1275

ложим водонасыщенность в зоне IV равной нулю, т. е. sIV = 0,

а также расход газов горения равным расходу воздуха, т. е. qvIVo = = 60 - 103 м3/сут. В пластовых условиях

Отсюда в первом приближении srIV = 0,0524.

Для определения расхода воды в зоне IV используем соотно­

Вычислим значения величин, входящих в формулу (5.44). По­ лучаем

crPTqnv = crpr0gr0 = 1 • 1,3 • 60 • 103 = 78 • 103 кДж/(°С■сут); c„p„<7„iv = 2,095 • 0,85 • 103 • 90,51 = 161,18 • 103 кДж/(°С • сут); стрт (1 — т) = 1,3-2,6-103-0,75 = 2,535Ю3 кДж/(м3.°С); 'ttCBpBsIV = 0,25-4,19«103sIV = 1,0475103sIV;

тснрн(1—sIV—srIV) = 0,25 ■2,095 • 0,85 -103 (1 —0,0524—sIV) = = 0,4452-103 (0,9476—sIV).

201

Поскольку в начальной стадии ВВГ h (dSJdt) = 2 (<7во3/#воз)> после подстановки приведенных значений и выражений в. (5.44) с учетом (5.45) имеем

50-90,51 (siv — 0,05)

78-103 + 161,18-103 + 4,19-103

0,8976 — siy

0 , 4 2 8 6 - 1 0 3 =

2,535-103 + l,0475siV103 + 0,4452-Ю3 (0,9475 — siV)

Последним членом в знаменателе правой части формулы (5.44) пренебрегаем ввиду его малости. Последнее выражение приводится к квадратному уравнению для sIV, т. е.

S i v - Ь 7 6 , 5 3 S I V — 7 , 2 4 5 — 0 .

Решая это уравнение, получаем, что sIV = 0,095. Для расхода воды в зоне IV <7Biv из уравнения (5.45) получаем

Определим уточненное значение srVi с учетом того, что sIV =

Отсюда sr IV = 0,052. Разница между первым и вторым прибли­ жениями при вычислении srIV находится в четвертом знаке после запятой. Примем за окончательное среднее значение

Определим температуру Т в зоне II при ее образовании в про­ цессе инициирования горения, т. е. при 0 < t < Определим из условия

202

В пласте будет содержаться количество тепла (предполагается, что при t ^ t* происходит сухое горение)

При такой температуре, согласно данным о скорости окисли­ тельных процессов, с учетом того, что пластовое давление вблизи скважины превышает 107 Па, горение кокса будет происходить весьма интенсивно.

Вычислим среднюю температуру в зоне III на время окончания начальной стадии ВВГ — стадии создания парового плато в пласте. При этом будем учитывать следующее. При = 70,34 сут в скважину начинают закачивать воду с достаточно большим расхо­

дет считать, что в этой зоне, как и в зоне III, температура одинако­ вая. Температура Тш также будет уменьшаться во времени при расширении зоны III.

Однако при определении количества тепла, уходящего в кровлю и подошву, в целях упрощения расчетных формул будем считать, что температура в зоне I II в течение всей начальной стадии ВВГ оставалась постоянной, равной некоторой осредненной темпера­ туре Тш . Знать эту температуру необходимо для суждения о воз­ можности протекания реакции горения в пласте.

При определении А7Ш = 7 Ш— 7ПЛ не будем учитывать пе­ реходный период от стадии инициирования горения к начальной стадии ВВГ, а будем считать, что ВВГ началось с момента t = 0. Поскольку уход тепла в кровлю и подошву пласта происходит в со­ ответствии с принятой схемой, только из зоны III для темпа тепло­ вых потерь из этой зоны имеем следующее выражение:

203

Скорость поступления в пласт тепла за счет реакции горения

для скорости накопления тепла в пласте получаем следующее при­ ближенное выражение:

Подставляя значения соответствующих величин в формулы (5.46), (5.47) и (5.48), при t = tx получаем

Основываясь на полученном значении Гщ, определим водонасыщенность в зоне III (второе приближение).

