ЛЕКЦИЯ 7. ПОЛИМЕРНОЕ И МИЦЕЛЛЯРНО-ПОЛИМЕРНОЕ ЗАВОДНЕНИЕ НЕОФТЯНЫХ ПЛАСТОВ


При вытеснении из пластов нефтей обычной водой нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. При разработке нефтяных залежей с высоковязкими нефтями вода «находит» высокопроницаемые участки пласта (трещины, отдельные участки пласта с повышенной проницаемостью, вода прорывается вдоль кровли и подошвы пласта и т.п.) и прорывается по ним к забоям добывающих скважин, преждевременно обводняя их. Более того, так вода имеет гораздо меньшую вязкость в сравнении с нефтью, то она фильтруется гораздо быстрее чем нефть – вода неравномерно (как по вертикали так и по горизонтали) прорывается вглубь пласта образуя так называемые «гидродинамические языки». С течением времени эти «гидродинамические языки» смыкаются, оставляя позади фронта вытеснения нефти водой не затронутые процессом вытеснения участки пласта – «целики» нефти. Динамика образования гидродинамических языков в зависимости от соотношения вязкостей нефти и вытесняющего агента (воды, раствора ПАА и т.п.) представлена на рисунке 7.1

Рисунок 7.1 – Зависимость критерия устойчивости l от безразмерной скорости вытеснения Ѱ μн/ μв: 1-2; 2-5; 3-10; 4-13; 5-16; 6-19; 7-27.

 

На рисунке 7.1 изображены кривые зависимости максимальной длины гидродинамических языков от скорости фильтрации, представленной в безразмерных координатах

l=f(ѱ) (7.1)

Где:

l= lmax/L

Ѱ = μн V L/ s

lmax – максимальная длина языков неустойчивости; L – длина модели пласта, μн - вязкость нефти, s - поверхностное натяжение на границе нефть –вода, Vскорость фильтрации, к – проницаемость.

Из рисунка видно, что для значений отношения вязкостей нефти и воды μ < 13, (μ=μнв) существует область устойчивого вытеснения нефти (значение l близко к пулю), т. е. длина языков неустойчивости очень мала (lmax » 0). При больших значениях μ (μ > 13) движение водонефтяного контакта становится неустойчивым – возникает вязкостная неустойчивость ( l»1 ). Все это приводит к резкому снижению безводной нефтедобычи и к увеличению водного периода вытеснения нефти и самое неблагоприятное к снижению коэффициента нефтеотдачи. Извлечение нефти в этот период происходит, с одной стороны, за счет расширения существующих и образования новых языков воды, и, с другой стороны, за счет «рассасывания» целиков нефти, оставшихся за фронтом вытеснения, под действием капиллярных сил. В этом случае для достижения удовлетворительной нефтеотдачи приходится добывать большое количество попутной воды (что очень затратно).

Для дальнейшего анализа данных приведенного рисунка обратимся к соотношению (7.1). Из него следует, что наиболее доступно управляемыми величинами для данной системы являются вязкость нефти μн и скорость фильтрации V. Следовательно, уменьшая скорость фильтрации при заданном значении параметра Ѱ, можно уменьшить скорости образования гидродинамических языков.

Однако, как следует из анализа промышленной практики и кривых (рисунок 7.1), устойчивое продвижение фронта вытеснения при «сверхмалых» скоростях удалось реализовать только при μ < 20 [9]. Скорости вытеснения, при которых удалось получить ровный фронт, оказываются весьма малыми, порядка 40—80 м/год – что недопустимо медленно [11].

Существование предельного значения отношения μн/ μвпред. после которого процесс вытеснения становится неустойчивым, объясняется тем, что при этом значении (μпред) отношение подвижности за фронтом и перед ним становится неблагоприятным. Предельное значение μпред зависит от фильтрационных свойств системы (пористая среда, нефть, вода), т. е. формы кривых относительных проницаемостей для данной системы, и обычно составляет величину от 7 до 15. Как указывалось выше, верхнее значение предельного отношения вязкостей может быть увеличено при реализации малых скоростей вытеснения.

Обращаясь к 7.1 легко определить, что увеличив вязкость вытесняющего агента (воды) можно добиться снижения соотношения вязкости нефти и вытесняющего ее агента.

