1202

Пользуясь вспомогательным графиком зависимости выжженной

площади	S r от радиуса	фронта горения гА (рис. IX .3), находим
5 Г = 3 ,1 -Ю4 м2.
Объем	выжженной	зоны составит

Vr = Sra hh3 = 3t\ 104-0,9-6 = 163-103 м3.

Суммарное количество воздуха, необходимое для выжигания этого объема,

VT = У<Уг-у = 302 -163 -103

= 54,7- 10G м3.

Время, необходимое для выжигания полученного объема пла­ ста,

V	—	V '
т = - 4 —		- н- т' --= (54,7— 14,25) 10е -|- 500 — 1208 сут.
	Vr. пр		57-103
Объем	извлекаемой нефти			определяется по формуле
V„. и =	2a2h3mSHr\=		2 •3002	•6 •0,28 •0,72 •0,6 = 131 •103 м3.

Среднее количество воздуха, затраченное на извлечение 1 м3 нефти, равно

VB03 = Vr/VH.H= S A t7 10G/131 •103 = 416 м3/м3.

Средний дебит нефти одной эксплуатационной скважины равен

(?н. ср = Уи. н/4т = 131 103/4-1208 = 27,1 м3/сут.

Средний газовый фактор в случае, если количество полученного газа равно количеству закачанного воздуха, составит

	Ог. ф. ср	У'т	54,4 -106	416 м3/м3.
		4T QH. ср	4.1208-27,1
	Л РАСЧЕТ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРОЦЕССА ТЕПЛОВОЙ
	СОБРАБОТКИ	ПЛАСТА
У	\
	Задача 85. Тепловая обработка пласта ведется комбинирован­
	ным методом и состоит из двух этапов. На первом этапе призабой­
	ная зона нагнетательной скважины подогревается газовоздушной
	смесью. На втором этапе в пласт нагнетается холодная вода для
	получения пара и вытеснения им нефти.
	Принимаем,(что скважины расположены по семиточечной схеме
	(шесть эксплуатационных скважин по окружности и одна нагне­
	тательная в центре). Расстояние между эксплуатационными и на­
	гнетательными скважинами R =			100 м. Средняя мощность пласта
	h = 20 м. Пористость		пласта т =	0,2; остаточная нефтенасыщен-
	ность пласта р = 0,5.

Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке,

Vn = л R2h = 3,14■ 1002-20 = 62,8-104 м3.

181

Абсолютные запасы нефти на начало тепловой обработки

V = = 62,8-104-0,2-0,5 = 62,8-103 м3.

При вытеснении нефти паром можно получить 80% этих запа­ сов нефти или около 62,8-103- 0,8 = 5-104 м3.

Объем призабойной зоны определяется по формуле

		V							(IX .6)
	АГп	/ 1	I	св А?1в \		/
	Д Т В	V	^	i
где ДТп — прирост			температуры перегретого пара относительно
начальной	температуры,				К, ДТ^ =		700 К; ДТ в — прирост тем­
пературы	холодной		воды		до точки кипения, К, ДТВ = 150 К;
св — теплоемкость воды,					равна 1 ккал/(кг-К);			i — теплота	испа­
рения воды, равна 500 ккал/кг.
Подставив численные					значения		входящих	в формулу	(IX .6)

величин, найдем объем предварительно прогреваемой призабой­ ной зоны:

	Vn =			628-103		89-103 м3
		1	700	1-150	\
			150	500	/

или

	89•103•100	14%
	628-103

всего объема подлежащего обработке пласта.

Для нагрева такого объема пласта потребуется тепловой энер­

гии

Qi = (ДТП- Д ГВ) iV0 = (700 - 150) 500 •103 •89 •103 = = 24,475 -1012 кал = 1 0 2 ,6 ТДж.

Общее количество газа, необходимое для получения этой энергии с учетом 25% на тепловые потери, будет

V1 = 1,25Q1:Q = 1,25-24,475-1012: 8-10° = 3 ,8 2 -106 м3,

= 8 Мкал/кг — теплота сгорания природного газа. Лабораторными опытами установлено, что на сгорание 1 м3

газа требуется 9,5 м3 воздуха. Поэтому расход воздуха составит

Vn= 9,5КГ = 9,5 ■3,82 •10G= 36,3• 106 м3.

