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: 277

Скачиваний: 1

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

Здесь <2зак (fl — темп закачки воды в нагнетательную скважину; sBB3 — водонасыщенность в выжженной зоне; VU3 (t) — объем выжженной зоны к моменту времени /; sh0ct — остаточная нефтенасыщенность в пароводяной зоне.

Уравнение (XVI 1.98) учитывает начальную водонасыщенность пласта и за­ полнение части порового*объема выжженной зоны закачиваемой водой.

Нефтеотдачу в части пласта, охваченной горением, определяют следующим образом. До прорыва воды в добывающие скважины коэффициент нефтеотдачи находят по формуле

 

t

 

 

 

 

О

 

 

 

Здесь sBнач — начальная водонасыщенность

пласта.

Дебит нефти

 

 

 

0нг = 0з(0-

 

 

(XVI 1.99)

После прорыва воды в добывающие скважины текущий коэффициент нефте­

отдачи составит

 

 

 

% =

тУпл( 1 - 5 Ш1ач) Jm (l “

®иост) V*“ (<) +

t

 

 

t

 

4~ j* Озан (^) dr — ttlSBuaVпз (0 +

J Qa (^) dx [ср' (s'bckb) Sbckb — Ф(sbckd)] —

О

 

 

О

 

— >лУпл5внач

 

 

(XVI 1.100)

Дебит нефти и воды составляют соответственно

Qur =

.

^ фк

 

т{ 1-- SHOCT -- 5Вфк)

 

+ Q3 (0 [ф ($вфк) -- ф ($вскв)Ь

 

 

 

 

(XVII.101)

Qsr == Озак (0 — msBвз

~\~ т5вфк

---- Ь Qa (0 [ф ($вскв) — ф ($вфк)Ь

 

 

 

 

(XVI 1.102)

Здесь sBскв — водонасыщенность на стенке добывающей скважины; 5Пфк — водо­ насыщенность на фронте конденсации, определяемая соотношением

Для сухого горения вышеприведенные формулы приобретают вид Уфк (0 = Увз (0.

Qaак (0 = 0,

Qa(t) = т ( \ — sHoct) dVвз у

5ВфК = 1 — SHOCT»

_

(1 — Shqct — ввнач) Увз (0

Т'г

Уцл 0 — 5Внач)

380


После определения коэффициента вытеснения нефти из охваченной горением толщины пласта рассчитывают коэффициент вытеснения нефти из части, не охва* ченной горением. Предполагается, что в этой части пласта нефть вытесняется закачиваемой водой. Динамику добычи нефти определяют также в соответствии с теорией Баклея—Леверетта двухфазной фильтрации нефти и воды.

До прорыва воды в добывающие скважины коэффициент вытеснения и дебит нефти определяют по формулам

Лзав =

аЛг)

 

 

(XVII.104)

тягплЛ(1-

 

 

(XVI 1.105)

Qh зав (0 — Фзакг (О»

 

 

 

где Qзак 2 (0 — Темп поступления воды в не охваченную горением часть толщины

пласта, м3/сут; гпл — радиус

рассматриваемого элемента

пласта,

м.

После прорыва воды в

добывающие скважины коэффициент

вытеснения

и дебит нефти и воды составят

 

 

J Фзакг (т)

[ф7(sbckb) ф (Sbckb)—ф^пскв) +

1]

 

Лзав —

 

 

 

(XVII.106)

mjirL h ([ ~ ahr)

 

 

Qh зав (0 — Озакг (О П — Ф(sbckb)]*

 

(XVI1.107)

Qb зав (0 = Озакг (О Ф(sbckb)-

 

(XVI1.108)

После определения коэффициентов вытеснения нефти и дебитов нефти и воды из частей толщины пласта, охваченных горением и заводнением, соответственно оценивают коэффициенты охвата горением и заводнением по площади (а/г и а/за„ соответственно), после чего рассчитывают суммарный коэффициент нефтеотдачи

Г) = Г)га/,га/г + Лзав (I — аЛг) а/ зав-

(XVI 1.109)

Дебиты нефти и воды получают суммированием дебитов нефти и воды для соответствующих частей толщины пласта:

Qh (0 =

Qhp (0

4- QHзав (t),

(XVI1.110)

0в(0 =

Свг(0

+ Свзав(0-

(XVII.111)

Пример расчета

Рассмотрим очаговый вариант влажного внутрипластового горения, при­ меняемый для разработки пятиточечного элемента пласта. Расстояние между на­ гнетательной и добывающей скважинами в элементе равно 200 м.

Эффективная толщина пласта Л, м

13,0

Коэффициент пористости пласта

т

0,29

Проницаемость пласта /г,

мкм2.

 

0,30

Начальная

водонасыщенность sBHa4.

0,20

Остаточная

нефтенасыщенность sH0CT. .

0,20

Удельная объемная теплоемкость пласта спл%

2016,0

кДж/(м3 • ° С ) ..................................................................

воздуха

Св0з, кДж/(кг °С)

Массовая

теплоемкость

1,008

Плотность воздуха в поверхностных условиях рвоз,

1,3

кг/м3 ...................................................................

