книги / Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки

Рис. XVI1.2. Зависимости <7,юз и концентрации сгорающего топлива <7СТ при влажном

внутрипластовом горении (нефть угленосного горизонта Ташлиярской площади Ромашкинского месторождения) от р:

/ —удельный расход воздуха; 2 —концентрация сгорающего топлива

для экстрагированных относительно сухих известняков пористостью 18—

26% при 300 <		Г < 450 К, 0 < sB< 1,0
к (pBcT’s»>		~ (1+0,7s„) (1,3—0,001 Г);	(XVI 1.4)
для	водонасыщенных известняков
7.	(Рве. Т,5В) —о д (1,18 — 0,0006 Т) (0,56+0,44 sB) ,		(XVII.5)
	Анас

где коэффициент0,9 учитывает влияние на теплопроводность пластовогодавления.

В формулах (XVI 1.2)—(XVI 1.5) рвс — всестороннее давление; 7tCn* ^нас — коэффициенты теплопроводности сухой и насыщенной породы при рвс = 0,1 МПа, Т = 300 К и sB= 0.

Отклонения расчетных значений теплопроводности пород от эксперимен­

тальных	по формулам (XVII.2) и		(XVII.3) не	превышают	10%, а по фор­
мулам (XVII.4) и (XVII.5) — 7%.			С и теплопроводности X при температуре
. Средние значения		теплоемкости
330 К	составляют:	для сухих	песчаников	пористостью	13—18 % С =

=0,68 кДж/(кг-К) и X = 3,0 Вт/(м-К); для известняков пористостью 18—26 %

С= 0,88 и X = 2,0; для водонасыщенных песчаников С = 0,9 и X= 6,1; для

известняков С = 1,26 и X = 3,4.

Удельное содержание топлива и удельный расход воздуха при сухом внутри­ пластовом горении можно приближенно определить с помощью рис. XVII. 1.

При влажном горении наблюдаются меньшие удельные содержания сгора­ ющего топлива в породе и удельные расходы воздуха. Зависимость содержания сгорающего топлива и удельного расхода воздуха на горение от соотношения воды и воздуха (3 для нефти Ташлиярской площади Ромашкинского месторожде­ ния (плотностью 0,898 г/см3) приведена на рис. XVII.2.

Оптимальное соотношение воды и воздуха при влажном горении, обеспе­ чивающее минимальный расход воздуха, определяют по результатам лаборатор­ ных исследований на моделях пластов. По данным опытно-промышленных испы­ таний это соотношение составляет 2—5 л/м3. Однако даже лабораторные экспе­ рименты позволяют судить об оптимальном соотношении вода—воздух ориен­ тировочно (в связи с затруднительностью соблюдения критериев подобия в экс­ периментах). Поэтому внутрипластовое горение обычно следует начинать с опытно­ промышленных работ на специально выбранном сравнительно небольшом уча­ стке, свойства пластовой системы на котором типичны для залежи в целом. Реа­ лизация процесса на опытном участке в течение 1—2 лет позволит более обосно­ ванно запроектировать этот процесс для применения на залежи в целом (с исполь­ зованием уточненных исходных данных, полученных на опытном участке).

К дополнительным исходным данным, учитываемым при проектировании процесса внутрипластового горения, относятся кинетические показатели окисле­

363

ния нефти кислородом воздуха. Чаще всего зависимость скорости реакций ot параметров процесса описывают следующей формулой:

(XVII.6)

где AQ— предэкспонеициальный множитель; pQ — парциальное давление кис­

лорода; п — показатель, учитывающий влияние давления на скорость реакции; Е — энергия активации; R — универсальная газовая постоянная.

Эксперименты показывают, что на скорость реакции большое влияние ока­ зывает степень окисленности нефти — отношение количества кислорода, всту­ пившего в реакцию с нефтью, к количеству кислорода, теоретически необходи­ мого для полного сгорания нефти. Это объясняется сложным строением молекул нефти и наличием различных по прочности связей в них. Для учета влияния сте­ пени окисленности предложена формула

(XVII.7)

Здесь / — степень окисленности нефти; К — коэффициент пропорциональности, значение которого изменяется от нескольких единиц до нескольких десятков.

