветственно объем

пласта

и толщина

его в элементах; hJxфг — толщина пласта

полинии предельного положения фронта горения в элементе; 1’фг тщ (^лфг. Рост)— зависимость минимально необходимой скорости фронта горения ют h и (/ост

(рис. XVI1.3).

Для линейной схемы вначале решается задача по определению положения линейных фронтов горения при заданных положениях линейных фронтов кон­ денсации (на линиях рядов добывающих скважин). Затем для каждого из по­ ложений двух линейных фронтов горения (по обе стороны ряда нагнетательных

скважин)

рассчитывают

необходимый

расход воздуха

нагнетательного ряда

по формуле

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Qb03. наг. лин =

ЗВр^лфг^воз^фг min

(^лфг» Яост)>

 

(XVI 1.14)

где Ър, Ллфр — средние

длины

каждой из

пар рядов добывающих скважин

и толщин пласта соответствующих им фронтов горения.

 

максималь­

Для каждого из рядов нагнетательных скважин принимается

ное

значение

среднесуточного

расхода

воздуха.

 

 

Расходы воды

по нагнетательным

 

 

 

 

скважинам при

влажном горении для

 

 

 

 

опытно-промышленных

работ

опреде­

 

 

 

 

ляют, исходя из ступенчатого изме­

 

 

 

 

нения соотношения

воды и

воздуха

 

 

 

 

через 1 л/м:*(с возрастанием от 1,5 до

 

 

 

 

5—7 л/м:|):

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Qn наг (т) =

Qиоз наг (т) Р-

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(XVII.15)

 

 

 

 

При

проектировании

процесса

 

 

 

 

для залежи в целом по оптимальному

 

 

 

 

отношению 60пт расход воды опреде­

 

 

 

 

ляют

по

зависимости (XVII. 15).

 

 

 

 

 

Давление нагнетания на устье при

 

 

 

 

закачке

воды

в пласт

рассчитывают

 

 

 

 

по формуле

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Ру наг (т) ~

Рпл (т)

рu102

 

Рис.

XVII.3. Зависимость

минимальной

 

, <7в наг (т) l1»

^к/гспр

 

 

скорости перемещения фронта горения от

 

 

 

толщины пласта

и содержания топлива

 

 

2яРвЛЛЭф

 

’

 

в породе при коэффициенте охвата пласта

 

 

 

 

горением по толщине, равном 1,0 (цифры

 

 

 

 

 

(XVII. 16)

на кривых соответствуют содержанию топ­

 

 

 

 

 

лива в породе в

кг/м3)

 

367

где рпл (т) — пластовое давление в залежи, МПа; Lcuo — глубина нагнетатель­ ной скважины, м; Яишхг (т) — расход воды по нагнетательной скважине; Fu —

относительная фазовая проницаемость пласта для воды (Fи

~0,1 —0,2);

Яи наг (т)

Qв наг (т)

(XVII.17)

'Гв^наг скв (т)

 

 

где тв = — -------относительная продолжительность периода нагнетания воды тв наг

в пласт при продолжительности цикла тц. Продолжительность цикла и относи­ тельные составляющие его (тв и тв03) устанавливают по данным опытно-промыш­ ленных работ на первом участке (при отработке технологии процесса влажного внутрипластового горения на конкретном объекте). При опытных работах чере­ дующуюся закачку в пласт воды и воздуха (после достижения стабильности сухого внутрипластового горения) следует начинать с продолжительности цикла в одну неделю со сроком продолжительности закачки воды в V3 цикла. Для поиска оптимального периода чередования закачки воды и воздуха необходимо увеличивать продолжительность цикла до полумесяца (с сохранением периода закачки воды около V3 цикла). Общая продолжительность указанных работ должна составлять около полугода с разделением примерно на три этапа. Опти­ мальным можно считать такой цикл чередующейся закачки воды и воздуха, при котором обеспечивается достижение проектных показателей по соотношению воды—воздух в среднем за цикл. Кроме того, это соотношение должно обеспе­ чить существенное снижение удельных расходов воздуха на добываемую нефть (до 2—3 раз по сравнению с сухим внутрипластовым давлением).

