рассчет. Рассчет. Казахский национальный исследовательский технический университет имени

• Название: Казахский национальный исследовательский технический университет имени
• Анкор: рассчет
• Дата: 11.05.2023
• Размер: 2.82 Mb.
• Имя файла: Рассчет.docx
• Тип: Документы; #1121167
• страница: 7 из 10

Паротепловое воздействие, модели паротепловой зоны

Паротепловое воздействие начинается с обработки призабойной части скважины паром и непрерывной закачки пара в нагнетательные скважины, далее идет циклическая обработка забоев добывающей скважины с переходом на непрерывную закачку.

Процедура закачки пара состоит из трех последовательностей:

• 
  Закачка теплоносителя;
  
• 
  Зона воздействия полностью покрыта теплоносителем;
  
• 
  Добыча нефти.
  

Для расчета основных показателей паротеплового процесса в данной работе используются методы Маркса-Лангенгейма и Майхилла-Стегмейера.

1. Модель Маркса-Лангенгейма

Сначала для нахождения площади тепловой зоны, в которой происходит вытеснение нефти, будет использоваться модель Маркса-Лангенгейма. Перенос тепла данной модели осуществляется за счет конвекции, теплопроводность пласта не учитывают. Здесь распространение тепла идет только в вертикальном положении. Температура и давление не влияют на характеристику пласта. Температура пара остается постоянной и равна температуре на забое, нефтенасыщенность постоянно меняется. Основное преимущество данной модели заключается в неограниченности зоны повышенной температуры и возможность расчетов при разных свойствах горных пород.

Таблица 3 – Значения пород и пласта

Пористость, ∅	0.25
Толщина пласта, h(ft) м	108 32,91
Температура пара, TS(ºF) С0	500 260
Температура пласта, TR(ºF) С0	104 40
Объемная теплоемкость пород нижнего и верхнего слоев, Mou(BTU/(ft3 ºF))	35

Продолжение таблицы 3
Объемная теплоемкость пластовой породы, Mrock (BTU/(ft3 ºF))	40
Объемная теплоемкость нефти, Mo(BTU/(ft3 ºF))	28
Объемная теплоемкость воды, Mw(BTU/(ft3 ºF))	54
Проводимость пород нижнего и верхнего слоев, OU(BTU/(ft Day ºF))	25
Плотность пара при 500ºF, 𝜌S(lb/ft3)	1.50
Плотность воды при 500ºF, 𝜌w(lb/ft3)	49.0
Плотность воды при SC, 𝜌w(lb/ft3)	62.4
Начальная нефтенасыщенность, Soi	0.7
Остаточная нефтенасыщенность, Sorst	0.2
Скрытая теплота, Lv(BTU/lbm)	700
Теплоемкость воды, Cw(BTU/(lbm ºF))	1.10
Коэффициент завхата, Ec	0.85

Используется метод Маркса-Лангенгейма, поскольку требуемое время (t

= 300 дней) меньше критического времени.

• 
  Массовый расход пара (lbm/day):
  

bbl ft³ lbm lbm

w_S  1000 _day * 5.6146 _bbl * 62.4

ft³

 350,351

day
(1)

• 
  Скорость закачки тепла (BTU/day) определяется с помощью массового расхода и тепловых параметров пласта:
  

^{Qinj wS}_ ^fsLv ^{TS TR}^Cw_

Q  350351^{lbm }0.8 * 700 ^BTU  396º F*1.10


BTU _

inj

^Qinj

day ^_

 348,809, 456
BTU


day

lbm lbm ºF ^_

(2)

где

w_S- массовых расход пара;

f_s- частота закачки пара;

L_v- скрытая теплота, (BTU/lbm);

T_S- температура пара, ºF;

T_R- температура пласта, ºF;

C_w- теплоемкость воды, (BTU/(lbm ºF)).

С помощью этого значения находится общий объем добытой нефти за

определенное время. По расчету продолжительность закачки пара составляет

300 дней, что является оптимальным значением времени для получения желательного эффекта.

• 
  Объемная теплоемкость резервуара:
  

M  _1   _ M

• 
   ^SM  SM S C
  

• 
  S_S _SL_v
  

res rock

_ w w o o S S w

T ^_

M  _1  0.25_40 ^BTU 

res
_ 

ft³ ºF

_10.30.2_1.5*700 
(3)

^0.25 _^{0.3* 54  0.2 * 28 } ^{1  0.3  0.2}^{1.5 *1.1 }

396 ^

 

M  35.99

BTU

res

ft³ ºF

где

M_rock- объемная теплоемкость пластовой породы, (BTU/(ft³ ºF));

∅ - пористость;

S_w- коэффициент обводненности;

M_w- объемная теплоемкость воды, (BTU/(ft³ ºF));

S_o- остаточная нефтенасыщенность;

M_o- Объемная теплоемкость нефти, (BTU/(ft³ ºF));

_S- Плотность пара при 500ºF, (lb/ft³).

• 
  Безразмерное время:
  

 _M 2 <sub>

tD  4</sub>OU _ OU_t

M h²

 res

_ 35 _2 25 300

(4)

 
^{tD 4} 35.99 <sup>

35</sup> ¹⁰⁸2

 0.0735

где M_OU- объемная теплоемкость пород нижнего и верхнего слоев, (BTU/(ft³ ºF));

_OU- проводимость пород нижнего и верхнего слоев,_{ OU}(BTU/(ft Day ºF));

h- толщина пласта, (ft).

• 
  Площадь обогреваемого пласта:
  

^erfc_{ } ^{ erfc}^0.2712 ^{ 0.07137}

erfc – дополнительная функция ошибок.

G 2
G 2

1  e^tDerfc_{ }

1  e^0.0735erfc_
0.0735 _  0.0448
(5)

Согласно рассматриваемой модели и принятых допущений, площадь паровой зоны определяется как:


_A ^Qinj^Mres<sup>hG

4</sup>^{T T}^{ M2}

S R OU OU

_A 348,809, 456 * 35.99 * 33* 0.0448 _{ 57,745.5625 ft2}

^{4 * 396 * 25 *} ³⁵2

35

(6)

• 
  Тепловая эффективность:
  

E ^G ^0.0448  0.609


(7)

t

D
^h0.0735

• 
  Общий объем нефти, добытый в момент времени t:
  

^{Np h} ^{So Sorst} ^A

_{N } 33*0.25*_0.70.2_57,745.5625

^p5.6146

(8)

N_p 42, 424.772 bbl

В данной модели нефтенасыщенность паровой зоны равна остаточной. Температура в паровой зоне постоянная и равна температуре на забое скважины. Вытеснение паром происходит скачкообразно.

Используя данный метод, можно найти зависимость площади паровой зоны и общий объем накопленный нефти от температуры закачиваемого пара за определенный промежуток времени (t=300 дней). С помощью данных зависимостей оценивается эффективность повышения или понижения температуры паронагнетания.

Таблица 4 – Значения по методу Маркса-Лагенгейма

Температура пара, ºF	Площадь паровой зоны, ft2	Объем накопленной нефти, bbl
300	33778	33453
500	57745	44424
600	63040	57332

График – 1 Зависимость площади паровой зоны от температуры пара




График 2 – Зависимость общего объема накопленной нефти от температуры пара





Исходя из полученных результатов, прослеживается прямая пропорциональность значений температуры пара и площади паровой зоны, а значит и общего объема накопленной нефти. При увеличении температуры возрастает общий объем добычи в данный промежуток времени (t=300 дней) при своем максимуме в 600 ºF, однако экономическая эффективность повышения температуры до данной отметки еще не достаточно изучена.