Эксперименты для определения А0, я, Е и К проводят на лабораторных моделях пластов с использованием нефти конкретного месторождения, при этом в качестве пористой среды применяют размолотую породу продуктивного пласта.

Методика эксперимента следующая. Через нагретую до некоторой постоян­ ной температуры модель пласта прокачивают воздух и периодически замеряют состав выходящего из модели газа. Скорость реакции определяют как разность темпа поступления и темпа выхода кислорода из модели, отнесенную к количе­ ству нефти в модели пласта. При низких температурах, когда скорость реакции мала, воздух закачивается в модель при закрытом выходном вентиле. В этом случае скорость реакции рассчитывается, исходя из темпов падения концентра­ ции кислорода в модели. По результатам экспериментов при различных темпе­ ратурах определяют AQи Е\ при различных р0 — я; при различных / — К.

Следует отметить, что интервал температур, при котором вычисляют энер­ гию активации, должен соответствовать тому интервалу температур, при кото­ ром будут проводиться в последующем расчеты, так как небольшая ошибка в определении параметра Е приводит к большим погрешностям расчета скорости реакции. Особенно важно соблюдать это условие при подсчетах времени созда­ ния фронта горения путем самовоспламенения нефти, когда кинетические пара­ метры определяют при температурах, близких к начальным пластовым.

§ 3. РАСЧЕТЫ ПО СОЗДАНИЮ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ФРОНТА ГОРЕНИЯ

Создание фронта горения в призабойной зоне пласта у нагнетательных скважин может быть осуществлено одним из двух способов:

1) самовоспламенением, т. е. путем окисления нефти закачиваемым в пласт воздухом;

2) подогревом пласта до температуры воспламенения топлива (с помощью забойных электронагревателей, газовой горелки, химических средств и др.), если процесс самовоспламенения ожидается длительным (более 100 суток).

Время, необходимое для создания фронта горения путем самовоспламенения нефти (при закачке в пласт только воздуха),

С пЛ ПЛ(■ + 2ТНПЛ/В) ехр ( - В/Тн пд)

(XVII.8)

т5нР,Л(Рог)" ВОо2

где СПл — объемная теплоемкость нефтенасыщенного пласта; Типл — начальная пластовая абсолютная температура; В — E/R; G0 — теплота реакции окисления.

364

В большинстве случаев для определения времени создания фронта гореййя путем самовоспламенения нефти в пласте соотношение (XVII.8) позволяет полу­ чать практически точные результаты. Однако эта формула не учитывает влияния степени окисленности нефти на скорость реакции и теплопотери в кровлю и по­ дошву пласта. В некоторых случаях (при незначительной толщине пласта, низ­ кой нефтенасыщенности и небольшой пористости его, значительном коэффи­ циенте Ку а также при сочетании нескольких из этих условий) результаты расче­ тов по формуле (XVI 1.8) можно получить с существенными погрешностями при проектировании.

Приведем более точную методику оценки т, учитывающую теплопотери в кровлю и подошву пласта, а также реальную кинетику окисления нефти кис­ лородом воздуха. Время воспламенения топлива по ней определяют путем ре­ шения интегро-дифференциального уравнения:

^«И ц Р .Л (Ро,)я (1 — /) ехр ( -						~	- К/) =
		d AT .		2Я0		г	1	d АГ		(XVII.9)
	"ЛРПЛ	dt	^	Лпл®воз		J	V t— т	dT
Это уравнение решается на ЭВМ (для заданных шагов по температуре)
Dx2 — Nx — М =				0,		'				(XVII.10)
где х =	V Atn\	Atn — п-й шаг			по времени;
D	(<?;)сР	ЛПл®110з Vntio			i= 1
	/1-1
+	^ "дуг		*л-1 — */-i — V *//-1 — U)
{Ят)ср = 0^ °о 2т8пРпАо{Ро.У1[о						“	/„ -О exp ( -		i	+
+	(1 — fn) exp			— Kfn^j ;