 

 

 

 

Коэффициент теплопроводности пласта Япл»

 

Вт/(м. °С)

 

 

 

 

 

Удельное содержание топлива в породе (концентрация

25,0

топлива)

Рсг-кг/м3

 

 

390


Расход воздуха при осуществлении процесса УЦОз,

5 000

м3/сут .

 

.

 

. 4

Водовоздушное отношение при влажном горении р,

0,004

м3/м3

.

. .

.

. .

Пластовое давление рГ1Л, МПа

3,6

Начальная

пластовая температура

Тнпл»

°С

36,0

Вязкость пластовой нефти |iH, мПас .

. . .

150,0

Коэффициент охвата пласта горением по

толщине акг

0,7

Коэффициент охвата пласта горением по

площади а^г

0,7

Коэффициент охвата пласта заводнением от площади

0,7

СХ/ зав

 

 

 

 

Распределение температуры в пласте, радиусов фронтов горения и кон­ денсации при влажном горении (Р = 4 л/м3) определяли по формулам (XVI 1.93)— (XVI1.96) на ЭВМ. Распределение температуры в различные моменты времени показаны на рис. XVII. 12. Данные расчетов тепловых показателей процесса используют при расчете технологических показателей влажного внутрипластового горения: коэффициентов вытеснения в охваченной и не охваченной горением частях пласта, дебитов нефти и воды и коэффициента нефтеотдачи при осуществ­ лении влажного внутрипластового горения.

Результаты расчетов дебитов нефти и воды и коэффициента нефтеотдачи при­ ведены на рис. XVI 1.13.

Рис. XVII. 12. Распределение температуры в пласте в различные моменты времени при влажном внутрипластовом горении.

Время: / —3 года; 2 —10 лет; .7 —20 лет

Рис. XVII. 13. Динамика показателей разработки пятиточечного элемента при влажном внутрипластовом горении

391


§ 7.КОНТРОЛЬ Й РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ С ВН УТРИ ПЛАСТОВЫМ ГОРЕНИЕМ

При разработке залежей нефти с виутрипластовым горением система кон­ троля и регулирования процессом преследует достижение следующих основ­

ных целей:

а) обеспечение в течение заданного времени непрерывности внутрипластового горения (при влажном горении — активного окислительного процесса

в пласте); б) оптимальный охват нефтенасыщенного пласта за срок разработки фрон­

том горения (окисления), пароводяным валом и газообразными продуктами го­

рения; в) создание условий для продления срока службы внутрискважинного

и наземного оборудования (предотвращение коррозии оборудования); г) обеспечение кондиционной нефти в системе внутрипромысловых устано­

вок по сбору и подготовке нефти, газа и воды; д) охрану недр и окружающей среды от засорения их токсичными ком­

понентами, добываемыми с нефтью.

Контроль за эксплуатацией залежей нефти при внутрипластовом горении должен предусматривать следующее.

1. Систематические наблюдения за концентрацией в добываемом с нефтью газе по скважинам таких компонентов, как кислород, углекислый газ, окись углерода, а в некоторых случаях — азот, сероводород и др.

2.Определение расхода воздуха (или воздуха и воды при влажном горении) по нагнетательным скважинам.

3.Систематические замеры по добывающим скважинам дебитов нефти, газа

иводы с последующим определением газового фактора и процента обводнен­ ности.

4.Периодические замеры пластовой температуры по ближайшим к нагне­

тательным наблюдательным и добывающим скважинам, а также пластового дав­ ления по добывающим и нагнетательным скважинам.

5.Периодические определения свойств добываемой нефти в поверхностных условиях (плотности и вязкости) по скважинам.

6.Периодические исследования добывающих и нагнетательных скважин

при установившихся и неустановившихся режимах (с последующим построе­ нием индикаторных кривых и кривых восстановления или снижения давле­ ния).

7.Снятие по разрезу продуктивного пласта профилей расхода по нагнета­ тельным скважинам и профилей притока по добывающим скважинам.

8.Выделение в разрезе продуктивного пласта добывающих скважин нефте-, водо- и газонасыщенных частей.

Определения и замеры по п. 1, 2 и 3 следует производить два-три раза в неделю; периодичность замеров и определений по п. 4 и 5 зависит от изменчи­ вости показателей по скважинам — объектам контроля; исследования по п. 6 можно проводить с периодичностью один раз в квартал или в полугодие. Иссле­ дования по п. 7 и 8 проводят по скважинам избирательно с последовательным охватом фонда скважин, реагирующих на процесс. Повторные исследования про­ водят либо как контрольные, либо с целью улавливания изменений в состоянии разреза продуктивного пласта.

Способы регулирования процесса разработки залежей с внутрипластовым горением подразделяют на следующие группы.

1.Способы регулирования, обеспечивающие поддержание или интенсифи­

кацию внутрипластового горения в разрабатываемом объекте:

а) установление необходимого расхода воздуха по нагнетательным скважи­ нам (при сухом горении) или воздуха и воды при определенном их соотношении и периодичности закачки (при влажном горении);

б) временное нагнетание воздуха в отдельные добывающие скважины, в на­ правлении которых обнаруживается затухание процесса горения.

Первый из указанных способов позволяет определить минимально необхо­ димый расход воздуха при заданном радиусе фронта горения по формуле

392