Объем всей газовоздушной смеси

Кем = Vr + Ув = 3,82-10° + 36,3-10° = 40,12-10° м3.

Радиус предварительного обогрева пласта

R0 = V V Jn h = / 8 9 000/3,14 •20 ^ 37,6 м.

Приемистость нагнетательной скважины должна быть не менее К = Юб м3/сут. Если она окажется меньше, необходимо принять меры к ее повышению.

182

Продолжительность нагрева пласта составит

/„ = VCM•К = 40,1210е : 10б = 401 сут.

После прогрева призабойной зоны необходимо максимально быстро провести нагнетание воды с тем, чтобы своевременно полу­ чить пар для обработки всего пласта.

Общий объем воды, необходимый для нагнетания, определится по формуле объемной скорости конвективного переноса теплоты в пористой среде пласта:

(IX.7)

где сп — теплоемкость перегретого пара; са — теплоемкость воды. Эти величины соответственно равны 0,5 и 1 Мкал/(м3- К). Следова­ тельно, по формуле (IX .7)

Qu = ° ’15'110°6 628 •103 = 314 •103 м3.

При подаче нагнетательной установки qlt = 500 м3/сут продол­ жительность вытеснения нефти паром составит

/и = QB: Ян = 314 •103 : 500 = 628 дней.

Общая продолжительность тепловой обработки участка пласта будет

/об = /н + /в = 401 + 628 = 1029 дней я* 3 года.

За это время предполагается добыть из пласта путем тепловой обработки 5 - 104 м3 нефти или 5 -104/1029 = 49 м3/сут.

Затраты на весь процесс тепловой обработки составят около

0,5 млн. руб., или	0 ,5 -10е 5 - 104 = 10 руб на 1 м3 нефти.
3. РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ ИСТОЩЕННОГО
НЕФТЯНОГО ПЛАСТА	КОМБИНИРОВАННЫМ МЕТОДОМ

Л

) ' uЗадача 86. Тепловая обработка пласта ведется методом тепло­ вого импульса путем предварительного обогрева призабойной зоны горячей водрй или насыщенным водяным паром и последу­ ющего переноса созданной горячей зоны за счет нагнетания холодной воды, которая при высокой температуре пласта превра­ щается в пар.

1. Удельные потери тепловой энергии (на 1 м3 обработанной части пласта)

(IX.8)

где <Зуд — удельные потери тепловой энергии, ккал/м-; АТ — среднее увеличение температуры пласта (по сравнению с нормаль­ ной); Я — коэффициент теплопроводности нефтесодержащих по-

183

род; с — удельная теплоемкость этих пород; сп — удельная теп­ лоемкость насыщенных жидкостью пород; с£ — удельная теплоем­ кость нагнетаемого рабочего агента; h — средняя мощность пласта; V( — расход нагнетаемого агента; гф— радиус фронта темпера­

турной волны. Значения этих величин следующие:

АТ = 478 —

— 303 =

175

К;

А, =

1

ккал/(м3-К -ч); с =

550

ккал/(м3-К);

сп = 675

ккал/(м3-К);

с£

=

875

ккал/(м3-К);

h

=

20

м; V{ =

= 17,5 м3/ч;

гф =

100

м.

После

подстановки

этих

величин в

формулу

(IX .8)

получим

QW =

± 1

7 5 У

2-р 5,57°6

3^ .

Ю0 =

25600

кал/м’ =

=107,4 МДж/м3.

2.Коэффициент полезного действия теплоинжекционного про­

цесса

^ =

1

~ Т ^ Т

V

' AQi bQnhVi ГФ»

(IX.9)

где AQi — прирост тепловой энергии в 1 м3 рабочего агента при

AT;

AQ,,— прирост

тепловой

энергии в I

м3

пласта

при АТ.

Эти величины при АТ =

175

К равны: AQt =

154-103

ккал/м3;

AQn =

118 500 ккал/м3. Подставляя их в формулу (IX .9), получим

^ =

1 _ Т

175

V

154• 10я-118500-20-17,5 100 =

°>784-

3.

Среднее

увеличение

температуры

пласта на

расстоянии

г =

50

м от

оси

скважины, К.

ДТм = Д7’ ( 1 - 4 г ф

кс

-

1/ '

(IX .10)

CiCnhVi

ДГ50=

175 {1 — 4 •

1 >550

1 —У^—

100

У875-675-20-17,5 X

X

( - щ г ) 2] } =

160

к-

4.