ATn

N = ^ПЛа ПОЗ 1^"лао

M = СплРпл ATn'y

ATn = Т'тек — Tн п.т

Я0 — теплопроводность окружающих пласт пород; а0 — температуропроводность

тех	же пород;	Спл — теплоемкость пород, слагающих пласт; рпл — плотность
тех	же пород;	— толщина пласта; а,Юз — коэффициент охвата пласта зака­

чиваемым воздухом по толщине; /, т — время; ТТек— текущая абсолютная пла­ стовая температура.

Задаваясь приращением температуры и решая уравнение (XVII. 10), опре­ деляем время, за которое температура поднимается на заданное значение. Так как время самовоспламенения нефти определяется в основном подъемом темпе­ ратуры от начальной пластовой до 60—80 °С, то целесообразно установить пере­ менный шаг при расчетах, чтобы повысить точность вычисления при экономном использовании машинного времени.

Если расчеты показывают, что создание фронта горения путем самовоспла­ менения невозможно, или требует много времени, то необходимо запроектировать использование забойного нагревателя. Применение нагревателя целесообразно

365

также и в том случае, когда неизвестны кинетические константы окисления нефти кислородом воздуха.

Время прогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения

топлива	(эту	величину можно	принять с некоторым запасом равной 350 °С)
определяют по формуле А. Б. Золотухина
0 —	(г*У				(XVII.11)
	12v (1 — VnY
где	г				Хт
г*		ФвОя^НОл .	0 =
	7Г	4яЛА. ’			^Г1лЛ2
и (г,	т) =	Т (г, т) — Тп пл
		Тноз — Тп
Твоз — температура закачиваемого				в пласт теплоносителя (воздуха или газов
горения);	QB03 — темп нагнетания			теплоносителя; г — расстояние от нагнета­

тельной скважины до заданной точки пласта; СВоз — теплоемкость теплоноси­ теля; > —теплопроводность пород пласта; Т (г, т)—температура пласта на расстоянии г от нагнетательной скважины в момент времени т.

Расчеты изменения температуры по радиусу пласта во времени по формуле (XVII. 11) необходимо проводить для заданных г (через 1 м) и т (через 1 сутки). Необходимый радиус подогрева пласта до температуры воспламенения можно принять до 1 м.

Из опыта известно, что способом самовоспламенения на залежах с плот­ ностью нефти 0,945—0,991 т/м3 внутрипластовый фронт создавался после 9— 100 сут закачки воздуха (при более высокой пластовой температуре этот срок был меньшим).

Ввод тепла в пласт с помощью забойных нагревателей (электронагревателя или газовой горелки) срок создания фронта горения сокращается до 1—19 сут. Для обеспечения начала внутрипластового горения с помощью электронагре­ вателя оказалось необходимым ввести в пласт 0,05—0,2 млн. кДж теплоты на

1 м толщины пласта	(при толщинах его 30—5 м), а с помощью	газовой го­
релки — 0,2—0,5 млн.	кДж. Для пластов с относительно легкой	нефтью тре­

буется больший ввод тепла. Кроме того, с целью ускорения создания фронта горения и сохранности оборудования забоя скважин и нагревателей целесооб­ разно в нагнетательные скважины закачивать воздух (для смешивания с газами горения при работе газовой горелки или для обдува электронагревателя).

Схемы воздействия на залежь при внутрипластовом горении

При разработке залежей нефти методом внутрипластового горения схемы воздействия могут быть двух видов: а) очаговая; б) линейная.

При очаговой схеме скважины размещают по 'равномерной сетке (пяти-, семиили девятиточечной), в каждом элементе которой посредине добывающих скважин расположена нагнетательная (на первом этапе она является зажига­ тельной).

