Технология пароциклического метода интенсификации вязких и высоковязких нефтей
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
кривая) и аппроксимация, принимаемая в предлагаемом интегральном приближении (пунктирная кривая).
Будем считать, что тепловые потери подчиняются закону Ньютона-Рихмана:
(3.1.1)
где удельные теплопотери из пористой среды в кровлю и подошву пласта; коэффициент теплопередачи; температура в произвольной точке пласта; пластовая температура.
Зная структуру теплового поля и принимая, что теплосодержание пласта определяется только его температурой и теплоемкостью, можно посчитать мощность суммарных тепловых потерь из прогретой области в кровлю, подошву пласта по формуле:
(3.1.2)
где - средняя по сечению пласта температура в произвольной точке , -радиус прогретой зоны, - радиус скважины.
В зоне парового плато температура пласта постоянна и равна температуре насыщения , в области фильтрации горячей воды падает по экспоненциальному закону (Федоров К.М. (1989)). С учетом этих данных интеграл (3.1.2) можно решить аналитически.
С другой стороны, при постоянной скорости закачки пара в пласт темп ввода теплоносителя рассчитывается по элементарной формуле:
(3.1.3)
где - скорость закачки пара, - плотность теплоносителя, -теплоемкость пара, - скрытая теплота парообразования, -температура насыщения теплоносителя в пластовых условиях.
Приравнивая (3.1.2) и (3.1.3), находим максимальный радиус прогрева пласта .
(3.1.4)
Из теории неизотермической фильтрации известно (Yortsos Y.C. (1981)), что скорость тепловых фронтов в линейном случае постоянна, а в радиальном пропорциональна квадрату радиуса. С учетом этих данных можно определить время закачки теплоносителя до момента формирования стационарного температурного распределения, т.е. далее закачка теплоносителя неэффективна. Отсюда определяем время закачки теплоносителя в пласт:
(3.1.5)
где - время закачки теплоносителя, - мощность пласта, - отношение теплосодержания пара и насыщенной пористой среды, -скорость тепловых фронтов.
3.2 Расчет периода паротепловой пропитки и времени остановки скважины при пароциклическом воздействии
На этапе паротепловой пропитки тепловые потери из зоны парового плато также описывается формулой (3.1.2), но конденсация приводит к всасыванию нефти из холодной толщи пласта, т.е. радиус парового плато уменьшается со временем. Будем считать, что процессы теплопередачи, конденсации, и всасывания нефти являются равновесными процессами. В этом случае давление и температура в области парового плато не меняется, т.е. конденсация пара приводит к мгновенному всасыванию нефти, при котором давление и температура в зоне мгновенно выравниваются и компенсируется притоком нефти из холодной части пласта ( Федоров К.М. (2004)).
Перепишем формулу (3.1.2) с учетом постоянства температуры в области парового плато:
(3.2.1)
где - радиус зоны парового плато.
С другой стороны, мощность теплопотерь компенсируется только конденсацией пара, следовательно, должна быть равна теплоте выделяемой за счет конденсации пара:
(3.2.2)
где - масса пара в призабойной зоне, - концентрация пара в теплоносителе, - теплота, выделяемая при конденсации пара, - плотность теплоносителя.
Приравнивая выражения (3.2.1) и (3.2.2) получим дифференциальное уравнение для определения скорости фронта конденсации:
(3.2.3)
Решение этого уравнение с начальным условием
имеет вид:
(3.2.4)
3.3 Определение времени отбора нефти при пароциклическом воздействии на скважину
Конденсация пара в периоде паротепловой пропитки происходит за счет теплопотерь из зоны парового плато сопровождается также нагреванием холодной нефти, поступающей из зоны неохваченной тепловым воздействием ( Федоров К.М. (2004)). В линейном приближении температура пласта при фильтрации через него жидкости распространяется в виде скачков температуры от до . Таким образом замещение пара нагретой нефтью приводит к тому, что ближайшая зона к скважине становится заполненной нефтью при температуре . Определим из условий теплового баланса размеры этой зоны. Теплосодержание нагретой нефти в этой зоне равно:
(3.3.1)
где подлежащий определению радиус зоны, заполненной нагретой нефтью с температурой , коэффициент теплосодержания нефти.
Тепло, необходимое для нагрева нефти, отбирается у скелета пористой среды, приводя к уменьшению размеров прогретой зоны. Аналогично, можно записать выражение для количества тепла, отобранного у скелета пласта, в виде:
(3.3.2)
где - эффективный коэффициент теплосодержания насыщенной пористой породы, - плотность породы,- теплоемкость породы.
Тепловой баланс, выраженный равенством (3.3.1) и (3.3.2), позволяет получить уравнения для определения радиуса зоны, содержащей нефть при температуре насыщения :
(3.3.3)
Таким образом, на момент начала активного этапа циклического воздействия призабойная зона скважины имеет две области: зону, заполненную нефтью с температурой , радиусом и зону также насыщенную нефтью при начальной пластовой температуре .
Расход жидкости в скважину с зональным изменением температуры аналогичен выражению для формулы Дюпюи с зональной неоднородностью, так как температура пласта определяет вязкость фильтрующейся жидкости:
(3.3.4)
где - вязкость пластовой нефти, - вязкость нефти, нагрето?/p>