Замещение пара нагретой нефтью приводит к тому, что ближайшая зона к скважине становится заполненной нефтью при температуре ТS. Определим из условий теплового баланса размеры этой зоны. Теплосодержание нагретой нефти в этой зоне равно[4]:
H1 = πh(
)R0(TS-T0), (7.11)
где r* - подлежащий определению радиус зоны, заполненной нагретой нефтью с температурой ТS, R0 = mρ0C0 — коэффициент теплосодержания нефти.
Определим количество тепла, отобранного у скелета пласта:
H2 = πh(
)Rr(TS-T0), (7.12)
где Rr=(1-m)ρrCr+mρ0C0 - эффективный коэффициент теплосодержания насыщенной пористой породы.
Тепловой баланс, позволяет получить уравнение для определения радиуса зона, нагретой до температуры ТS и заполненной нефтью:
= 
, (7.13)
Призабойная зона скважины имеет две области: зону, заполненную нефтью с температурой с радиусом TS, 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=πkhrwΔp 
, (7.14)
где μ - вязкость пластовой нефти, μЕ - вязкость нефти, нагретой до температуры Ts, k - абсолютная проницаемость пласта, rC - 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:
DT = 
= 
, (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:
Rn = 
≈ 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 Pk= 12Мпа; забойное давление в скважине в период отбора продукции Pc=7 Мпа; радиус скважины Rc = 0,20м; радиус контура питания Rk = 100м; вязкость нефти в прогретой зоне µ(Tn) = 0,02Па∙с; вязкость нефти при начальной пластовой температуре µ(T0) = 0,07 Па∙с;
qн = 
≈ 39,7 м3/сут. (7.18)
Рассчитаем дебит скважины до пароциклической обработки:
qбаз = 
≈ 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.