При линейной схеме между рядами нагнетательных скважин размещается нечетное число рядов добывающих скважин (один или три).

Очаговая схема предпочтительнее в случае ограниченной подачи компрес­ сорной станции по воздуху, а линейная — при наличии мощной компрессорной станции для нагнетания воздуха и для крупных залежей нефти. Общая особен­ ность очаговой схемы — меньшее расстояние между нагнетательной и добыва­ ющими скважинами (до 100 м) по сравнению с линейной схемой, при которой расстояние между рядом нагнетательных скважин и ближайшим рядом добыва­ ющих скважин может быть 200—300 м и более.

366

§ 4. ПРИБЛИЖЕННАЯ МЕТОДИКА РАСЧЕТОВ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ

На первом этапе внутрипластового горения (при подаче в пласт воздуха — сухое горение) для заданного радиуса Гфг = 10—15 м требуется воздуха

Е (?аоз1=я4 гЙэф<7воз-

(XVI 1.12)

Максимально необходимый расход воздуха при осуществлении процесса на залежи зависит от числа одновременно действующих элементов системы (при очаговой схеме воздействия) или от длины действующей части ряда нагнетатель­ ных скважин (числа одновременно действующих нагнетательных скважин ряда).

Для очаговой схемы этот расход

Quo3. н г. оч == 2А/ЭЛ		1/^	_.Э1	vr. /гЛфГ^цоуУфГinin (/г.Т1фГ, (/ocr)i (XVI 1.13)
		'	“ЭЛ
где А/эл — число	одновременно		действующих элементов; Упл. ол> ^эл — соот­
ветственно объем	пласта	и толщина		его в элементах; hJxфг — толщина пласта

полинии предельного положения фронта горения в элементе; 1’фг тщ (^лфг. Рост)— зависимость минимально необходимой скорости фронта горения ют h и (/ост

(рис. XVI1.3).

Для линейной схемы вначале решается задача по определению положения линейных фронтов горения при заданных положениях линейных фронтов кон­ денсации (на линиях рядов добывающих скважин). Затем для каждого из по­ ложений двух линейных фронтов горения (по обе стороны ряда нагнетательных

скважин)		рассчитывают			необходимый			расход воздуха		нагнетательного ряда
по формуле
Qb03. наг. лин =				ЗВр^лфг^воз^фг min				(^лфг» Яост)>			(XVI 1.14)
где Ър, Ллфр — средние					длины		каждой из		пар рядов добывающих скважин
и толщин пласта соответствующих им фронтов горения.											максималь­
Для каждого из рядов нагнетательных скважин принимается
ное	значение		среднесуточного				расхода		воздуха.
Расходы воды				по нагнетательным
скважинам при			влажном горении для
опытно-промышленных					работ	опреде­
ляют, исходя из ступенчатого изме­
нения соотношения				воды и		воздуха
через 1 л/м:*(с возрастанием от 1,5 до
5—7 л/м:|):
Qn наг (т) =			Qиоз наг (т) Р-
					(XVII.15)
При		проектировании				процесса
для залежи в целом по оптимальному
отношению 60пт расход воды опреде­
ляют	по	зависимости (XVII. 15).
Давление нагнетания на устье при
закачке		воды	в пласт		рассчитывают
по формуле
Ру наг (т) ~			Рпл (т)		рu102			Рис.	XVII.3. Зависимость		минимальной
	, <7в наг (т) l1»			^к/гспр				скорости перемещения фронта горения от
								толщины пласта		и содержания топлива
		2яРвЛЛЭф				’		в породе при коэффициенте охвата пласта
								горением по толщине, равном 1,0 (цифры
					(XVII. 16)			на кривых соответствуют содержанию топ­
								лива в породе в		кг/м3)

367

где рпл (т) — пластовое давление в залежи, МПа; Lcuo — глубина нагнетатель­ ной скважины, м; Яишхг (т) — расход воды по нагнетательной скважине; Fu —