Продолжительность периода нагнетания воздуха в пласт за цикл

 

Твоз = Т ц (1 -т в).

 

 

 

(XVII.18)

Темп закачки воздуха по каждой нагнетательной скважине за цикл рав­

няется

 

 

 

 

 

 

 

Qnoa наг (т)

 

 

(XVII.19)

Япоз наг (т) — 'Гвоз^наг скв (”г)

 

 

Давление нагнетания

воздуха при

циклической закачке воды и

воздуха

Рс наг

+

Яиоз наг (Т-) Рвоз

Rk/Гс пр

(XVII.20)

 

 

воз^Лг^оф

 

 

где FB03

—(0,05—0,10)—относительная

фазовая проницаемость

пласта для

воздуха;

а/,г — коэффициент охвата пласта

по толщине закачкой

воздуха

(ос/,г ^ 0,4—0,6).

 

 

 

 

 

Изменение размеров зоны пароводяного вала, формирующегося перед фрон­ том горения, при заданных расходах воздуха и воды в пласт сводится к решению системы уравнений

т

^ПЗ СО = Риз СО,

где

Ят —ФвОзРвОз^ВОз АТнп "Ь Онозрноз^^поз “Ь QbPbj / -1"

. dVm

Г 9n'q0CT

-р т

(Spn — 5цц3 Рв*

dt

L(*' + 12)pn

А —Спл^пл АТцпа/;п

В =

2Х0 АТпп .

Fиз —Риз

Тциз*

 

 

(XVII.21)

(XVII.22)

(XVI1.23)

368

Здесь /, т' — пределы интегрирования по времени, последние из которых

определяют с помощью уравнения

(XVII.22);

— темп поступления тепла

в пароводяную зону при осуществлении процесса; Fn3, FBз,

FnB3 — соответ­

ственно площадь прогретой, выжженной и пароводяной зон пласта; QB03, QB—

темпы нагнетания воздуха и воды

в

пласт; АГВП= Твп —

пл — разница

между температурой водяного пара

и

начальной

пластовой;

рвоз — плотность

воздуха; b — коэффициент использования кислорода воздуха в пароводяной зоне; /" — теплосодержание водяного пара; VQ3 — объем выжженной зоны пла­ ста; п! — отношение атомов водорода и углерода в сгорающем на фронте горе­ ния топливе^св, sBB3 — водонасыщенность пласта связанной водой и в выжжен­

ной зоне; Спл — объемная

теплоемкость

пласта.

 

*Запишем уравнения (XVI 1.21) и (XVI 1.22) в конечноразностной форме;

 

 

п

 

V ~ i ) \ (XVI 1.24)

<7т Дт = А (AF„3)n + 2В Y Дт £ (Д6„3); (Yп - i + 1-

к

 

i—k

 

 

 

 

 

 

E (AFu;,)i =

Fвз (Дтп).

 

 

(XVI 1.25)

t= l

 

 

 

 

Последующее приращение площади пароводяного вала

получим через пре­

дыдущее по формуле

 

 

 

(Fи3)п —

(Jt Дт

26 К Ат

VI (ДFn3)i{\fn

i - \ - \ - V n — i).

А + 2В V Iх А + 26 V Дт 4-J

 

 

 

 

i= к

(XVI 1.26)

 

 

 

 

Здесь значение k определяют из условия (XVI 1.25).

Температура в пароводяной зоне при внутрипластовом горении ниже тем­ пературы сухого насыщенного пара при данном пластовом давлении и зависит от парциального давления паров воды в смеси с газами горения. Для определе­ ния этой температуры можно воспользоваться эмпирической формулой

Тп„ = А 'У ^ S S . ,

(XVI 1.27)

где А' = 100 °С; увп — молярная доля

паров воды в смеси с газами горения;

Рпл — среднее пластовое давление в зоне конденсации; В' = 0,1 МПа. Молярную долю водяных паров можно определить с допустимой точностью

по приближенной формуле

 

 

 

= _________0в_________ _

Р

 

(XVI 1.28)

^ВП

Qb*4“ Мв/МU03Pb03/PbQb03

Р ~Ь 0,0003

 

 

где Мв,

Мв03 — молекулярные массы

воды и воздуха.

