Горячая вода

1) Зависимость вязкости нефти от температуры может быть выражено формулой:
μТ=аμ0Т-γ,(2.42)
где μ0 – начальная вязкость, мПас;
a и γ – это постоянные, которые определяют методом наименьших квадратов по экспериментальным данным, д. ед.
2) ищем коэффициент, обозначающий влияние температуры теплоносителя на дебит скважины в предположении, что термообработке подвергается весь пласт до контура питания.
φТ=Tγa1m0-1m0-1(1+αT∆T)33(2.43)
m – пористость
αT- коэффициент линейного термического расширения породы;
3) Количество введенного тепла
Qв=сжρжvжht∆T(2.44)
4) Безразмерные переменные:
ξ=4λxсжρжvжh2(2.45)
τ=4λtспρпh2(2.46)
Величина площади пласта А(t), прогретого за время t, в соответствии с расчетной моделью Маркса – Лангенхейма:
At=Qв4λ(Тп-То)eτ2erfcτ+2τπ-1(2.47)
Радиус зоны соответственно равен:
R=A(t)π(2.48)
5) Дебит в зависимости от температуры:
QT=2πkhμTPпл-РзабlnRкR0+1Tпл-Tхln⁡(R0rc)TхТплdtφ(T)(2.49)
6) Дебит для пятиточечной скважины, объединяем формулы
Q=kh (Рпл-Рi)lnRк2rc-0,6188(2.50)
Соответственно,
QT=2πkhμTPпл-РзабlnRкR0+1Tпл-Tх(lnRк2rc-0,6188)TхТплdtφ(T)(2.51)
7) Условие кристаллизации парафина
Ткр=Ткр.сеп+0,2Рпл-0,1 Г(2.52)
Ткр сеп – температура кристаллизации нефти, К;
Г – газовый фактор, м3/м3;
8) Поскольку получилось, что при температуре ниже, чем 35оС, образуются парафины, следовательно, парафины здесь выпадать не будут

. Расчетная формула дебита не усложняется.
9) Определяем безразмерное время на 25 лет разработки:
τ = /R2,(2.53)
где - пьезопроводность, м2/с.
10) Рассчитаем снижение давления через параметры I(τ) и I(τ- τ*) для всех 25 лет:
I(τ) = 0,5τ -0,178[1-(1+τ)-2,81] + 0,487[(1+τ)ln(1+ τ)- τ](2.54)
I(τ- τ*) = 0,5τi-3 -0,178[1-(1+τ i-3)-2,81] + 0,487[(1+τ i-3 )ln(1+ τ i-3 )- τ i-3] (2.55)
11) Рассчитаем снижение давление для 25 лет по формуле – рисунок 12:
(2.56)
Рисунок 2.12 – Изменение давления
12) Задаемся величиной, текущей обводненности В и производим вычисления суммарной относительной добычи нефти при В равным от 0,05 до 0,98 и и производим вычисления суммарной относительной добычи нефти по формуле:
(2.57)
Рисунок 2.13 – Изменение дебита
13) Определим балансовые запасы нефти по объемной формуле:
Qн.бал.= πR2hmB(2.58)
14) Рассчитываем значение текущего коэффициента нефтеизвлечения:
КИН=QнQн.бал(2.59)
Рисунок 2.14 – Изменение КИН
Сравнение показателей разработки при закачке холодной, теплой и горячей воды
Таким образом, подводя итоги сравним дебиты при закачке холодной, теплой и горячей воды – таблица 2.3, рисунок 15.
Таблица 2.3 – Сравнение полученных значений дебита за 25 лет разработки
Годы разработки, лет Холодная вода, м3/сут
Пластовая вода, м3/сут
Горячая вода, м3/сут
1 60,4 406,6 1189,1
2 57,2 385,0 1126,1
3 54 363,5 1063,1
4 50,9 342,6 1002,1
5 47,7 321,1 939,1
6 44,5 299,5 876,1
7 41,3 278,0 813,1
8 38,1 256,5 750,1
9 35 235,6 689,0
10 31,8 214,1 626,0
11 28,6 192,5 563,1
12 25,4 171,0 500,1
13 22,3 150,1 439,0
14 19,1 128,6 376,0
15 15,9 107,0 313,0
16 12,7 85,5 250,0
17 9,5 63,9 187,0
18 6,4 43,1 126,0
19 5,1 34,3 100,4
20 4,5 30,3 88,6
21 3,8 25,6 74,8
22 3,2 21,5 63,0
23 2,5 16,8 49,2
24 1,9 12,8 37,4
25 1,3 8,8 25,6
Рисунок 2.15 – Сравнительный показатель изменения дебитов
А также изменение текущих коэффициентов извлечения нефти за двадцать пять лет – таблица 2.4, рисунок 16:
Таблица 2.4 – Сравнение КИН за 25 лет разработки при закачке холодной, пластовой и горячей воды
Годы разработки, лет Холодная вода, % Пластовая вода, % Горячая вода, %
1 0,214101 1,446335 4,23002
2 0,416859 2,816042 8,235933
3 0,608273 4,109123 12,01774
4 0,788699 5,327971 15,58244
5 0,957782 6,470192 18,92304
6 1,115522 7,535786 22,03952
7 1,261919 8,524753 24,93191
8 1,396973 9,437094 27,60018
9 1,521038 10,2752 30,05135
10 1,63376 11,03668 32,27841
11 1,735139 11,72154 34,28137
12 1,825175 12,32976 36,06022
13 1,904222 12,86376 37,62197
14 1,971926 13,32112 38,95961
15 2,028287 13,70186 40,07314
16 2,073305 14,00598 40,96256
17 2,10698 14,23346 41,62788
18 2,129666 14,38672 42,07609
19 2,147744 14,50884 42,43326
20 2,163695 14,6166 42,74841
21 2,177165 14,70759 43,01454
22 2,188508 14,78422 43,23865
23 2,19737 14,84409 43,41373
24 2,204105 14,88958 43,5468
25 2,208712913 14,92071312 43,6378393
Рисунок 2.16 – Сравнение текущих изменений КИН
График распределение температуры в пласте за период закачки холодной, пластовой и горячей воды приведен на рисунке 2.17:
Рисунок 2.16 – Сравнение распределения температуры в пласте за 10 лет разработки месторождения для разных вариантов закачки