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

 

ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ К ЗАДАЧЕ 7.4

Вариант	1	2	3	4	5
проницаемость пласта (м2)	k=10-12	k=9-12	k=11-12	k=8-12	k=12-12
пластовое давление на контуре питания Pk (МПа)	12	11	14	8	9
забойное давление в скважине в период отбора продукции Pc(МПа)	10	14	16	12	11
радиус скважины Rc (м)	0,10	0,10	0,10	0,10	0,10
радиус контура питания Rk (м)	100	150	200	140	170
нефтенасыщенная толщина h (м)	14	15	19	27	34
температура нагнетаемой парогазовой смеси в пласт        Тn(0С)	250	260	280	254	245
начальная температура пласта Т0 (0С)	20	30	40	50	60
вязкость нефти в прогретой зоне µ(Tn) мПа∙с;	10	9	8	12	7
вязкость нефти при начальной пластовой температуре µ(T0) мПа∙с	70	60	54	68	45
массовый расход нагнетаемого пара qn кг/час	6000	7500	7400	8600	9200

Недостающие данные взять из условий предыдущих задач.

Рассчитать дебиты скважины до и после пароциклической обработки.