Для уменьше­ния этого отношения и, следовательно, увеличения нефтеотдачи закачивают в нефтяные пласты водные растворы полимеров (чаще применяют полиакриламид ПАА).

Молекулы ПАА состоят из атомов углерода, водорода и азота. В опреде­ленных условиях молекула полимера представляет собой цепоч­ку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта [8]. Молекулы полимера в водном растворе, продвигаясь в пористой среде, сорбируются на зернах поверхности пород, (как бы «цепляются» за зерна этой среды), создавая дополнительное фильтрационное сопро­тивление [8].

Pисунок 7.2 – Зависимость скоро­стей фильтрации воды и дилатантной жидкости от градиента давления grad р

 

При фильтрация водного раствора полимеров с увеличением гради­ента давления скорость его движения возрастает все медленнее по сравнению со скоростью воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления и, притом, с каждым приращением градиента давле­ния она возрастает на все меньшую величину, называется дилатантной. На рисунке 7.2 показана зависимость скорости фильтрации от градиента давления для обычной воды (кривая 1) и для водного раствора полимера (кривая 2). Формулу закона фильтрации водного раствора ПАА можно представить при n<1в виде:

(7.1)

где μвп- вязкость водного раствора полимера.

С учетом фактора сопротивления R эту формулу записывают так:

(7.2)

Если прокачивать водный раствор ПАА через пористую среду, то перепад давления возрастает более существенно, чем это следует из закона Дар­си. Фильтрация водного раствора ПАА сопровождается его сорбцией пористой средой. При незначительных концент­рациях полимера можно с определенным приближением поль­зоваться изотермой Генри.

Считается, что водный раствор ПАА целесообразно использо­вать для вытеснения нефти из пластов при ее вязкости от 10 до 30 мПа∙с.

В результате сорбции ПАА пористой средой в процессе вытеснения нефти образуется фронт сорбции. Впереди фронта сорбции полиакриламида в пласте движется вода, практически очищенная от него. Картина вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАА аналогична таковой при вытеснении нефти с помощью ПАВ (но механизмы вытеснения совершенно различны). Расчеты по вытеснению нефти водным раствором ПАА можно провести по методике, изложенной для вытеснении нефти с помощью ПАВ.

Водный раствор ПАА можно применить для регулирования процесса вытеснения нефти водой, пользуясь его дилатантными свойствами. Для этого закачивают водный раствор ПАА в высокопроницаемые пропластки, снижая этим скорость движения по ним воды. Затем повышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков.

В методе полимерно-мицеллярного заводнения стремятся при использовании небольшого количества углеводорода-растворителя (нефти, спирта, ПАВ) достичь на контакте нефть и комплексный раствор полного смешивания нефти с этим раствором, либо резко снизить на нем поверхностное натяжение (до 10-6 Н/м). При достижении нужного соотношения составляющих раствора образуются физико-химически связанные группы молекул-мицеллы и раствор называют мицеллярным. Важно, что эффективная вязкость мицеллярного раствора больше вязкостей веществ его составляющих. Если вблизи нагнетательных скважин этот раствор переходит в воду, то менее вязкая вода должна будет вытеснять более вязкий мицеллярный раствор при низком коэффициенте вытеснения раствора. Поэтому для продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера. Такое воздействие на пласт называют мицеллярно-полимерным заводнением.

Вопросы для самоконтроля

1.Почему с увеличением отношения вязкостей нефти и воды нефтеотдача снижается?

2. Запишите формулу закона фильтрации водного раствора ПАА.

3. Что понимают под дилатантными свойствами полимеров?

4. Перечислите критерии применимости полимерного заводнения нефтяных пластов?

5. По какой причине для продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера?

ЛЕКЦИЯ 8. ВОПРОСЫ ТЕОРИИ ДВИЖЕНИЯ В ПЛАСТЕ ТЕМПЕРАТУРНОГО ФРОНТА ПРИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ГОРЯЧЕЙ ВОДОЙ, ПАРОМ

 

Начальная пластовая температура и ее распределение на месторождении определяются геотермическими условиями. Обычно пластовая температура соответствует среднему геотермическому градиенту в геологическом регионе. Однако наблюдаются и существенные отклонения. Зоны земной коры с высокой температурой называ­ются геотермальными. Температурным режимом месторождения называют распределение пластовой температуры и ее измене­ние за счет теплопроводности и конвекции.

