Варианты для самостоятельного решения к задаче 6.2

Вариант	1	2	3	4	5
длина пласта l (м)	420	300	350	400	600
ширина пласта b (м)	240	180	200	300	550
нефтенасыщенная толщина h (м)	17	25	29	37	31
Пористость m	0,20	0,25	0,21	0,18	0,25
вязкость нефти в пластовых условиях μН  (Па∙с)	8∙10-3	14∙10-3	23∙10-3	30∙10-3	32∙10-3
Расход закачиваемого в пласт водного раствора ПАА q (м3/сут)	450	600	700	850	820
насыщенность связанной водой sCB	0,07	0,06	0,05	0,08	0,077
Параметр изотермы сорбции Генри а (м3/м3)	0,25	0,24	0,22	0,27	0,20

Определить основные параметры вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАА: (скорость фильтрации, отношение скорости фронта сорбции к скорости фильтрации, скорость движения в области смешивания нефти и полимерного раствора, время прохождения водного раствора ПАА по длине пласта, объем закачивания водного раствора ПАА в нефтяной пласт)

7. Расчет показателей разработки нефтяной залежи при пароциклической обработке пзп

Задача 7.1 – Расчет основных параметров разработки залежи при пароциклической обработке

Технология пароциклической обработки скважин включает 3 стадии:

• закачка пара;

• прекращение закачки и пропитка призабойной зоны пласта паром;

• добыча нефти.

На первой стадии осуществляется закачивание теплоносителя (пара) в добывающую скважину. В течение периода нагнетания теплоносителя происходит нагревание скелета пласта, флюидов содержащейся в нем, окружающих пород. В результате происходит температурное расширение всех компонентов и повышение давления в призабойной зоне, а флюиды оттесняется от призабойной зоны в глубь пласта.

На второй стадии скважину останавливают для паротепловой пропитки, в результате чего происходит распределение пара в пласте и его конденсация. В этот период также происходит выравнивание температуры между паром, породами пласта и насыщающими его флюидами. Последующее понижение температуры и давления способствуют конденсации пара. При снижении давления в зону конденсации ранее оттесненная нефть ставшая менее вязкой (за счет ее нагрева) устремляется к призабойной зоне. В результате конденсации пара происходит также капиллярная пропитка, то есть в низкопроницаемых зонах пласта нефть замещается водой.

На третей стадии осуществляется отбор флюидов из пласта. Поскольку в призабойной зоне температура выше (вследствие нагнетания горячего пара на первой стадии процесса), то вязкость нефти меньше, в результате повышается приток нефти к забою скважины.

Рассчитаем радиус зоны теплового воздействия и коэффициент теплоиспользования.

Примем: массовый расход нагнетаемого пара q_n =8000 кг/час ≈ 2,22 кг/с ; мощность пласта h=20м, температура нагнетаемой парогазовой смеси в пласт Т_n=250⁰С; начальная температура пласта Т₀=20⁰С; теплопроводность пород λ_n = 10^-3 кДж/м∙с∙⁰С; весовая теплоемкость пород 1,1 кДж/кг⁰С; степень сухости пара х_r = 0,7; пористость (средняя по пласту) m= 0,2; удельная теплоемкость скелета пласта с_ск= 0,85 кДж/ кг⁰С; плотность скелета пласта ρ_cк=2500 кг/м³; время закачки пара примем равным 100 суток, удельная теплоемкость воды 4,18 кДж/ кг⁰С; теплота парообразования воды с_r = 1705 кДж/кг⁰С, теплосодержание воды при температуре на вход в пласт i_ж = 1087 кДж/кг.

Температупа ввода тепла в пласт:

Н₀ = 2,22(1705∙0,7+1087-4,18∙20) ≈ 4877,1 кДж/с, (7.1)

Найдем коэффициент температуропроводности: α_n = λ_n / (c_n∙ρ_n) = 0,002/(1,1∙2000) = 0,9∙10^-6 м²/с.

Определим τ (выражение для расчета безразмерного времени)

τ = = ∙ ≈ 0,281, (7.2)

Определим площадь прогретой зоны:

A(t) = = . ≈3502м², (7.3)

Объёмное теплосодержание пласта а паровой зоне: с_n¹ = m∙c_r∙ρ_r+(1-m)∙c_ск∙ρ_ск∙(Т_n- Т₀) = 0,2∙1705∙20+0,8∙0,85∙2500∙(250-20) = 397820 кДж/м³.

Тепловая эффективность процесса:

η_т = = ≈ 0,661, (7.4)

Результаты расчетов на наглядности представлют в виде рисунка 7.1

Рисунок 7.1 – Динамика площади прогретой зоны А(t) и коэффициента теплоиспользования (ή_T)