Используя предыдущие формулы и полагая, что рв = 0,5 мПа-с при Т = Тщ, получаем

„S* + GSCB .

SIII — ------------------

а + 1

204

Уточним значение 5 Ш с учетом того, что часть воды переносится

На 59,54 м3 газов приходится 3,4 кг воды. Следовательно, на каждые 1000 м3 газов будет приходиться 57,1 кг воды в паровой фазе, т. е. вместе с 60-103 м3 газов в паровой фазе в сутки будет переноситься 3,4 т = 3,43 м3 воды. Таким образом, через зону III в сутки будет перетекать в жидкой фазе 253,7—3,43 = 250,3 м3 воды. С учетом этого получаем, что насыщенность sm жидкой вод­ ной фазой в зоне I I I равна 0,85, что незначительно отличается от насыщенности при втором приближении (sm = 0,851).

Определим водонасыщенность в зоне I.

Приращение расхода воды за счет увеличения зоны I I I опреде­

205

Длительность периода безводной эксплуатации скважин эле­ мента определяем следующим образом.

Истинная скорость движения воды шв1У в зоне IV в начальной стадии ВВГ выражается формулой

В эту формулу следует подставить значение h с учетом охвата пласта по площади, т. е. h = 12-0,9 = 10,8 м.

Из соотношения (5.49) получаем формулу для определения времени tB обводнения элемента пласта, исходя из условия гв—гк:

Таким образом, добывающие скважины элемента обводнятся уже в период начальной стадии ВВГ. Учитывая, что при семиточеч­ ной схеме расположения скважин на одну нагнетательную прихо­ дятся две добывающие скважины, получаем следующее значение дебита нефти одной добывающей скважины в период безводной эксплуатации, т. е. при 0 < t < tB,

В период водной эксплуатации начальной стадии ВВГ, т. е. при tB < t < t lt

обводненность продукции1И элемента

253,7

0,737.

253,7 + 90,51

2. Расчет технологических показателей при установившемся режиме ВВГ.

Пренебрегая, как и в задаче 5.28К, переходным периодом от начальной стадии к установившемуся ВВГ, имеем на основе при­ веденных соображений следующее выражение для количества те­ кущего тепла qr, уходящего в кровлю и подошву пласта при уста­ новившемся режиме ВВГ:

„4Я,тдв03ДТ'n iy

Как было указано, считается, что температура одинакова в зо­ нах II и III.

206

Отсюда имеем

режиме ВВГ повысилась по сравнению с температурой в начальной стадии, как и следовало ожидать.

Определим насыщенности и дебиты скважин при установив­ шемся режиме ВВГ

Для зоны IV в первом приближении (slv = 0)

<7Hiv = (msH0---- — ) 1B°3 — 45,26 м3/сут.

\PK / Двоз

Принимая <7riv = 600 м3/сут при p = p = 107 Па, имеем из предыдущих формул sr iv = 0,0547. Для определения водонасыщенности в зоне IV имеем формулы

После подстановки соответствующих значений величин, вхо­ дящих в приведенные формулы, получаем следующее уравнение;

siv + 76,23sIV —6,965 = 0; s1v = 0,0912-

Уточненное значение sr IV (второе приближение) составит sr lv = = 0,0545, что мало отличается от значения при первом приближе­ нии.

Обводненность продукции добывающих скважин

207

После расчетов, аналогичных приведенным, получаем

S! = 0,866;

Л<7в1 = 0,25 • 0,866 • 2,143 • Ю2 = 46,4 м3/сут.

В зоне I I I при установившемся режиме ВВГ не происходит на­ копления воды.

Поэтому

^7в ^ ^7BIV+ A<7BI = 115,92 + 46,4 = 162,32 м3/сут.

На входе в элемент пласта водовоздушное отношение при уста­ новившемся ВВГ будет

х 162.32 = 2 7 , 0-з мз/мз 60 • 103

Таким образом, при установившемся ВВГ водовоздушное от­ ношение на входе в элемент уменьшается более чем в 2 раза по сравнению с этим отношением в начальной стадии ВВГ.