Изменение содержания тепла в пласте и, сле­довательно, пластовой температуры происходит в основном при закачке в пласт воды, с иной температурой, чем начальная пластовая, при отборе нефти, а также при экзотер­мических реакциях в пласте.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородно­го прямолинейного пласта при закачивании во­ды с температурой большей чем пластовая. Для вывода уравнения переноса тепла рассмотрим элемент прямолинейного пласта. Слева в элемент пласта длиной х, высотой h и шириной b поступает вода с температурой Т. В пласте начинается перенос тепла за счет конвекции и теплопроводности. Если – скорость фильтрации воды в направлении оси х, то скорость ввода тепла в элемент пласта за счет конвекции через его левую грань будет . Через правую грань элемента пласта про­исходит теплоотдача со скоростью:

(8.1)

где сВ – удельная теплоемкость воды; ρв – плотность воды.

За счет тепло­проводности через левую грань элемент получа­ет тепло со скоростью и через правую грань он отдает тепло со скоростью . В элемен­те пласта содержатся остаточная нефть и вода. Поэтому приращение теплосодержания в нем выражается так:

+ (8.2)

где – массовая удельная теплоемкость минералов, слагающих горные породы; – плотность минералов; s – водонасыщенность.

Скорость распространения тепла за счет теплопроводности выражается законом Фурье. Если то согласно балансу тепла в элементе пласта получим:

(8.3)

Здесь - скорость отдачи тепла с единицы площади кровли и подошвы пласта за счет теплопроводности. Теплоотдача идет через две границы- через кровлю и через подошву пласта, что учитывается множителем 2 в последнем члене правой части формулы .

Механизм переноса тепла в нефтяном пласте при вытеснении нефти водой имеет важную для разработки нефтяных месторождений особенность. Граница охлаждаемой или нагреваемой водой зон в пористой среде перемещается в пласте значительно медленнее чем движется вода. При закачке в пласт воды с тем­пературой, отличающейся от пластовой, образующаяся при этом в пласте охлажденная или нагретая зона, отстает от фронта вытеснения нефти водой.

Покажем это, решая приведенное выше уравнение. Для простоты пренебрежем перено­сом тепла за счет теплопроводности вдоль оси х и отдачей тепла в кровлю и подошву.

Выносим за знаки соответствующих производных скорость конвективного переноса тепла и величину:

(8.4)

учитывая, что .

В результате, исключив из рассматриваемого уравнения взаимно уничтожающие­ся члены, и, полагая , получим уравнение тепло- переноса:

5)

В прямолинейный пласт слева через границу х = 0 закачивается холодная вода при постоянном расходе q и темпе­ратуре Т1< Тпл(Тплначальная пластовая тем­пература).

B пласте образуется фронт охлаждения с ко­ординатой . Темпера- тура в области до координаты составит , а перед этой координатой температура равна пластовой Тпл. Фронт охлаждения по мере закачки холод­ной воды перемещается со скоростью:

. (8.6)

Решение уравнения (16.1) ищем в виде:

(8.7)

где f – функция от переменной .

Имеем:

; . (8.8)

Подставив (16.4) в (16.1), получим:

. (8.9)

В общем случае . Откуда следуeт: (8.10)

Оценим величину при данных, характерных для нефтяных пластов, при ; ; ; = 2,5 кг/ ; m=0,2; ; = 0,6; =2,1 кДж/(кг К); кг/ ; = 0. Получим:

 

Следовательно фронт охлаждения в 1,29 раза двигается быстрее чем фильтруется вода в пласте. Если же отнести скорость фронта охлаждения к истинной скорости фронта поршневого вытеснения нефти водой , то получаем:

Следовательно, фронт охлаждения в каждый момент време­ни отстает от фронта вытеснения нефти водой в 1/0,155 = 6,45 раза. Это значит, что нефть будет вытесняться из пласта поршневым образом не закачиваемой холодной водой, а водой с пластовой температурой.