	относительная фазовая проницаемость пласта для воды (Fи		~0,1 —0,2);
	Яи наг (т)	Qв наг (т)	(XVII.17)
		'Гв^наг скв (т)

где тв = — -------относительная продолжительность периода нагнетания воды тв наг

в пласт при продолжительности цикла тц. Продолжительность цикла и относи­ тельные составляющие его (тв и тв03) устанавливают по данным опытно-промыш­ ленных работ на первом участке (при отработке технологии процесса влажного внутрипластового горения на конкретном объекте). При опытных работах чере­ дующуюся закачку в пласт воды и воздуха (после достижения стабильности сухого внутрипластового горения) следует начинать с продолжительности цикла в одну неделю со сроком продолжительности закачки воды в V3 цикла. Для поиска оптимального периода чередования закачки воды и воздуха необходимо увеличивать продолжительность цикла до полумесяца (с сохранением периода закачки воды около V3 цикла). Общая продолжительность указанных работ должна составлять около полугода с разделением примерно на три этапа. Опти­ мальным можно считать такой цикл чередующейся закачки воды и воздуха, при котором обеспечивается достижение проектных показателей по соотношению воды—воздух в среднем за цикл. Кроме того, это соотношение должно обеспе­ чить существенное снижение удельных расходов воздуха на добываемую нефть (до 2—3 раз по сравнению с сухим внутрипластовым давлением).

Продолжительность периода нагнетания воздуха в пласт за цикл
Твоз = Т ц (1 -т в).					(XVII.18)
Темп закачки воздуха по каждой нагнетательной скважине за цикл рав­
няется
	Qnoa наг (т)				(XVII.19)
Япоз наг (т) — 'Гвоз^наг скв (”г)
Давление нагнетания		воздуха при	циклической закачке воды и			воздуха
Рс наг	+	Яиоз наг (Т-) Рвоз		Rk/Гс пр	(XVII.20)
		воз^Лг^оф
где FB03	—(0,05—0,10)—относительная		фазовая проницаемость		пласта для
воздуха;	а/,г — коэффициент охвата пласта			по толщине закачкой		воздуха
(ос/,г ^ 0,4—0,6).

Изменение размеров зоны пароводяного вала, формирующегося перед фрон­ том горения, при заданных расходах воздуха и воды в пласт сводится к решению системы уравнений

т

^ПЗ СО = Риз СО,

где

Ят —ФвОзРвОз^ВОз АТнп "Ь Онозрноз^^поз “Ь QbPbj / -1"

. dVm	Г 9n'q0CT	-р т	(Spn — 5цц3 Рв*
dt	L(*' + 12)pn
А —Спл^пл АТцпа/;п		В =	2Х0 АТпп .
Fиз —Риз	Тциз*

(XVII.21)

(XVII.22)

(XVI1.23)

368

Здесь /, т' — пределы интегрирования по времени, последние из которых

определяют с помощью уравнения	(XVII.22);		— темп поступления тепла
в пароводяную зону при осуществлении процесса; Fn3, FBз,				FnB3 — соответ­
ственно площадь прогретой, выжженной и пароводяной зон пласта; QB03, QB—
темпы нагнетания воздуха и воды	в	пласт; АГВП= Твп —		пл — разница
между температурой водяного пара	и	начальной	пластовой;	рвоз — плотность

воздуха; b — коэффициент использования кислорода воздуха в пароводяной зоне; /" — теплосодержание водяного пара; VQ3 — объем выжженной зоны пла­ ста; п! — отношение атомов водорода и углерода в сгорающем на фронте горе­ ния топливе^св, sBB3 — водонасыщенность пласта связанной водой и в выжжен­

ной зоне; Спл — объемная		теплоемкость	пласта.
*Запишем уравнения (XVI 1.21) и (XVI 1.22) в конечноразностной форме;
		п		V ~ i ) \ (XVI 1.24)
<7т Дт = А (AF„3)n + 2В Y Дт £ (Д6„3); (Yп - i + 1-
к		i—k
E (AFu;,)i =	Fвз (Дтп).			(XVI 1.25)
t= l
Последующее приращение площади пароводяного вала				получим через пре­
дыдущее по формуле
(Fи3)п —	(Jt Дт	26 К Ат	VI (ДFn3)i{\fn	i - \ - \ - V n — i).
А + 2В V Iх А + 26 V Дт 4-J
			i= к	(XVI 1.26)

Здесь значение k определяют из условия (XVI 1.25).

