Файл: Казахский национальный исследовательский технический университет имени.docx

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.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Модель Майхилла-Стегмайера

Модель Майхилла-Стегмайера отличается от предыдущей модели тем, что концепция критического времени, после которого пар находится в одном положении, а тепло переносится только паром через фронт конденсации.

Площадь прогретой зоны заменяется на объем паровой камеры.
Рисунок 8 – График Майхилла-Стегмайера

По Рисунку 8 (график зависимости термической эффективности от безразмерного времени) определяем термическую эффективность E.

Используется метод Майхилла-Стегмейера, поскольку требуемое время (t

= 400 дней) превышает критическое время. Начальные расчеты схожи с расчетами предыдущей модели.

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):

^Qinj^^wS_^^fs^Lv^^TS^^TR^Cw^_

Q  350,361^lbm^0.8 * 700 ^BTU 396º F*1.10

BTU _

(3)

inj

^Qinj

day ^_

 348,859, 456
BTU

day

lbm lbm ºF ^_

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 
(4)

^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

Безразмерное время:

 _M2 _

_t_D_₄_OU_OU_t

M h²

 res

_35 _2 25 400

 
^t^D^⁴^35.99 ^

³⁵¹⁰⁸2

 0.09

(5)

^fhv
^fhv

Отношение скрытой теплоты к общему количеству тепла:

_w_Sf_SL_v

_350,351* 0.8 * 700 __0.5624

348,859, 456

(6)

Термическая эффективность по графику Майхилла-Стегмейера.

E_h 0.85

Объем паровой камеры по коэффициенту термической эффективности:

_V_^Qinj^tEh

^st^M^T^^T

^Vst

res S R

_348,859, 456 * 400 * 0.85 __8,322,755_ft₃

35.99 * 396

(7)

Накопленная добыча нефти находится с помощью разницы между начальной и остаточной нефтенасыщенностью:

^Np ^^Vst^^^Soi ^^Sorst^^Ec

_N_8,322,755*0.25_0.70.2_0.85

^p20.0146

(8)

N_p 44, 214 bbl

где S_oi_-начальная нефтенасыщенность;

E_c_–коэффициент захвата.

В данном случае объем накопленной нефти вычисляется не по площади обогреваемой зоны, а по объему паровой камеры.

По модели Майхилла-Стегмейера аналогично предыдущему случаю можно построить графики зависимостей объема паровой камеры и накопленной добычи нефти от температуры пара с целью определения наиболее эффективного режима работы пласта.

Таблица 5 – Значения по методу Майхилла-Стегмейера

Температура пара, ºF	Объем паровой камеры, ft³	Объем накопленной нефти, bbl
300	7085341	35789
400	7987555	39653
500	8322755	44214
600	8756455	57714

График 3 - Зависимость объема паровой камеры от температуры пара

Оба исследования показывают тенденции увеличения общего объема добытой нефти при увеличении температуры пара. Но несмотря на это, неизвестно влияние высоких температур на другие геологические особенности данного месторождения. Дальнейшее изучение этого параметра может быть одной из долгосрочных перспектив в развитии тепловых методов на основе не только месторождения Сарыбулак, но и других месторождений Казахстана с залежами высоковязких нефтей.

График 4 – Зависимость объема накопленной нефти от температуры пара

Смотрите также файлы

Анализ работы исполнительного органа проходческого комбайна к т. н., доцент Малыбаев Н. С., Акбасов Е. Б.docx

Тест Человек созидание.docx

Тема русская Правда как основной источник Древнерусского законодательства. Основные вопросы.pdf

Жеіл атлетика жарыстарын.docx

Практическая работа к теме 6 Человек созидание Выполните следующие действия Перейдите по ссылке на портал Единое содержание общего образования.docx

Файл: Казахский национальный исследовательский технический университет имени.docx

Модель Майхилла-Стегмайера

Смотрите также файлы

Информация

Списки файлов

Дополнительно