Однако рассмотренный пласт однороде­н, кровля и подошва теплоизолированы. В реальном пласте закачиваемая холод­ная вода в основном проникает в наиболее высокопроницаемый пропласток. Нефть в нем значительное время вытес­няется водой с пластовой температурой. В течении этого времени в нем не ухудшаются условия вытеснения неф­ти по сравнению с условиями в процессе закачки воды при пла­стовой температуре. В соседних же менее проницаемых пропластках температура будет уменьшаться (из-за опережающего движения холодной воды в высокопроницаемых прослоях) и ухудшатся условия вы­теснения, особенно если нефть резко увеличивает вязкость с понижением температуры или в нефти кристаллизуется парафин и она приобретает неньютоновские свойства.

Заметим, что при закачке горячей воды или пара в соседних менее проницаемых пропластках температура будет повышаться, вязкость нефти снижаться и вытеснение возможно будет происходить при улучшенных условиях.

Во время закачки в пласт воды с температурой большей пластовой образуется тепловая зона. Переднюю границу ее называют фронтом нагрева или тепловым фронтом. Скорость его продвижения можно определить аналогично фронту охлаждения. Но при закачке горячей воды из прогретой зоны 0 ( - координата теплового фронта на рисунке 8.1) будет дополнительно вытесняться нефть. В момент времени t распределение насыщенности пласта водой и остаточной нефтью показано на рисунке 8.1. Если моменту t в пласт закачан объем воды, равный , то его величина определится выражением:

Разделив его левую и правую части на bh, продиффенцировав его по t, раскрыв скобки, получим:

, (8.11)

(8.12)

Рассматривая баланс нефти, вытесненной из зоны 0 в зону , имеем:

(8.13)

Рисунок 8.1 – Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта горячей водой

 

Теперь из (8.11)найдем:

.

Таким образом, и в случае вытеснения нефти из пласта горячей водой с температурой t, тепловой фронт отстает от фронта вытеснения нефти. Нефть будет вытесняться сначала водой с пластовой температурой и только в зоне станет вытесняться горячей водой. Дополнительная нефть начнет добываться спустя время, после которого «передняя координата» нефтяного вала достигнет конца пласта.

При расчетах неизотермических процессов разработ­ки нефтяных месторождений используют уравнение теплопереноса, учитывающих отдачу тепла в кровлю и подошву пласта.

1. При оценочных расчетах неизотерми­ческих процессов реальных пластов прибегают к способу Ньютона:

qT = *(T-Tпл) (8.14)

где - коэффициент теплопередачи пласта.

Однако способ Ньютона более пригоден в лабораторных условиях для физических мо­делей пластов.

2. Ловерье решал уравнение теплопереноса при следующих упрощениях. Температура пласта в каждом вертикальном сечении или в каж­дом элементе пласта длиной принималась одинаковой, пренебрегалось теплопроводностью пласта по горизонтали. Пере­нос тепла в кровле и подошве за счет теплопроводности прини­мался происходящим только по вертикали. Условно считалось, что кровля и подошва пласта простирают­ся соответственно вверх и вниз до бесконечности (так как отдача тепла за счет теплопроводности происходит медлен­но). Не учитывалась слабая зависимость теплоемкости воды и горных пород от температуры.

В результате Ловерье записал уравнение теплоперено­са в прямолинейном пласте при поршневом вытеснении нефти водой в виде:

(8.15)

 

Для расчета движения вала нефти и воды в пласте используем схему распределения нефтеводонасыщенности, приведенную на рисунке 8.1.

При учете ухода тепла по Ньютону в уравнение (8.15) подставим выражение для , определяемое формулой (8.14). Ловерье же использовал решение за­дачи о распространении тепла в прямолинейном стержне. Если, например, кровлю пласта считать сечением соответствующим Z=0, то с элемента пласта длиной и шириной b при постоянном перепаде температур будет уходить в единицу времени количество тепла, равное:

(8.16)

Следовательно:

, (8.17)

где - коэффициенты теплопроводности и температуропроводности горных пород кровли и подошвы пласта.

Из (8.11) видно, что скорость отдачи тепла в кровлю и подошву пласта с течением времени t уменьшается.

Формула (8.16) пригодна при . При переменном перепаде температур следует использовать интеграл Дюамеля.