Температура в пароводяной зоне при внутрипластовом горении ниже тем­ пературы сухого насыщенного пара при данном пластовом давлении и зависит от парциального давления паров воды в смеси с газами горения. Для определе­ ния этой температуры можно воспользоваться эмпирической формулой

Тп„ = А 'У ^ S S . ,	(XVI 1.27)
где А' = 100 °С; увп — молярная доля	паров воды в смеси с газами горения;

Рпл — среднее пластовое давление в зоне конденсации; В' = 0,1 МПа. Молярную долю водяных паров можно определить с допустимой точностью

по приближенной формуле
= _________0в_________ _			Р		(XVI 1.28)
^ВП	Qb*4“ Мв/МU03Pb03/PbQb03		Р ~Ь 0,0003
где Мв,	Мв03 — молекулярные массы		воды и воздуха.		при следу­
Расчеты с использованием уравнений (XVI 1.21) заканчиваются
ющем условии;		F„3 = Fy4af (зесь Fy4 — площадь разрабатываемого участка
залежи; а/ — коэффициент охвата пласта воздействием по площади).
Общее потребное количество воздуха можно				рассчитывать по формуле
		и			(XVII.29)
	Qhc>3 =	I Qbo3. наг (0
где /г, — срок		разработки.		фронта горения	и развития
Изложенная методика расчетов перемещения

пароводяной зоны пригодна и для переменных значений технологических показа­ телей (темпа нагнетания воздуха, водовоздушного отношения и др.). В этом слу­ чае проводят соответствующую замену исходных данных в процессе расчета по­ казателей разработки по варианту.

W

Считается, что наиболее эффективная модификация процесса внутрипластового горения — сверхвлажное горение. Вода при этом процессе закачивается совместно с воздухом таким темпом, при котором она не может полностью испа­ риться, фронт горения исчезает и в пласте окислительные реакции протекают только в пароводяной оторочке. Скорость перемещения этой оторочки опреде­ ляется темпом переноса тепла по пласту закачиваемой водой. Количество окис­ ляющегося в пласте топлива также зависит от темпа подачи в пласт воды. Про­ цесс сверхвлажного горения характеризуется снижением количества окисля­ ющегося топлива и удельного расхода воздуха на единицу массы добытой нефти. Это приводит к повышению темпов разработки залежей нефти и существенному снижению себестоимости ее добычи.

При сверхвлажном горении изменяется характер утилизации кислорода воздуха в пароводяной оторочке. Если в процессе сухого и влажного горения кислород вступает в реакцию с остаточным топливом при температурах порядка 450—800 °С, то при сверхвлажном горении окислительные реакции протекают в условиях более низких температур (150—250 °С) и скорость их на несколько порядков ниже.

Площадь пароводяной зоны
Fпвя — зх^0^возРроз^воз^пла/гг^выж		(XVI 1.30)
16^АГ2ВПРВСВР
где Своз — количество теплоты, выделяющейся при утилизации		кислорода,
который содержит в	единице массы воздуха; СВЫж — объемная теплоемкость
пласта в выжженной	зоне.

Количество теплоты, выделяющейся при окислении нефти кислородом воз­ духа (Своз), зависит от многих факторов. По теоретическим расчетам эта вели­ чина равна примерно 3000 кДж/кг.

