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

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 29.02.2024

Просмотров: 382

Скачиваний: 1

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

□ E H 1 [ Д >

Рис. XVI1.4. Пятиточечный элемент оча­ говой схемы при внутрипластовом горении.

Скважины: / —добывающие; 2 —нагнета­ тельные

Рис. XVII.5. Девятиточечный элемент оча­ говой схемы при внутрипластовом горении. Условные обозначения те же, что и на рис. XVII.4

полного потребления кислорода площадь существенно меньше площади паро­ водяной зоны, рассчитанной по формуле (XVI 1.31). В противном случае необ­ ходимо исследование с использованием более сложной математической модели.

Показатели сверхвлажного горения определяют по следующим формулам. Темп прироста выжженной зоны

dFп

QhPhCh

dt

^ПЛа/1Г^НЫЖ

Общая площадь, охваченная процессом к моменту времени т,

Fсум — ^ПЛа/1Г^ВыЖQbPiAt -VF„

Площадь пароводяной оторочки Fn0 определяют по формуле (ХУ1Г.30). Все остальные расчеты проводят по формулам для влажного горения.

Одна из важнейших и трудоемких операций проектирования процесса вну­ трипластового горения — определение изменения дебита нефти добывающих скважин во времени. Изменение дебита нефти при очаговых схемах размещения скважин и линейной схеме можно рассчитать по методу смены установившихся состояний в зависимости от расхода воздуха в пласт и положения фронтов горе­ ния и конденсации и по формулам (XVI 1.21)—(XVI 1.22). Методика расчетов базируется на схеме эквивалентных электрических сопротивлений Ю. П. Бори­ сова с введением фазовых проницаемостей для воздуха, воды и нефти на соответ­ ствующих участках многофазного потока. Достоверность ее проверена путем сопоставления с фактическими данными о дебитах нефти на месторождении Пав­ лова Гора за 1 год и 9 мес осуществления процесса внутрипластового горения.

Однако следует учитывать, что указанная методика пригодна для периода До прорыва к добывающим скважинам воды из зоны конденсации. В расчете изменения дебита во времени при сухом и особенно при влажном и сверхвлаж­ ном горении после прорыва воды к добывающим скважинам рассматривают не­ однородность пласта в процессе совместного притока нефти, газа и воды к за­

боям скважин.

 

 

 

XVI1.4) при сухом

Расчетная формула для пятиточечного элемента (рис.

горении имеет вид

 

 

 

 

2 [я (ре„ — рсд)'

<?воз наг (т)____Ивоз

jn tфг (т)

(рсн Рпл) Fвоз kQ-hhnar

гспрн

Qh (т)

0.707-. .

+0|25 |n0 .im .- ,l

К

F„klt„ah

L

Гк (Т)

гспрд J

 

 

 

 

(XVI 1.32)

Аля девятиточечного элемента (рис. XVI 1.5)

371


372

Qh (t ) —

 

 

 

Pam Явоз наг (т)

 

^вОз jn гфг (т) 1 ^

 

 

 

2

nk (pcll — рС)

 

 

 

 

(Рен + Рил) Fuos

^нагаЛг

''спрн J

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

К

[,

 

ГД1 /,

ГД2 ,

1

,

Гд2

 

ЛД2

 

ГД1

\

,

 

7Г-Г----- 1П---—т I

1П---- 1------111----------- 1-----:---

111 --------

I

+

 

Fnhn&hUL

гк (T) \

 

^Д1

П2

 

^2ггпрд

ЛхЛд!

 

,?1ГСПрд/

 

 

 

(in -й * + - L

In —Й !_

 

hД2

 

 

ЛД1

 

 

 

 

 

 

V__ Гдг

tl2

 

П2ГСПРД

 

nihjii___ ^ircnpfl }

 

 

(XVI 1.33)

 

 

+ —

In ■ Гд1— ( In ISL -I- _L In

 

 

I

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

П\

 

^1гспрд

\

^Д1

 

n2

 

л2гспрд / J

 

 

 

 

а для линейной схемы (рис. XVI 1.6) — по формулам

 

 

 

 

 

 

 

 

Своз наг (т)Мво3/фг (т)

 

-4-

 

 

 

 

 

Рен -- Рсд1 — (Реп "Г Рпл) BFпоз^наг^нагah

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

+

и:

(

1

(Qhi +

%

)

l'i -

 

1* MI 4- Q„t ^

1"

 

,

BFnhjnCLhn

l^(i_ii)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(XVII.34)

Рсд1--Рсд 2 —

 

к

 

 

 

иД1

In

аД1

 

 

 

 

BFцОС/ш{-Q hi

Л^пл Д1^Д1

 

+

 

 

 

 

пгспрд

 

 

 

 

Qh2

 

^Д2

 

аД2

 

 

 

 

 

 

 

 

(XVII.35)

+

2&ПЛ Д2^Д2

l\-2 +

 

In ЯГспрд .