Если учитывать непоршневой характер вытеснения нефти водой, то уравнение (8.15) перед производной ∂Т/∂х должно содержать не , а член Гидродинамическая часть расчета в этом случае основывается, как и при изотермическом вытеснении нефти водой, на использова­нии относительных проницаемостей для нефти и воды и функции:

(8.18)

Расчеты непоршневого вытеснения неф­ти водой в неизотермических условиях производят обычно чис­ленными методами на ЭВМ.

Вытеснение нефти из пласта водяным паром может осуществляться вблизи паронагнетательных скважин. При нагнетании насыщенного пара в нефтяной пласт По мере продвижения насыщенного пара в нефтяном пласте его сухость уменьшается. В итоге пар полностью сконденси­руется и превратится в горячую воду.

Закономерности премещения области насыщенного пара с постоянной температурой в пласте можно установить по формуле Марк­са– Лангенгейма, которая выводится непо­средственно на основе баланса тепла в пласте:

(8.19)

Здесь q – количество тепла, вводимого в пласт в единицу вре­мени с паром; – изменение за единицу времени теп­ла в нагретой области; – измене- ние за единицу времени тепла, отдаваемого в кровлю и подошву. В расчетной схеме Маркса-Лангенгейма использована схема теплопотерь Ловерье.

В нагретой области пласта 1, содержащей насыщенный пар и остаточ­ную нефть с насыщенностью , температура равна темпера­туре нагнетаемого пара. В области 2, расположенной перед областью 1, температура равна пластовой.

Допустим, что тепловой фронт, продвинувшись в глубь пласта, занял положение x = в некоторый момент времени .Только с этого момента начнется уход тепла в кров­лю и подошву по вновь образовавшейся площадке . Отдача тепла из пласта в кровлю и подошву в соответствии с полученной ранее формулой выражается так:

(8.20)

Для нагретой области 1 имеем:

; (8.21)

Подставляя (8.20) и (8.21) в уравнение баланса тепла (8.15), и, переходя к пределу при и , получим:

(8.22)

Решение уравнения (8.22) найдено с использованием преобразования Лап­ласа:

; (8.23)

Подставляя время t в последнюю из формул (8.23), находим соответствующее ему значение y, по нему определяем и затем по первой формуле (8.23) вычисляем координату теплового фронта .

Скорость теплового фронта получаем дифференцированием первого выражения:

(8.24)

Коэффициент тепловой эффек­тивности процесса определяется выражением:

. (8.25)

По графической зависимости на рисунке 8.2 видно, что с ростом безразмерного времени коэффициент теп­ловой эффективности процесса уменьшается, поскольку с течением времени все большее количество тепла уходит в кровлю и по­дошву пласта.

 

Рисунок 8.2 – Зависимость изменения тепловой эффективности процесса вытеснения нефти паром от безразмерного времени у

 

Рассмотренную схему теплопереноса в пласте при закачке в него пара можно использовать и в случае радиальной фильтрации. При этом вместо первого уравнения выражения (8.23) записываем:

(8.26)

где – радиус нагретой области. Функцию и безразмер­ное время у определяем по формуле (8.23) как и для прямолинейного пласта. Распределение насыщенностей пласта водой и нефтью при радиальной фильтрации можно установить по модели поршневого вытеснения нефти водой.

Вопросы для самоконтроля

1. Почему в случае вытеснения нефти из пласта горячей водой, тепловой фронт отстает от фронта вытеснения нефти?

2. Дайте определения понятиям «насыщенный пар», «сухость пара».

3. Запишите уравнение теплоперено­са в прямолинейном пласте при поршневом вытеснении нефти водой; объясните схему теплопотерь Ловерье (за счет изменения каких физических величин осуществляется теплоперенос?).

4. От каких параметров зависит коэффициент тепловой эффек­тивности процесса вытеснения нефти горячим паром?

5. От каких параметров зависит скорость отдачи тепла из пласта в его кровлю и подошву?

 

ЛЕКЦИЯ 9. ВОПРОСЫ ТЕОРИИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ПРИ ПЛАСТОВОМ ГОРЕНИИ

При внутрипластовом горении в пористой среде сгорает в основном тяжелый остаток нефти (кокс). Более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышения температуры и переносятся в сторону вытеснения к добывающим скважинам.

