Задача 7.2 – Расчет длительности пропитки призабойной зоны пласта паром

Конденсация пара приводит к притоку нефти из непрогретой части пласта, при этом радиус парового плато уменьшается. Допустим, что процессы теплопередачи, конденсации, и притока нефти вследствие конденсации пара являются равновесными процессами. В этом случае конденсация пара приводит к мгновенному притоку нефти из холодной части пласта в прогретую зону, при этом давление и температура в зоне парового плато изменяются за счет притока нефти.

Теплопотери с учетом постоянства температуры в области парового плато выражаются формулой:

= (T(r)-T₀)dr = 2π (t)α_T(T_S-T₀), (7.5)

где r_s - радиус зоны парового плато.

Теплопотери в результате конденсации пара, должны быть равны теплоте выделяемой за счет этой конденсации

= - = - 2lρ_gmhαπr_s , (7.6)

где М - масса пара в призабойной зоне, α - концентрация пара в теплоносителе.

Приравнивая выражения (7.5) и (7.6) получим уравнение для определения скорости фронта конденсации

= - r_s, (7.7)

Решив этого уравнения с начальными условиями t→0 и r_s=r_f получим:

= r_f exp , (7.8)

Необходимое время паротепловой пропитки (остановки скважины) при пароциклическом воздействии на нефтяной пласт будет определяться выражением: ₌ , (7.9)

где: l – длина пласта, m – пористость (0,2) ; _g- плотность пара равная 20,01 кг/м³; α - концентрация пара в теплоносителе.α_т - коэффициент теплопередачи (табличное значение) [22].

Для условий нашего примера получим:

t _{= ≈} 2,12 суток, (7.10)

Данная методика определения паротепловой пропитки была широко апробирована на российских (Степноозерском, Зыбза-Глубокий Яр и других) и зарубежных (ВайтВольф, Керн Ривер, СанАрдо (США), Колд-Лейк (Канада) и др.) месторождениях.

Задача 7.3 – Определение отбора нефти при пароциклическом воздействии на скважину

Замещение пара нагретой нефтью приводит к тому, что ближайшая зона к скважине становится заполненной нефтью при температуре Т_S. Определим из условий теплового баланса размеры этой зоны. Теплосодержание нагретой нефти в этой зоне равно [4]:

H₁ = πh( )R₀(T_S-T₀), (7.11)

где r_* - подлежащий определению радиус зоны, заполненной нагретой нефтью с температурой Т_S, R₀ = mρ₀C₀ — коэффициент теплосодержания нефти.

Определим количество тепла, отобранного у скелета пласта:

H₂ = πh( )R_r(T_S-T₀), (7.12)

где R_r=(1-m)ρ_rC_r+mρ₀C₀ - эффективный коэффициент теплосодержания насыщенной пористой породы.

Тепловой баланс, позволяет получить уравнение для определения радиуса зона, нагретой до температуры Т_S и заполненной нефтью:

= , (7.13)

Призабойная зона скважины имеет две области: зону, заполненную нефтью с температурой с радиусом T_S, и зону также насыщенную нефтью при начальной пластовой температуре То.

Расход жидкости в скважину с изменением температуры аналогичен выражению для формулы Дюпюи с зональной неоднородностью, так как температура пласта определяет вязкость фильтрующейся жидкости:

Q=πkhr_wΔp , (7.14)

где μ - вязкость пластовой нефти, μ_Е - вязкость нефти, нагретой до температуры Ts, k - абсолютная проницаемость пласта, r_C - радиус контура питания скважины, Δр - депрессия в призабойной зоне пласта.По мере фильтрации происходит охлаждение призабойной зоны. Это охлаждение проявляется в зависимости радиуса высокотемпературной зоны r, от времени. Скорость температурного скачка при фильтрации жидкости с расходом Q равна:

D_T = = , (7.15)

Из 7.15 определяют зависимость радиуса прогретой зоны (r_*), от времени:

= (7.16)

Задача 7.4 Расчет дебитов нефти при пароциклическом воздействии на ПЗП

Для расчета радиуса прогрева скважины используем данные из предыдущего расчета, продолжительность времени закачки пара принимаем 20 суток получим:

R_n = ≈ 16,4 м, (7.17)

Для расчета базового дебита скважины (после пароциклической обработки) принимаем следующие данные: проницаемость пласта k=10^-12 м², пластовое давление на контуре питания P_k⁼ 12Мпа; забойное давление в скважине в период отбора продукции P_c=7 Мпа; радиус скважины R_c = 0,20м; радиус контура питания R_k = 100м; вязкость нефти в прогретой зоне µ(T_n) = 0,02Па∙с; вязкость нефти при начальной пластовой температуре µ(T₀) = 0,07 Па∙с;

q_{н =} ≈ 39,7 м³/сут. (7.18)

Рассчитаем дебит скважины до пароциклической обработки:

q_{баз =} ≈ 10,3 м³/сут., (7.19)

получим кратность увеличения дебита после пароциклической обработки: К = =3,85