книги из ГПНТБ / Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие
.pdfИз этой же формулы может быть определен процент уменьшения концентрации кислотного раствора за спет нейтрализации его рас творяющимся магнием:
AQM |
(VIII.28) |
|
3,334 W + <?M |
||
|
Этой формулой можно пользоваться для определения процента концентрации кислотного раствора при термохимическом подогреве забоя скважины. При этом значение QMпредварительно определяется по приведенной выше формуле в зависимости от принятого перепада температур (tK— t„).
Потребное количество магния для снижения концентрации кис лотного раствора в заданных пределах будет
<?" = 3-ЗЗИ' ( ^ 5 Г - І ? к ) І(г' <VIIL29>
где А х и А а — числовые коэффициенты (определяются по табл. |
19); |
|||
х х и х 2 — начальная и |
остаточная концентрация |
кислотного |
рас |
|
твора в %. |
концентрацией кислотного |
раствора |
х 2, |
|
Задаваясь остаточной |
||||
можно определить начальную концентрацию его |
х х, |
необходимую |
||
для проведения первой фазы термохимической обработки забоя скважины:
А ф |
|
|
(ѴІІІ.ЗО) |
|
А і -\-В |
’ |
|||
|
||||
где постоянную В находят из выражения |
|
|||
Qm I |
А2х2 |
(ѴІІІ.31) |
||
3,33PF “Г" |
А 2 |
— х о ' |
||
|
||||
при этом количество магния Qw определяют предварительно в зави симости от заданного перепада температуры.
Количество концентрированной товарной соляной кислоты WK, которое необходимо для приготовления W x м3 кислоты концентра цией х г, определяется формулой
(VIII.32)
где а — переводный коэффициент (определяется по табл. 20).
Для термохимической обработки в качестве ингибитора необхо димо применять формалин, так как уникод тормозит реакцию маг ния с соляной кислотой. Необходимое количество формалина определяется по формуле
п |
11 ОООгЖ кг, |
(ѴІІІ.ЗЗ) |
|
|
(440 + |
У) У |
|
где у — 40%-ная концентрация |
формалина |
(содержание в воде |
|
формальдегида). |
|
|
|
S0
Т а б л и ц а 20
Значения переводного коэффициента а
Концент- |
|
К онцентрация |
товарной соляной кислоты , |
% |
|
||
р’азбав- |
|
|
|
|
|
|
|
ленной |
31 |
3 0 |
29 |
2 8 |
27 |
26 |
25 |
ПІ1ЫШ 1 ы , |
|||||||
% |
|
|
|
|
|
|
|
6 |
4 ,325 |
4 ,1 6 0 |
4 ,0 0 0 |
3,847 |
3,690 |
3 ,537 |
3,392 |
9 |
3 ,820 |
3 ,6 8 0 |
3 ,5 4 0 |
3 ,400 |
3,260 |
3 ,130 |
3 ,0 0 0 |
10 |
3 ,420 |
3 ,295 |
3,173 |
3,047 |
2,920 |
2 ,800 |
2,686 |
11 |
3 ,1 0 0 |
2 ,980 |
2,8 7 0 |
2,755 |
2,645 |
2,535 |
2 ,4 3 0 |
12 |
2,825 |
2 ,720 |
2,615 |
2 ,514 |
2,412 |
2 ,310 |
2,217 |
13 |
2 ,600 |
2 ,5 0 0 |
2,108 |
2,312 |
2,217 |
2,125 |
2 ,038 |
14 |
2 ,400 |
2,310 |
2,227 |
2,135 |
2 ,048 |
1,964 |
1,883 |
15 |
2,230 |
2,145 |
2,067 |
1,983 |
1,903 |
1,824 |
1,750 |
Применение поверхностно-активных веществ (ПАВ) при кислот ных обработках способствует более равномерному распределению кислотного раствора по микротрещипам, препятствует выпадению продуктов реакции и облегчает удаление из пласта отреагировав шего кислотного раствора. Кроме того, ПАВ способствует значи тельному снижению скорости реакции соляной кислоты с породой и увеличению радиуса обработки.