Начинают работы с возбуждения или инициирования горения в пласте. Для этого в нагнетательную скважину опускают глубинную горелку или электронагреватель и нагнетают воздух. Воздух из-за значительно меньшей вязкости, чем насыщающие пласт нефть и вода, прорывается через них к добывающим скважинам. В результате осуществляется сообщаемость (сбойка) воздухонагнетательных и добывающих скважин. Затем включают глубинное нагревательное устройство и вводят тепло в пласт. Постепенно температура в пласте повышается, скорость окисления нефти возрастает и окисление ее переходит в горение. Окислителем является кислород, находящийся в составе закачиваемого в пласт воздуха. Горение идет в малой зоне пласта (фронте горения шириной в несколько сантиметров). Нефть отбирается скважинами вместе с продуктами горения и водой.

При низкотемпературном окислении (когда давление меньше 5 МПа, а температура находится в пределах 420–450 К) углерод и водород нефти соединяются с кислородом, образуя окислы углеводородов и органические кислоты, а при высокотемпературном горении (когда температура выше 200 оС) образуются в основном углекислый газ и вода.

 

а - воздух; б - вода; в - смесь пара и воздуха; г - нефть; д - смесь пара и газов горения; е - газы горения

 

Рисунок 9.1 – Схема влажного внутрипластового горения

 

Скорость горения определяется быстротой подачи воздуха в зону окислительной реакции. Скорость продвижения фронта горения в пласте определяется расходом окислителя qвоз 3/сут) и Rвоз33) :

ωф = qвоз/( Rвозbh) (9.1)

где qвоз - расход воздуха в прямолинейный элемент пласта шириной bи толщиной h, охваченной горением.

Положение фронта горения в момент времени t определяется выражением:

= . (9.2)

При плоско-радиальной фильтрации имеем:

; .

Отсюда получаем расстояние, на котором находится положение фронта горения в момент времени t :

. (9.3)

Если в скважину в радиальном случае нагнетать при стандартных условиях qвоз= 30000 м3/сут при h = 10м, Rвоз= 308м33 , то через 1 год (365сут) фронт горения продвинется от скважины на расстояние

Из приведенных формул видно, что при постоянном расходе закачиваемого в пласт воздуха скорость движения фронта горения, тем меньше чем больше кокса содержится в 1м3пласта.

Сухое внутрипластовое горение осуществляется при нагнетании в пласт только воздуха.

Рисунок 9.2 – Кривая изменения температуры при сухом внутрипластовом горении

Наибольшая температура Т* на рисунке 9.2 соответствует положению фронта горения с координатой хф. Излом на линии температуры на расстоянии хТ определяет положение фронта конвекции при конвективном переносе тепла. Скорости перемещения этих фронтов разные потому что они зависят от различных факторов.

При сухом внутрипластовом горении скорость перемещения фронта конвекции в 5–7 раз меньше скорость движения фронта горения. Значит, тепло, генерируемое в зоне горения, мало работает на вытеснение нефти, оно остается позади области горения, бесполезно уходя в кровлю и подошву пласта.

Тепло, генерируемое в зоне горения, станет эффективнее использоваться если оно будет переноситься в область перед фронтом горения. При этом оно будет испарять легкие фракции нефти, которые двинутся к добывающим скважинам, а оставшиеся тяжелые фракции будут сгорать.

Рисунок 9.3 – Схема распределения температуры и насыщенности пористой среды пласта при влажном горении

 

Такой конвективный перенос тепла возможен при увеличении теплоемкости движущихся в пласте веществ. Что достигается добавлением воды к нагнетаемому в пласт воздуху.

Влажное горение в пласте осуществляется при закачке в него воздуха с водой. При влажном горении в пласте (в некоторых случаях) фронт конвекции примерно в два раза движется быстрее , чем фронт горения.

При интенсивном горении ширина зоны горения с пиковой температурой мала (рисунок 9.3). Перед ней движется паровое плато с постоянной температурой. Она сильно насыщена водяным паром и продуктами горения. В ней в основном и происходит вытеснение нефти. Ее легкие фракции испаряются и вытесняются к добывающим скважинам.

Расчеты процессов горения в пласте сложны и ведутся на мощных вычислительных машинах. Существуют и приближенные способы расчетов.

 

Вопросы для самоконтроля

1. От чего зависит скорость процесса внутрипластового горения?