Температуру в пароводяной оторочке рассчитывают по формуле (XVI 1.27), где молярная доля водяных паров принимается равной единице. Минимальную площадь пароводяной зоны, которая необходима для полного потребления за­

качиваемого кислорода воздуха, определяют по формулам
гпвз min —
	г4'оАл«Лг
®Ог —0'209ФвоэРо2:
“’о.	тБн остРн 0 А:р) ^0 (Ро2)ср ехР ^	^ср ^ ’	(XVII.31)
(Ро2)ср = °-Ю45рпл;
/ср =	АКт;
Д ут =	_____ ^пыж_____
	PPhCVtzSh ост А^воз

Здесь Q0^ — темп поступления кислорода в пароводяную оторочку; wQ^ — темп потребления кислорода в единице объема пароводяной оторочки; р0<>— плот­

ность кислорода; sh0ct — остаточная нефтенасыщенность в пароводяной ото­ рочке; /Ср — средняя степень окисленности в зоне потребления кислорода; (Ро2)ср — среднее парциальное давление кислорода в зоне потребления кисло­

рода; Т'по — абсолютная температура пароводяной	оторочки [рассчитывается
по формуле (XVII.27) при молярной доле водяных	паров 0,65]; AVT — доля

сгорающей нефти от общего ее количества в пароводяной оторочке; АдПоз — удельный расход воздуха на сжигание единицы массы нефти (принимается рав­ ной 12 м3/кг).

Учитывая допущения, принятые при выводе формул, можно считать, что процесс осуществится в том только случае, если минимально необходимая для

370

□ E H 1 [ Д >

Рис. XVI1.4. Пятиточечный элемент оча­ говой схемы при внутрипластовом горении.

Скважины: / —добывающие; 2 —нагнета­ тельные

Рис. XVII.5. Девятиточечный элемент оча­ говой схемы при внутрипластовом горении. Условные обозначения те же, что и на рис. XVII.4

полного потребления кислорода площадь существенно меньше площади паро­ водяной зоны, рассчитанной по формуле (XVI 1.31). В противном случае необ­ ходимо исследование с использованием более сложной математической модели.

Показатели сверхвлажного горения определяют по следующим формулам. Темп прироста выжженной зоны

dFп	QhPhCh
dt	^ПЛа/1Г^НЫЖ

Общая площадь, охваченная процессом к моменту времени т,

Fсум — ^ПЛа/1Г^ВыЖQbPiAt -VF„

Площадь пароводяной оторочки Fn0 определяют по формуле (ХУ1Г.30). Все остальные расчеты проводят по формулам для влажного горения.

Одна из важнейших и трудоемких операций проектирования процесса вну­ трипластового горения — определение изменения дебита нефти добывающих скважин во времени. Изменение дебита нефти при очаговых схемах размещения скважин и линейной схеме можно рассчитать по методу смены установившихся состояний в зависимости от расхода воздуха в пласт и положения фронтов горе­ ния и конденсации и по формулам (XVI 1.21)—(XVI 1.22). Методика расчетов базируется на схеме эквивалентных электрических сопротивлений Ю. П. Бори­ сова с введением фазовых проницаемостей для воздуха, воды и нефти на соответ­ ствующих участках многофазного потока. Достоверность ее проверена путем сопоставления с фактическими данными о дебитах нефти на месторождении Пав­ лова Гора за 1 год и 9 мес осуществления процесса внутрипластового горения.

Однако следует учитывать, что указанная методика пригодна для периода До прорыва к добывающим скважинам воды из зоны конденсации. В расчете изменения дебита во времени при сухом и особенно при влажном и сверхвлаж­ ном горении после прорыва воды к добывающим скважинам рассматривают не­ однородность пласта в процессе совместного притока нефти, газа и воды к за­

боям скважин.				XVI1.4) при сухом
Расчетная формула для пятиточечного элемента (рис.
горении имеет вид
2 [я (ре„ — рсд)'		<?воз наг (т)____Ивоз		jn tфг (т)
		(рсн Рпл) Fвоз kQ-hhnar		гспрн
Qh (т)	[щ	0.707-. .	+0|25 |n0 .im .- ,l
К
F„klt„ah	L	Гк (Т)	гспрд J
				(XVI 1.32)