Максимальная

продолжительность

теплоинжекционного

процесса,

ч

АГ50 \

2 £.2

tшах

™ПЛ

(IX .11)

О

АТ

)

16Хс

При тех же обозначениях и значениях величин по формуле

(IX . 11)

получим

,

/,

160 \

3,14-675а-202

ссоп

п

^шах =

(1 — -[7 5*)

=

5520 4 =

7 мес 20 дней.

Принимая

объем

подвергаемого

обработке

пласта

равным

628 000 м3 при коэффициенте пористости 0,2, необходимо закачать

в пласт 628 000-0,2

=

125 600

м3 горячей воды.

134

Следовательно, темп закачки должен быть 125 600-5520 = = 22,8 м3/ч = 548 м3/сут.

При коэффициенте приемистости нагнетательной скважины, равном 0,24* 10_3 м3/сут-Па, для успешного проведения теплоинжекционного процесса потребуется иметь на забое скважины давление нагнетания 548 0 ,2 4 -10_3 = 2 ,2 8 -10е Па.

Это давление можно создать за счет веса столба воды в сква­ жине.

4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИ ПАРОТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ ПЛАСТА РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ РАБОТЫ СКВАЖИН

Задача 87. Требуется определить продолжительность нагнетания^пара в скважину, средний дебит скважины после обработки и продолжительность работы скважины с повышенным дебитом.

Исходные данные: дебит скважины до обработки q0 = 4 м3/сут; мощность пласта h = 20 м; пористость пласта т = 0,3; радиус скважины гс = 0,084 м; радиус прогретой зоны rt = 5 м; радиус дренажа ге = 50 м; объемная теплоемкость породы (минерала) пласта см = 1970 кДж/(м3-К); объемная теплоемкость насыщен­ ного жидкостью пласта сп = 2500 кДж/(м3- К); объемная теплоем­

кость	пластовой			жидкости	сж =	3360 кДж/(м3-К); объемная
теплоемкость			конденсата ск =		4190	кДж/(м3-К); давление		нагне­
тания	рн = 4		МПа; температура			пара на	забое Тп =	522 К;
пластовая		температура Т пЛ =			298	К; водонасыщенность		пласта
5 Н=	0,5;	скрытая		теплота парообразования			in = 1720 кДж/кг.
Эту задачу можно решить графическим способом. Для этого
необходимо предварительно определить линейный расход								сухого

пара рс. „ h и коэффициент, характеризующий удельную энтальпию

пласта ф.

Линейный

расход сухого

пара

<7с.пл =

<7с.п/Л,

(IX . 12)

где

qc, п =

8000

кг/(ч-м) — расход

сухого

пара. Следовательно,

Реп. н =

8000/20 = 400 кг/(ч •м).

Коэффициент

энтальпии

пласта

Ф = л

ГLm (1 — S J рн. п* п -|- (1 — ш) см

tn~

1пл

+

+ mS„c„

~

'"л 1,

(IX .13)

где

хи — сухость

пара

на

забое,

равна

0,624;

рс. п — плотность

сухого пара, равная 19,69 кг/м3;

р„. п — плотность

насыщенного

пара, определяется по

формуле

Р"- п=

.

1— *п

=

0 ,6 2 4

1— 0 . 6 2 4

=

3 1 >3

кг/м3.

Р с .п

рв

1 9 ,6 9 +

1000

Здесь

р„ — плотность

воды.

185

Подставив эти				значения в (IX . 13), получим
Ф =	3,14 [о,3 (1 — 0,5) 31,3 - 0,624 + (1 — 0,3) 1970 52217~ 298 +
+ 0.3-0.5-4190				52217зд298 ] = 8 2 9 .
Зная	значения			qc. uh, rt и ф, определяют продолжительность
нагнетания		пара	в скважину			по номограмме (рис. IX .4). Эта
Гп,	У	х	rt .M		1c.n.h<
с у т					к г/ч м

			0	1	2	3	4	5 Lnre /rt
Рис. IX .4. Номограмма для определе?			Рис. IX .5. График для определения
ния	продолжительности	нагнетания	среднего дебита скважины при паро­
пара	при паротепловой	обработке	тепловой обработке.
			г / Г с :		1 — 340;	2 — 500;	3 — 700; 4 — 1300
номограмма состоит		из пяти	параллельных			шкал		(шкала х —

вспомогательная, она не градуирована). На четырех логарифми­ ческих шкалах нанесены значения ф, rt, qc. nh и тп.

