Файл: Казахский национальный исследовательский технический университет имени.docx

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.

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, T_S(ºF) С⁰	500 260
Температура пласта, T_R(ºF) С⁰	104 40
Объемная теплоемкость пород нижнего и верхнего слоев, M_ou(BTU/(ft³ ºF))	35

Продолжение таблицы 3
Объемная теплоемкость пластовой породы, M_rock (BTU/(ft³ ºF))	40
Объемная теплоемкость нефти, M_o(BTU/(ft³ ºF))	28
Объемная теплоемкость воды, M_w(BTU/(ft³ ºF))	54
Проводимость пород нижнего и верхнего слоев,__OU(BTU/(ft Day ºF))	25
Плотность пара при 500ºF, ????_S(lb/ft³)	1.50
Плотность воды при 500ºF, ????_w(lb/ft³)	49.0
Плотность воды при SC, ????_w(lb/ft³)	62.4
Начальная нефтенасыщенность, S_oi	0.7
Остаточная нефтенасыщенность, S_orst	0.2
Скрытая теплота, L_v(BTU/lbm)	700
Теплоемкость воды, C_w(BTU/(lbm ºF))	1.10
Коэффициент завхата, E_c	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^_^fs^Lv^^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 _

_t_D_₄_OU _OU_t

M h²

 res

_35 _2 25 300

(4)

 
^t^D^⁴^35.99 ^

³⁵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).