Необходимая длина реакционного наконечника |
|
l = Y м, |
(VIII.34) |
где G — общее количество прутков магния в кг; g = FpM— масса одной пачки прутков магния в кг (V — объем одной пачки прутков из 3 штук в дм3, р„ = 1,77 — относительная плотность металли ческого магния).
4. Расчет электротепловой обработки призабойной зоны скважины [45]
Поддержание температуры призабойной зоны скважины на повы шенном уровне предотвращает отложения парафино-смолистых ве ществ и не допускает снижения проницаемости призабойной зоны; при этом достигается также снижение вязкости поступающей в сква жину нефти. В результате дебит скважины поддерживается на более высоком уровне.
При периодическом подогреве призабойной зоны происходит постепенное снижение температуры до начальной ее величины, что приводит к повторному накоплению в призабойной зоне парафино смолистых веществ и снижению ее фильтрационной способности. Поэтому такие обработки периодически повторяют. Лучшие
91
результаты получаются при применении стационарных нагревателей,
•спускаемых в скважину вместе с глубинными насосами, что обеспе чивает непрерывное поддержание дебита скважины на высоком уровне.
Практически при расчете электротепловой обработки призабой ной зоны требуется определить среднюю температуру на забое сква жины или температурный перепад в конце подогрева, продолжи тельность периода подогрева, мощность нагревателя и некоторые другие параметры. Для этого сначала находят безразмерный
радиус скважины
|
|
|
|
Дс =-£-, |
(VIII.35) |
|||
|
|
|
|
где гс — действительный радиус |
||||
|
|
|
|
скважины в м и h — мощность |
||||
|
|
|
|
пласта в м. |
|
параметр |
||
|
|
|
|
Далее вычисляют |
||||
|
|
|
|
Фурье: |
|
|
|
|
Рис. |
26. |
Диаграмма для |
расчета ре |
F o = W |
’ |
(ѴШ-36) |
||
где Хп — коэффициент теплопро |
||||||||
жима |
работы электронагреиателя |
|||||||
t — продолжительность |
|
водности пластав ккал/м-ч-°С; |
||||||
прогрева в ч; сп — объемная |
теплоемкость |
|||||||
|
|
- о — |
|
|
|
|
|
|
пласта в ккал/мі,-“и. |
|
|
|
|
|
|||
Средняя безразмерная температура |
|
|
|
|||||
|
|
|
T\ = kT* = k |
^ p ^ t |
|
(VIII.37) |
||
где |
к — поправочный |
коэффициент, учитывающий |
потери |
тепла |
||||
в окружающие пласт породы (для открытого забоя к = 1,5); |
АТс — |
|||||||
•средняя (по мощности) |
избыточная температура в скважине в °С; |
|||||||
JV — мощность нагревателя в кВт. |
|
|
|
|
||||
Значение П находят по расчетной диаграмме (рис. |
26). |
|
|
|||||
Среднюю температуру в конце прогрева определяют по формуле |
||||||||
|
|
|
Afc= | g |
- . |
|
(VIII.38) |
||
Для определения продолжительности прогрева забоя из расчет ной диаграммы (см. рис. 26) по значениям Т і и R c находят параметр Фурье Fo.
Продолжительность прогрева забоя будет (в часах) |
|
i = F o ^ i . |
(VIII.39) |
Ап |
|
'92
Для выбора электрооборудования необходимо знать допустимые потери напряжения и мощности в кабеле, которые зависят от типа, мощности и напряжения электронагревателя, сечения и длины кабеля
(см. с. 75-76).
IX. РАСЧЕТЫ ПРИ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКЕ СКВАЖИН
1. Расчет распределения температуры по стволу фонтанной скважины1
Снижение температуры нефтяного потока в сравнении с пластовой температурой на высоте 2 над забоем скважины определяется фор мулой
At = Tz (Г |
) . |
(IX.!) |
Рнс. 27. Номограмма для определения вспомогательного параметра а
где |
а = -------------- |
1/м; |
Г — геотермический градиент в °С/м; |
|
lOOOgC ln ri |
забоя скважины в м; X — коэффициент |
|
z — расстояние от |
|||
1 |
В. Е. В л ю ш и н |
и др. |
Номограммы для установления распределения |
температуры по стволу фонтанной скважины. «Нефтепромысловое дело», 1969, № 8, с 16—19.