Аля девятиточечного элемента (рис. XVI 1.5)

371

372

Qh (t ) —

Pam Явоз наг (т)

^вОз jn гфг (т) 1 ^

2

nk (pcll — рС)

(Рен + Рил) Fuos

^нагаЛг

''спрн J

К

[,

ГД1 /,

ГД2 ,

1

,

Гд2

•

ЛД2

ГД1

\

,

7Г-Г----- 1П---—т I

1П---- 1------111----------- 1-----:---

111 --------

I

+

Fnhn&hUL

гк (T) \

^Д1

П2

^2ггпрд

ЛхЛд!

,?1ГСПрд/

(in -й * + - L

In —Й !_

hД2

ЛД1

V__ Гдг

tl2

П2ГСПРД

nihjii___ ^ircnpfl }

(XVI 1.33)

+ —

In ■ Гд1— ( In ISL -I- _L In

I

П\

^1гспрд

\

^Д1

n2

л2гспрд / J

а для линейной схемы (рис. XVI 1.6) — по формулам

Своз наг (т)Мво3/фг (т)

-4-

Рен -- Рсд1 — (Реп "Г Рпл) BFпоз^наг^нагah

+

и:

(

1

(Qhi +

%

)

l'i -

1* MI 4- Q„t ^

1"

,

BFnhjnCLhn

l^(i_ii)

(XVII.34)

Рсд1--Рсд 2 —

к

иД1

In

аД1

BFцОС/ш{-Q hi

Л^пл Д1^Д1

+

пгспрд

Qh2

^Д2

аД2

(XVII.35)

+

2&ПЛ Д2^Д2

l\-2 +

In ЯГспрд .

где /?, /?Эф — соответственно абсолютная проницаемость и эффективная тол­ щина пласта; /7Воз, Fu — соответственно относительная фазовая проницаемость пласта для воздуха в выжженной зоне (с учетом насыщенности ее водой) и для нефти (с учетом насыщенности пласта в зоне начальной пластовой температуры нефтью, газами горения и водой; обычно Fu03 = 0,05—0,1; FH= 0,4—0,6); (Li * вязкость нефти при начальной пластовой температуре и давлении в выж­

женной зоне с учетом насыщения се газами горения (определяется экспери­

ментально);	а/1Г,	а/ш — коэффициенты охвата пласта	по толщине горением
и притоком	нефти	(обычно а^г = 0,6—0,7; а/ш = 0,4—0,6); В — ширина		по­
лосы при линейной схеме воздействия; nlt п2 — число скважин в первом и				вто­
ром круговых батареях девятиточечной схемы; /фг, /к, /ь			/1-2 — соответственно

длина полос (от ряда нагнетательных скважин) до фронта горения, фронта кон­ денсации, до первого ряда добывающих скважин и между рядами скважин; тд|, тД2 — радиусы первой и второй батарей скважин в девятиточечном элементе (д1, д2— индексы, относящиеся к первому и второму рядам добывающих скважин).

При расчетах дебита нефти по формулам (XVI 1.32)—(XVI 1.35) необходимо

предварительно

определять

положения

фронтов горения и конденсации при

_^______ ____^ ___________

_

заданных расходах воздуха

(или воды

и воздуха) к расчетному моменту вре­

[—--- 'А<7л2-------

мени с

помощью формул (XVI1.24)—

(XVII .26).

При

этом Гфг

или

/фГ и

-------------i

/к или

/к

находятся по рассчитанным

площадям

Fпз и

Fпз.

пласта

Конечную

нефтеотдачу

Ь

т - 4

_________ -

при внутрипластовом горении опре­

~ 1

деляют с учетом вытеснения нефти

:’

f

--------

фронтом горения (в выжженной

зоне),

Рис. XVII.6.

1

паром и горячей водой (в зоне конден­

Линейная схема размещения

сации)

и

газообразными

продуктами

скважин при

внутрипластовом

горении.

горения (в зоне

начальной

пластовой