Дебиты добывающих скважин элемента при установившемся ВВГ

<7нс = 45^26 =22,63 м3/сут; <7В= 58 м3/сут.

В рассматриваемой задаче зона I I I при подходе к радиусу рас­ положения добывающих скважин в элементе (г = гД станет узкой, поэтому можно считать за срок окончания разработки то время, когда фронт горения достигнет радиуса г = гк:

В результате время окончания разработки элемента tK составит

нефтяного месторождения, описанного в задаче 5.28К, решено рас­ смотреть иной вариант, нежели в задаче 5.28К при сохранении однорядной схемы расположения скважин. Все свойства месторож­ дения принимаются, естественно, в данном варианте такими же, что и в задаче 5.28К.

Однако параметры системы разработки и технология ВВГ не­

т. е. в начальной стадии ВВГ, фронт конвекции хт намечено про­ двигать по пласту в 1,7 раза быстрее фронта горения Хф. За началь-

208

ную стадию ВВГ фронт горения продвигается в пласте на расстоя­

После завершения начальной стадии ВВГ продолжается при установившемся режиме. Разработка элемента пласта заканчи­ вается, когда фронт конвекции дойдет до линии добывающих сква­ жин хт= /.

Требуется рассчитать в рассматриваемом варианте для элемента пласта все те показатели, которые были определены в задаче 5.28К.

З а д а ч а 5.31К. Второй вариант разработки месторождения, рассмотренного в задаче 5.29К, состоит в использовании ВВГ при семиточечной схеме расположения скважин, но при иных парамет­ рах системы разработки и технологии ВВГ.

Так, в данном варианте гк = 300 м; расход закачиваемого в сква­ жину воздуха (/воз = 0,810 м3/с = 70-103 м3/сут; г* = 25 м; пло­ щадь конвекции 5 Т растет в 1,75 раза быстрее площади выжженной зоны 5ф в начальной стадии ВВГ. В начальной стадии фронт го­ рения доходит до расстояния гф = гфг = 70 м. Затем процесс ВВГ ведется в установившемся режиме при с18т/с1т=с13ф/(И и сохранении расхода воздуха.

Требуется рассчитать все показатели процесса ВВГ для рассмат­ риваемого элемента системы разработки месторождения, которые определялись в задаче 5.29К для стадии инициирования горения, начальной и установившейся стадий ВВГ.

З а д а ч а 5.32К. Нефтяная залежь разбурена по обращенной пятиточечной сетке с расстоянием между добывающими и нагнета­

коэффициент охвата пласта процессом по толщине г|2 = 0,8; ко­ эффициент охвата пласта процессом по площади Ti2n = 0,85; время

ружающих его пород хпл = хоп = 2,89 - 10~6 м2/с; теплоемкость пласта и окружающих его пород спл = соп = 1,1 кДж/(кг-К); глу­ бина залегания пласта Н = 250 м; диаметр пробуренных на залежи

пература нагнетаемого пара Тп = 250 °С; степень сухости пара на

209

циент вытеснения нефти холодной водой TIB = 0,65; коэффициент вытеснения нефти паром т]i = 0,8.

Для осуществления паротеплового воздействия на залежи вы­

Пар из парогенератора поступает на устье нагнетательной сква­ жины со степенью сухости 0,8. При движении пара по стволу сква­

Для определения срока разработки рассчитаем динамику про­ грева пласта по формуле Маркса—Лангенхейма (5.8).

Количество тепла, поступающего в пласт, будет qt — qnX t i,f-\-qn (1 Х ш) свДТп;

Ъ - 5,787»0,74 •2800 + 5,787 (1— 0,74) 4,2 (2 5 0 - 20) =

— 1,35 • 10* кДж/е.

Зависимость площади прогретой зоны пласта Sn3 от времени t показана на рис. 70.

Разработка элемента заканчивается в тот момент, когда фронт конденсации достигнет добывающих скважин, т. е. при выполнении следующего условия:

Sm “ ‘Salami*

где § т — площадь прогретой зоны пласта, ма.

210