93
М/С ,’Г cö ft
Я й
а и
Я к
§ к Äл
а и
|
c a |
с ь с а |
с а |
Ca |
с а |
C5» ^ |
с э |
C a |
Ca «О |
^Cj ^ |
-4* |
c a |
*sj |
5 |
о |
|
г-, |
S |
' -S ’ " S |
c^o' |
Cr> |
P i |
«J* |
|
C4J |
c a |
c a |
c a |
c a |
ca |
|
|
|
C T cs* |
«ST CS4 |
c s |
c s |
c a r d s ' |
c s |
ca* |
ca* |
c s |
ca* |
|
|
|||||
о |
*0 |
|
|
I |
о |
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
3 *
С та
О Ң
а я а о
§>&
* Р»
ж ч
Я о
Я и
« н
се о
S о
3 и
св
ft^
Сн<
о
и
Рис. 28. Номограмма для определения вспомогательного па раметра а = a Z
I
5:
fcf |
Jr О, |
^ |
C |
s |
j |
[~Т П |
|
° 0 |
о- |
г*-) |
tNJ |
|
| в п| я і4 » і і[ч і» |і » |
і | іЧ І Ч »і| ч і 1і І Ч і |
[ п |
Т Т Щ |
п |
М 1 Г 1 I ^ І» і | щ ; | і щ | п и | м |
п |
| ч іІ Щ І! І Щ | | І І І I| [І' ПІ ПІ І І І1 ІІ І І І |
|||
|
S- |
|
|
|
|
|
ca |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
C a |
|
|
|
|
Са
з:
кГ
теплопроводности в ккал/м-ч-°С; q — дебит скважины в т/ч; С — удельная теплоемкость нефтяного пласта в ккал/кг • °С; гг — на ружный радиус насосно-компрессорных труб в м; г2 — внутренний радиус обсадных труб в м.
Эта задача решается при помощи номограммы из выравненных точек на параллельных логарифмических шкалах.
По первой номограмме (рис. 27) определяется вспомогательный
параметр а, а по второй |
(рис. 28) — вспомогательный параметр |
■а = а Z . Третья номограмма |
(рис. 29) служит для вычисления сни |
жения температуры в скважине At на высоте z над забоем. Примене ние этих номограмм приведено во II разделе (задача 60).
2. Расчет потерь тепла по стволу скважины при паротепловой обработке1
Потери тепла по стволу скважины
п |
2п,гвкХл |
(Г0- Ѳ 0) Я - |
Г #2 |
(IX.2) |
|
^•п -Ь гв^7 (г) . |
|
где Q — потери тепла по стволу скважины в ккал/ч; гв — внутрен ний радиус насосно-компрессорных труб в м; к — суммарный коэф
фициент теплопередачи в ккал/м2-°С>ч; |
|
|
|
Хп — средний коэффициент |
теплопровод |
|
|
ности пород в ккал/м • °С■ч; |
/ (т) — функ |
|
|
ция времени, определяющая потери тепла |
|
|
|
в породе за время прогрева (значение |
|
|
|
этой функции находят по графику (рис. 30); |
|
|
|
Т о — температура рабочего |
агента (пара) |
15 |
Z0 t, сут |
на устье скважины; Ѳ0 — среднегодовая |
Рис. 30. График для опре |
||
температура воздуха на устье скважины; |
деления потери тепла в по |
||
Н — глубина интервала закачки рабочего |
роде в функции |
времени |
|
агента; Г — геотермическийградиент в °С/м. |
|
|
|
Находим суммарные потери теплаі |
|
|
|
где t — время прогрева. |
<?об = 24(?г, |
|
(ІХ.З) |
|
|
|
|
Общее количество тепла, подведенного к скважине: |
|
||
|
Q' = iG, |
|
(IX.4) |
где і — энтальпия пара; G — расход закачанного пара в кг. Количество тепла, дошедшего до забоя, будет
Q" = Q‘— Qo6 ккал-
X.ТЕПЛОВАЯ ОБРАБОТКА ПЛАСТА
1.Расчет основных показателей разработки пласта при внутрнпластовом движущемся очаге горения (ВДОГ) [46]
Определяем удельное количество коксового остатка:
gK. о = g i о |
кг/м3> |
(X-1) |
где g’K0 — расход коксового остатка (топлива) в кг/м3; т — пори стость пласта в природных условиях; т’ — то же иа модели.