 

 

 

 

 

 

 

где /?, /?Эф — соответственно абсолютная проницаемость и эффективная тол­ щина пласта; /7Воз, Fu — соответственно относительная фазовая проницаемость пласта для воздуха в выжженной зоне (с учетом насыщенности ее водой) и для нефти (с учетом насыщенности пласта в зоне начальной пластовой температуры нефтью, газами горения и водой; обычно Fu03 = 0,05—0,1; FH= 0,4—0,6); (Li * вязкость нефти при начальной пластовой температуре и давлении в выж­

женной зоне с учетом насыщения се газами горения (определяется экспери­

ментально);

а/1Г,

а/ш — коэффициенты охвата пласта

по толщине горением

и притоком

нефти

(обычно а^г = 0,6—0,7; а/ш = 0,4—0,6); В — ширина

по­

лосы при линейной схеме воздействия; nlt п2 — число скважин в первом и

вто­

ром круговых батареях девятиточечной схемы; /фг, /к, /ь

/1-2 — соответственно

длина полос (от ряда нагнетательных скважин) до фронта горения, фронта кон­ денсации, до первого ряда добывающих скважин и между рядами скважин; тд|, тД2 — радиусы первой и второй батарей скважин в девятиточечном элементе (д1, д2— индексы, относящиеся к первому и второму рядам добывающих скважин).

При расчетах дебита нефти по формулам (XVI 1.32)—(XVI 1.35) необходимо

предварительно

определять

положения

фронтов горения и конденсации при

_^______ ____^ ___________

_

заданных расходах воздуха

(или воды

и воздуха) к расчетному моменту вре­

 

 

[—--- 'А<7л2-------

 

 

 

 

мени с

помощью формул (XVI1.24)—

 

 

 

 

 

 

(XVII .26).

При

этом Гфг

или

/фГ и

 

 

-------------i

 

 

/к или

находятся по рассчитанным

 

 

 

 

площадям

Fпз и

Fпз.

 

пласта

 

 

 

 

 

 

Конечную

нефтеотдачу

 

Ь

т - 4

_________ -

при внутрипластовом горении опре­

~ 1

деляют с учетом вытеснения нефти

:

f

--------

 

фронтом горения (в выжженной

зоне),

Рис. XVII.6.

 

1

 

 

 

паром и горячей водой (в зоне конден­

Линейная схема размещения

сации)

и

газообразными

продуктами

скважин при

внутрипластовом

горении.

горения (в зоне

начальной

пластовой



-Температуры и при повышенных темпе­ ратурах у кровли и подошвы пласта в выжженной зоне и в зоне конденсации). С учетом коэффициентов вытеснения и охвата вытеснением формула для опреде­ ления коэффициента нефтеотдачи имеет вид

Лн = Щг [а ПЫ'Г. ra/ir "Т аЬЫТ. гг / (1 --

a/ir)] “Р

ПН[а ныт. ПН0С/1К+

 

"Ь а пыт• гг / (1 — а/ж)] +

 

~\~

н /авыт. ггн /а/1 ггн /*

(XVII .36)

где

а/г,

а/пи, а

— соответственно

коэффициенты охвата

элемента

залежи

или

залежи в целом^ по площади зоной

горения,

пароводяной зоной Иначальной

пластовой

температурой к концу

разра-

Рис ХУПЛв изменение температуры пласта во времени при самовоспламеиении

ботки; о&выт.г* а ныт.гг/> а выт. ггн/ — соответственно коэффициенты вытеснения нефти из пласта в выжженной зоне

(определяется по экспериментальным данным), газами горения в зоне повышен­ ной температуры и в зоне начальной пластовой температуры; a/ir, апКу а/хгг — соответственно коэффициенты охвата пласта по толщине горением, пароводяным валом и газами горения.

Коэффициенты охвата пласта по площади горением, пароводяной зоной и относительные размеры зоны начальной пластовой температуры (по отношению к начальной площади нефтеносности пласта) определяют на конечный момент разработки элемента или залежи по результатам расчетов размеров этих зон по формулам (XVII.24)—(XVII.26).

Коэффициент вытеснения в выжженной зоне вычисляют с учетом исключения из запасов нефти, затраченной на образование топлива (коксообразного остатка) в породе. Коэффициенты вытеснения нефти газообразными продуктами горения при низких и повышенных температурах определяют экспериментально или для аналогичных условий заимствуют из работ [I, 2].

Коэффициенты охвата пласта по толщине горением и высокотемпературным пароводяным валом принимают по результатам опытно-промышленных работ:

сх/гг = 0,6—0,7;

а/1Г= 0,3—0,5.

пятиточечный элемент пласта (см.