2. Раскройте содержание понятий: «конвекция», «теплоперенос»?

3. Почему при сухом внутрипластовом горении скорость перемещения фронта конвекции значительно меньше скорости движения фронта горения?

4. Назовите преимущества влажного пластового горения?

5. Изобразите схему внутрипластового горения. Назовите зоны которые образуются при внутрипластовом горении? Укажите какие физические процессы происходят в каждой из зон?

НАИМЕНОВАНИЕ И СОДЕРЖАНИЕ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ. ЗАДАНИЯ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОЙ РАБОТЫ СТУДЕНТОВ

1. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕ­НИЯ НА ОСНОВЕ МОДЕЛЕЙ СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНОГО ПЛАСТА И ПОРШ­НЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением завоводнения по однорядной схеме расположения скважин.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 1.1.

 

Таблица 1.1 - Исходные параметры

Наименование исходных параметров Значения
 
Средняя абсолютная проницаемость породы - коллектора km, (м2) 0.4∙10-12
Расстояние между линиями нагнетания и отбора L, м
Расстояние между скважинами (ширина элемен­та) b, м
Толщина пласта h, м
Пористость всех пропластков слоистого пласта т 0.2
Начальная насыщенность пласта связанной водой SСВ 0.1
Вязкость нефти в пластовых условиях μН, мПа-с
Вязкость воды в пластовых условиях μB, мПа-с
Вытеснение нефти водой из отдельных пропласт­ков происходит по модели поршневого вытесне­ния, причем во всех пропластках остаточная неф­тенасыщенность постоянная Sност 0.45
Относительная проницаемость для нефти впере­ди фронта вытеснения (постоянна и одинакова для всех пропластков) kн
Относительная проницаемость для воды позади фронта вытеснения (постоянна и одинакова для всех пропластков) kв 0.5
Разработка осуществляется при постоянном пе­репаде давления между линиями нагнетания и отбора (перепад давления в элементе) ΔP, МПа 0.375

 

Продуктивный пласт неоднородный. Его можно представить моде­лью слоистого пласта, состоящего из тонких гидродинамически изоли­рованных пропластков, абсолютная проницаемость которых меняется в соответствии с законом гамма распределения при значении α=2. Плот­ность гамма распределения при α=2 имеет вид:

(1.1)

Для нахождения гамма распределения потребуется интеграл:

 

(1.2)

Допустим, что вытеснение нефти водой из происходит поршневым способом, во всех поропластах. Примем, что относительные проницаемости для нефти и воды постоянные и одинаковы для всех поропластов.

Разработка месторождения происходит с постояным перепадом давления ΔP между линиями нагнетания и линиями отбора отбора.

Определить для изменение во времени следующих показателей:

qн(t) - дебит нефти,

qв(t) - дебит воды,

B(t) - обводненность скважин.

РЕШЕНИЕ

В ка­честве независимой переменной беретсяся не время, а первого (по времени) обводнившегося пропластка k*. По значению k* на­ходится время обводнения пропластка t* и затем остальные показатели.

По условию задачи: отношение вязкосте и фазовых проницаемостей для нефти и воды равны между собой, поэтому, выражения для определения дебита нефти:

(1.3)

Аналогично и для воды.

 

Этапы расчёта:

1) Определим время обводнения самого проницаемого пропластка t* по формуле:

(1.4)

2) По формуле (1.3) вычисляется дебит нефти qн(t*) и дебит воды qв(t*) в момент времени t*. Расчеты повторяют аналогичным образом для других значений k*. Чем больше проницаемость пропластка, тем меньше время требутся для его обводнения. Поэтому задают проницаемость отдельных пропластков в порядке убывания и расчетное время их обводнения будет возрастать [4].

 

3) По результатам расчетов строят зависимости следующего вида: рисунок 1.1

Рисунок 1.1 – Динамика дебитов нефти воды

ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ

Вариант:
       
Средняя абсолютная проницаемость породы – коллектора, km, м2 0.2∙10-12 0.7∙10-12 0.5∙10-12 0.6∙10-12
Расстояние между линиями нагнетания и отбора, L, м
Расстояние между скважинами (ширина элемен­та), b, м
Толщина пласта, h, м
Пористость всех пропластко


Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 3622;


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.069 сек.