Объем окислителя (воздуха), необходимого для выжигания 1 м3 пласта, выразится формулой
Рок = gK. »Рост М3/М3. |
(Х.2) |
где Уост — удельный расход окислителя в м3/кг. |
|
Минимальная плотность потока окислителя |
|
Ѵ{ = Ѵ0Кшфм3/сут-м2, |
(Х.З) |
где Ы7ф — минимальная скорость перемещения очага горения |
(при |
нимается ц?ф = 0,0375 |
м/сут). |
выработки |
Суммарный объем |
требующегося окислителя для |
|
принятого элемента пласта |
|
|
|
u = 2V0Kr-hAy м®, |
(Х.4) |
где I — расстояние между нагнетательной и эксплуатационной скважинами в м; h — мощность пласта в м; А ѵ — объемный коэф фициент охвата пласта очагом горения (зависит от безразмерного параметра формы фронта горения iD и определяется из табл. 21).
|
Значения коэффициентов iD и А ѵ |
Таблица 21 |
||
|
|
|||
i D |
......................... 3 ,3 9 |
4 ,7 7 |
6 ,0 6 |
о о |
Л у |
0 ,5 0 |
0 ,5 5 |
0 ,5 7 5 |
0 ,6 2 6 |
......................... |
|
|
|
|
|
Предельный максимальный расход окислителя |
|
||
|
У?р = |
lhVfiD м3/сут. |
|
(Х.5) |
Для сокращения срока разработки выбранного участка пласта следует принять максимальную скорость перемещения фронта горе ния wф = 0,15 м/сут.
96
Продолжительность первого периода разработки, при котором расход окислителя достигнет значения F"p, будет
(Х.6)
1 2nhV0vfo% С^Т'
Количество израсходованного за этот период окислителя
Щ = |
м3. |
(Х.7) |
Количество окислителя, израсходованного в основной (средний) период,
и2 = и — 2и1 иэ. |
(Х.8) |
Продолжительность основного периода
|
. |
|
и2 |
(Х.9) |
|
h |
= -yüv- СУТ- |
||
Общая продолжительность разработки всего участка |
||||
|
t = |
2 t 1 - \ - t 2 сут. |
(Х.10) |
|
Абсолютное давление на устье нагнетательной скважины |
||||
РІ- |
У?РЦок (<+273) |
Л |
/а |
, „„„N10,5 |
7,4/сэЛ |
In |
'•си’фіі |
1,238)]° кгс/см2, (Х.11) |
|
|
|
|
||
где рэ — давление на забое эксплуатационной скважины; цок — вязкость окислителя при пластовой температуре в сп; кэ — эффек тивная проницаемость для окислителя (воздуха) в мД; гс — радиус нагнетательных и эксплуатационных скважин в м.
Коэффициент нефтеотдачи
|
|
So |
f a . О |
|
(Х.12) |
|
|
Рнт ’ |
|
||
где р и — плотность нефти в пластовых условиях. |
|
||||
|
Количество углеводородного |
газа в долях от норового объема |
|||
|
с |
__ с |
Уост(>г |
’ |
/V л 0\ |
|
О хх — |
п |
|
||
|
|
|
ѵн |
|
|
где |
Qr — теплота сгорания |
газообразных продуктов |
в ккал/м3; |
||
Q„ — теплота сгорания нефти в ккал/кг. |
|
||||
|
Общий коэффициент нефтеотдачи |
|
|
||
|
і1н = Аѵ ( і - - ^ |
^ ) + |
ц ;Д 1 -А ѵ), |
(Х.14) |
|
где s„ — нефтенасыщенность пласта; г]„ — коэффициент |
нефтеотдачи |
||||
из |
участков, не охваченных фронтом |
горения (принимается т)' = |
|||
= |
0,4). |
|
|
|
|
|
Количество извлекаемой нефти |
|
|
||
|
Ѵн = Shms№r]a, |
(Х.15) |
|||
где S — площадь участка в м2. |
|
|
|
||
7 Заказ 625 |
97 |
Удельное количество образующейся реакционной воды
= |
кг/н3, |
(Х.16) |
где gB— количество образующейся реакционной воды в кг/м3. Суммарное количество получаемой воды
uB= Avsh (sBm |
. |
(Х.17) |
где sB — водонасыщенность пласта; pD — плотность воды в кг/м3Принимая дебит нефти пропорциональным расходу окислителя,
найдем дебит нефти во второй (основной) период разработки:
|
= |
м3/сут. |
(Х.18) |
|
Дебит нефти в первый период (FlH) будет возрастать |
от нуля |
|||
до Ѵ2н, а в третий период он будет убывать от Ѵ2п до нуля. |
|
|||
2. Расчет |
промышленного |
процесса |
|
|
тепловой |
обработки |
пласта |
[34] |
|
Тепловая обработка пласта |
ведется комбинированным |
методом |
||
н состоит из двух этапов. На первом этапе призабойная зона нагне тательной скважины подогревается газо-воздушной смесью. На вто ром этапе нагнетается холодная вода для получения пара и вытесне ния им нефти.