П р и м е р

р а с ч е т а . Имеем

рис. XVI 1.4), в центре которого размещается нагнетательная скважина. Расстоя­

ние между добывающими скважинами

в элементе — 300 м.

На рис. XVI 1.7 приведены результаты расчетов времени самовоспламенения пласта по формуле (XVII. 10). Учитывая сравнительно высокую продолжитель­ ность создания фронта горения (около двух месяцев), целесообразно использовать электронагреватель для прогрева призабойной зоны.

Исходные данные для расчетов по эксплуатации пятиточечного элемента пласта

Эффективная толщина h, м

17

Коэффициент пористости т

0,14

Проницаемость k, мкм2 . . .

0,20

Начальная

нефтенасыщенность sH

0,80

Начальная

водонасыщенность пласта scn

0,20

Удельная объемная теплоемкость пласта спл»

2294

кДж/м3 К ....................................................

Удельная

теплоемкость воздуха сПо з .........................

1,507

Коэффициент теплопроводности пласта Хпл, Вт/м-К

2,105

Удельное содержание топлива в породе с/ост, кг/м3

20

373


Удельное содержание сгорающего топлива прй влаж­

13,4

ном горении <7'т, кг/м3

 

 

Водовоздушное отношение при влажном горении

р,

2

 

л/м3 . . .

.................

 

 

 

Удельный расход воздуха при горении ^Воз» м3/м3

230

 

Удельный расход воздуха при влажном горении qB03,

153

 

м3/м3 ...........................................................

 

 

 

 

 

Коэффициент температуропроводности пласта а,

 

0,0795

м2/сут ...............................

 

кДж/кг .

 

 

Энергия активации £,

 

 

81,2

Постоянная Аррениуса А0------—------

 

7,36-104

 

 

кг(кгс/см2),,с

 

 

 

Показатель, учитывающий влияние давления на ско­

0,9

 

рость реакции,

п ........................

 

 

 

 

Коэффициент пропорциональности К

 

 

3,9

 

Пластовое давление /?пл, МПа . .

 

 

7,0

 

Начальная пластовая температура tUJ1н, °С

 

22

 

Соотношение водорода и углерода в топливе п'

 

0,75

Плотность дегазированной нефти рндег, кг/м3

 

913

 

Объемный коэффициент b .

 

 

1,02

Вязкость пластовой нефти рн, мПа-с . . .

 

60

 

Вязкость нефти при насыщении ее газами горения juJ,

30

 

мПа-с .

. . .

. .

.................

 

 

Коэффициент охвата пласта горением по толщине

0,65

 

а /г г ..........................................................

 

 

 

 

 

Коэффициент охвата пласта конденсацией сцк

 

0,4

 

Теплоемкость газов горения Сгг кДж/м3 . . . .

 

0,083

Приведенный радиус нагнетательной скважины гспри,

4,5.10"°

м ........................

 

..................................

 

Приведенный радиус добывающей скважины гСПрд,

4,0-10"2

м

 

 

.

.

Расход воздуха

при создании фронта горения QrB03,

12 000

м3/сут . . .

 

...............................

 

Расход воздуха при осуществлении процесса QB0J,

30 000

м3/сут

 

 

 

 

Расчет прогрева призабойной зоны пласта (радиусами 0,2; 0,5;

0,8; 1,0 м,

при интервалах времени от начала прогрева 2; 4; 6; 8;

10 и 12 сут)

при нагне­

тании горячего воздуха, получаемого в результате обдува включенного в электро­ сеть нагревателя, проведен по формуле (XVII. 11).

Исходя из сохранности оборудования забоя нагнетательной скважины, опти­ мальной температурой закачиваемого в пласт горячего воздуха принято считать 500 °С. Эту температуру поддерживают путем регулирования воздуха, нагнетае­ мого в скважину и обдувающего забойный электронагреватель. Необходимый расход воздуха подбирают экспериментально после ее стабилизации на уровне

около 500 °С.

При расчете условно принято, что указанной температуре

нагнетаемого в

пласт горячего воздуха соответствует расход

его в скважину

10 тыс. м3/сут.

величины в формуле (XVII.И) составили: v =

0,000388; 0 =

Расчетные

= 0,317-10-б.т; г; = 0,0118; 0,0294; 0,0471 и 0,0588.

 

При /тн =

500 °С и /Пл — 22 °С результаты расчетов по распределению тем­

пературы по радиусу пласта во времени приведены на рис. XVI 1.8.

Из данных рисунка следует, что через 4 сут температура достигает темпе­ ратуры воспламенения топлива (350 °С) на расстоянии 0,5 м от нагнетательной скважины, а через 10 сут— на расстоянии 0,8 м от нее. Таким образом, необ­ ходимое время прогрева призабойной зоны пласта с помощью забойного электро­ нагревателя для создания фронта горения составляет 4—10 сут.

374