На шкалах г; и ф находят точки, соответствующие их значе­ ниям, и соединяют их прямой линией, которая пересечет вспомо­ гательную шкалу х в точке А . Затем"через точку на шкале qcn. h = = 400 и точку А проводят прямую линию, продолжение которой в пересечении со шкалой тп и определит искомое значение т„ = = 3,8 сут.

По графику (рис. IX .5) можно определить средний дебит сква­ жины после обработки. Для этого на оси абсцисс находим точку, соответствующую значению In r jr t = In 50/5 = 2,3. Затем най­ дем пересечение ее вертикальной проекции с соответствующей

кривой, что определит на ординате отношение qcplq0 = 1,9.		Следо­
вательно,	средний дебит скважины после обработки равен	qcv =
= 1,9 <7о	= 1,9-4 = 7,66 м3/сут.

186

Продолжительность работы скважины с повышенным дебитом в результате обработки определим по формуле

*эф —	пг2Лст	In	tп — 273	3 ,14-52-20" 2500 Jn 522 — 273			= 217 сут.
	ЯсрСЖ		60	7,66-3360	60
5. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТЕМПЕРАТУРЫ ПО СТВОЛУ
ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ
Задача	88.	Определить		снижение	пластовой	температуры

в стволе скважины на высоте z от забоя при следующих данных: z = 1000 м; геотермический градиент Г = 0,01 К/м; вспомога­ тельный параметр а = 1,0.

Рис. IX .6. Номограмма для определения вспомогательного параметра а.

Для решения этой задачи можно применить формулу

	М = Г г[ \ -		I — е	(IX. 14)
			dz
	где
		2яХ
	а			1/м;
		ЮОО^с In	— ^—

X — коэффициент теплопроводности, ккал/(м-ч- К); q — дебит сква­ жины, т/ч; с — удельная теплоемкость нефтяного потока, ккал/(кг- К); гх — наружный радиус насосно-компрессорных труб, м; г2 — внутренний радиус обсадных труб, м.

187

Однако такую задачу проще решить графическим способом. Для графического решения задачи рекомендуются номограммы из выравненных точек на параллельных логарифмических шка­

лах.1

Первая номограмма (рис. IX .6) состоит из семи параллельных

шкал,

на пяти из которых

(к, с, q, r jr x и а)

нанесены значения

lg

2пк,

lg

с,

lg

1 0 0 0<7,

Z, м

In гг1гъ

lg а . Шкалы

х и у

-.-то

вспомогательные. Они

не

3 0 -

1 ,0 1 -

градуированы.

20 =:

э ■■

Для определения

вспо­

--2000

Е

7 --

могательного параметра а

выбираем на

шкалах

к

и

10 \г

5 -

с

точки

А

и

В,

соответ­

С

-

ствующие заданным значе­

0

4 -

U Z ’

ниям

этих величин, и со­

_JOOO

единяем

их

прямой

ли­

2 Ё-

нией.

Находим

точку

С

В

:

пересечения

этой

прямой

8 : “

со шкалой х , которую со-

6 1:

o,ooi< -

L единяем

прямой

с точкой

4 е

8 -

D

на

оси q,

соответству­

ющей

заданному

дебиту.

2

--'

6 --

Точку Е пересечения пря­

мой CD со шкалой у соеди­

= -300

—

4 --

няем

прямой

с точкой

F

0,1 1

8

- :

3 =-

шкалы

r2/rlf

соответству­

= -200

в

-

=

ющей

заданному

отноше­

4

j

2 =-

нию

радиусов.

Точка

G

:

пересечения

последней

2 =

прямой

со шкалой

а

оп­

0,0/ 3_

0,0001-L

ределит

искомое

значение

-L100

а.

При

заданных

значе­

ниях 1 =

0,5 ккал/(м-ч- К),

Рис. IX .7. Номограмма для

определения

с

= 0,4

ккал/(кг- К),

q

=

вспомогательного параметра а =

az

=

20

т/ч, гг!гх

=

1,5

нахо­

дим а =

0,001

1/м.