|
Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке, |
будет |
|
||||
|
|
Vn = nR2h, |
|
|
(Х.19) |
||
где |
R — расстояние между |
эксплуатационными и |
нагнетательной |
||||
скважинами в м; h — средняя мощность пласта в м. |
|
|
|||||
|
Абсолютные запасы нефти на начало тепловой обработки |
|
|||||
|
|
V |
FnctsH, |
|
|
(Х.20) |
|
где |
а — пористость пласта; |
sH— нефтегазонасыщениость |
пласта. |
||||
|
Из этих запасов при вытеснении нефти паром можно получить |
||||||
80% нефти. |
|
|
|
|
|
|
|
|
Объем предварительно прогреваемой призабойной зоны |
|
|||||
|
Vо |
дгп |
Ѵп |
Ср АУп |
|
(Х.21) |
|
|
(* |
|
|||||
|
14 |
дт а |
|
і |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где АТп — прирост температуры перегретого пара относительно начальной температуры в °С; АТВ — прирост температуры холодной воды до точки кипения в °С; св — теплоемкость воды в ккал/кг • °С; і — теплота испарения воды в ккал/кг.
98
Для нагрева такого объема пласта потребуется тепловой энергии
^ (Д Г н -Д Т ^ іУ о К к а л . |
(Х.22) |
|
Необходимое количество газа для |
прогрева |
призабойной зоиьт |
с учетом 25% па тепловые потери |
|
|
Fr = 9,1,25:9 |
м3, |
(Х.23) |
где Q — теплота сгорания природного газа в ккал/кг.
Принимая по лабораторным данным 9,5 м3 воздуха на 1 м3 газа,
найдем расход воздуха: |
(Х.24) |
FB= 9,5Fr. |
|
Объем всей газо-воздушной смеси |
|
FCM= Fr + F B. |
(Х.25) |
Радиус предварительного обогрева пласта |
|
» . = / ! » ■ |
< х - 2 в > |
Приемистость нагнетательной скважины должна быть не менее К = 100 тыс. м3/сут. Продолжительность нагрева пласта при этом
составит |
|
(Х.27) |
ta = VCH:K сут. |
||
Общий объем воды, нагнетаемой для получения пара, |
|
|
<?в = - ^ |
п м3, |
(Х.28) |
С В |
|
|
где сп — теплоемкость перегретого |
пара в ккал/м3-°С; |
с„— тепло |
емкость воды в ккал/м3■°С.
При производительности нагнетательной установки дн м3/сут
продолжительность вытеснения нефти паром составит |
|
|
= <?в : дн Дней. |
(Х.29) |
|
Общая продолжительность |
тепловой обработки участка |
пласта |
*об = |
t„ + tB дней. |
(Х.ЗО) |
3. Расчет тепловой обработки истощенного нефтяного пласта комбинированным методом [34]
Тепловая обработка пласта ведется методом теплового импульса путем предварительного обогрева призабойной зоны горячей водой или насыщенным водяным паром и последующего переноса созданной горячей зоны нагнетанием холодной воды, которая при высокой температуре пласта превращается в пар.
7* |
99 |