при следу­

Расчеты с использованием уравнений (XVI 1.21) заканчиваются

ющем условии;

F„3 = Fy4af (зесь Fy4 — площадь разрабатываемого участка

залежи; а/ — коэффициент охвата пласта воздействием по площади).

Общее потребное количество воздуха можно

рассчитывать по формуле

 

 

и

 

 

(XVII.29)

 

Qhc>3 =

I Qbo3. наг (0

 

 

где /г, — срок

разработки.

 

фронта горения

и развития

Изложенная методика расчетов перемещения

пароводяной зоны пригодна и для переменных значений технологических показа­ телей (темпа нагнетания воздуха, водовоздушного отношения и др.). В этом слу­ чае проводят соответствующую замену исходных данных в процессе расчета по­ казателей разработки по варианту.

W

Считается, что наиболее эффективная модификация процесса внутрипластового горения — сверхвлажное горение. Вода при этом процессе закачивается совместно с воздухом таким темпом, при котором она не может полностью испа­ риться, фронт горения исчезает и в пласте окислительные реакции протекают только в пароводяной оторочке. Скорость перемещения этой оторочки опреде­ ляется темпом переноса тепла по пласту закачиваемой водой. Количество окис­ ляющегося в пласте топлива также зависит от темпа подачи в пласт воды. Про­ цесс сверхвлажного горения характеризуется снижением количества окисля­ ющегося топлива и удельного расхода воздуха на единицу массы добытой нефти. Это приводит к повышению темпов разработки залежей нефти и существенному снижению себестоимости ее добычи.

При сверхвлажном горении изменяется характер утилизации кислорода воздуха в пароводяной оторочке. Если в процессе сухого и влажного горения кислород вступает в реакцию с остаточным топливом при температурах порядка 450—800 °С, то при сверхвлажном горении окислительные реакции протекают в условиях более низких температур (150—250 °С) и скорость их на несколько порядков ниже.

Площадь пароводяной зоны

 

Fпвя — зх^0^возРроз^воз^пла/гг^выж

(XVI 1.30)

16^АГ2ВПРВСВР

 

где Своз — количество теплоты, выделяющейся при утилизации

кислорода,

который содержит в

единице массы воздуха; СВЫж — объемная теплоемкость

пласта в выжженной

зоне.

 

Количество теплоты, выделяющейся при окислении нефти кислородом воз­ духа (Своз), зависит от многих факторов. По теоретическим расчетам эта вели­ чина равна примерно 3000 кДж/кг.

Температуру в пароводяной оторочке рассчитывают по формуле (XVI 1.27), где молярная доля водяных паров принимается равной единице. Минимальную площадь пароводяной зоны, которая необходима для полного потребления за­

качиваемого кислорода воздуха, определяют по формулам

 

гпвз min —

 

 

 

г4'оАл«Лг

 

 

®Ог —0'209ФвоэРо2:

 

 

“’о.

тБн остРн 0 А:р) ^0 (Ро2)ср ехР ^

^ср ^ ’

(XVII.31)

(Ро2)ср = °-Ю45рпл;

 

 

/ср =

АКт;

 

 

Д ут =

_____ ^пыж_____

 

 

 

PPhCVtzSh ост А^воз

 

 

Здесь Q0^ — темп поступления кислорода в пароводяную оторочку; wQ^ — темп потребления кислорода в единице объема пароводяной оторочки; р0<>— плот­

ность кислорода; sh0ct — остаточная нефтенасыщенность в пароводяной ото­ рочке; /Ср — средняя степень окисленности в зоне потребления кислорода; (Ро2)ср — среднее парциальное давление кислорода в зоне потребления кисло­

рода; Т'по — абсолютная температура пароводяной

оторочки [рассчитывается

по формуле (XVII.27) при молярной доле водяных

паров 0,65]; AVT — доля

сгорающей нефти от общего ее количества в пароводяной оторочке; АдПоз — удельный расход воздуха на сжигание единицы массы нефти (принимается рав­ ной 12 м3/кг).

Учитывая допущения, принятые при выводе формул, можно считать, что процесс осуществится в том только случае, если минимально необходимая для

370

Смотрите также файлы