По второй номограмме (рис. IX .7) определяем вспомогательный

параметр а = а г. Соединяя прямой

точки Л и С на шкалах z

и а ,

в

пересечении

со шкалой а в

точке

В

находим

значение

а =

1,0.

Третья номограмма (рис. IX .8) служит для непосредственного вычисления снижения температуры в скважине Дt на высоте г

над забоем по сравнению		с пластовой. Для наших данных	г =
1 В л ю ш и и	В. Е. Номограммы для установления распределения темпе­
ратуры по стволу	фонтанной	скважины. — «Нефтепромысловое дело»,	1969,
№ 8, с .Т б — 19.

188

= 1000 м, Г = 0,01 К/м, а — 1,0 находим А/ = 4 К. При этом погрешность по сравнению с экспериментальными данными при глубине скважины до 2000 м составляет менее 1%.

Проверка на ЭВМ полученных при помощи номограмм данных показала вполне удовлетворительные результаты. Указанные

Рис. IX .8. Номограмма для вычисления снижения температуры АТ по стволу фонтанной скважины

номограммы можно применять при определении глубины отложе­ ний парафина и при других расчетах, связанных с распределением температуры по стволу фонтанной скважины.

6. РАСЧЕТ ПОТЕРЬ ТЕПЛОТЫ ПО СТВОЛУ СКВАЖИНЫ ПРИ ПАРОТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ

При паротепловой обработке необходимо знать потери теплоты в скважине и режимные параметры работы скважины *.

Потери теплоты по стволу скважины можно определить по

формуле
Q - X +Лг л /(х)	[<г » - 9°>я -	4	1	] -	п х -15>
1 М у с т а е в Я-	А., И л ю к о в	В.	А.	Паротепловая	обработка сква­

жин на промыслах Башкирии. — «Нефтепромысловое дело», 1967, № 8, с. 20— 25.

189

где Q — потери теплоты по стволу скважины, ккал/ч; г„ — вну­ тренний радиус насосно-компрессорных труб, м; К — суммарный коэффициент теплопередачи, ккал/(м2- К-ч); Яп — средний коэф­ фициент теплопроводности горных пород, ккал/(м-К-ч); f (т) — потеря теплоты в породе в функции времени за время прогрева

(безразмерное число, равно 2,5—4,5); Т0 — температура рабочего агента (пара) на устье скважины, /С; 0О— среднегодовая температура воздуха в районе устья скважины, К \ Н — глубина интервала закачки рабочего агента, м; а — геотермический гра­ диент, К/м.

О

5

10

15

20 t , c y r

Задача

89.

Определить

потери

теплоты

в

скважине,

если

гв =

= 0,031F M;

К =

159 ккал/(м2-К -ч);

Рис. IX .9. График для определе­

Яп =

0,245

ккал/(м-К-ч); t

=

Юсут

ния потерь теплоты в породе в

(время

прогрева);

/ (т)

= 3,78

(рис.

функции времени

IX .9);

Т0 = 468

К;

0О=

275 К;

Н =

1300

м;

о

-

0,0154 К/м.

Пользуясь формулой

(IX . 15),

определим

Q =

2-3.14-0,031 -159-0,245

( 4 6 8 - 275) 1300 —

0,0154-130021

0,245 -|- 0,031 -159-3,78

2

= 95 400

ккал/ч (400

МДж/ч).

Суммарные потери теплоты за время прогрева

Qo6 =

24Q£ =

24-95 400-10 = 2 2 ,9 -109 кал (96 ГДж),

где

/ =

10

сут — время

прогрева.

Общее количество теплоты, подведенное к скважине, опре­

деляется

по формуле

Q' =

iG,

(IX .16)

где i — энтальпия пара, характеризующая его тепловые свойства (при давлении 1,2 МПа и температуре 468 К i = 672,9 ккал/кг); G — массовый расход закачанного пара, G = 300 т = 300 000 кг. Следовательно, по формуле (IX . 16)

Q' = 672,9-300 000 = 201,87 •109 кал.

Количество теплоты, дошедшей до забоя,

Q" = 0! — Фоб =		(201,87 - 22,9) 10® = 178,97 10° кал (750 ГДж).
Потери	теплоты	составляют
Ч - -	100 = -	^	100 = 11,3% .