Холодная вода

1) Зависимость вязкости нефти от температуры может быть выражено формулой (2.1):
μТ=аμ0Т-γ,(2.1)
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 (Рисунок 2.2).
φТ=Tγa1m0-1m0-1(1+αT∆T)33(2.2)
m – пористость
αT- коэффициент линейного термического расширения породы;
3) Количество введенного тепла (Рисунок 2.2)
Qв=сжρжvжht∆T(2.3)
Рисунок 2.2 – Результаты числовых вычислений
4) Безразмерные переменные (Рисунок 2.3):
ξ=4λxсжρжvжh2(2.4)
τ=4λtспρпh2(2.5)
Величина площади пласта А(t), прогретого за время t, в соответствии с расчетной моделью Маркса – Лангенхейма – рисунок 3:
At=Qв4λ(Тп-То)eτ2erfcτ+2τπ-1(2.6)
Радиус зоны соответственно равен (Рисунок 2.3):
R=A(t)π(2.7)
Рисунок 2.3 – Результаты числовых вычислений
5) Дебит в зависимости от температуры:
QT=2πkhμTPпл-РзабlnRкR0+1Tпл-Tхln⁡(R0rc)TхТплdtφ(T)(2.8)
6) Дебит для пятиточечной скважины, объединяем формулы
Q=kh (Рпл-Рi)lnRк2rc-0,6188(2.9)
Соответственно,
QT=2πkhμTPпл-РзабlnRкR0+1Tпл-Tх(lnRк2rc-0,6188)TхТплdtφ(T)(2.10)
7) Условие кристаллизации парафина
Ткр=Ткр.сеп+0,2Рпл-0,1 Г(2.11)
Ткр сеп – температура кристаллизации нефти, К;
Г – газовый фактор, м3/м3;
8) Поскольку получилось, что при температуре ниже, чем 35оС образуются парафины, следовательно, парафины будут присущи только холодному режиму

.
Дебит для таких геолого-физических условиях следующий:
QT=2πk1h1+k2h2h1+h2μTPпл-РзабlnRкR0+1Tпл-Tх(lnRк2rc-0,6188)TхТплdtφ(T)(2.12)
9) Определяем безразмерное время на 25 лет разработки:
τ = /R2,(2.13)
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](2.14)
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](2.15)
11) Рассчитаем снижение давление для 25 лет по формуле (Рисунок 2.4):
(2.16)
Рисунок 2.4 – 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:
(2.17)
Рисунок 2.5 – Изменение дебита
13) Определим балансовые запасы нефти по объемной формуле:
Qн.бал.= πR2hmB(2.18)
14) Рассчитываем значение текущего коэффициента нефтеизвлечения:
КИН=QнQн.бал(2.19)
Рисунок 2.6 – Изменение КИН
15) Далее необходимо рассчитать распределение температуры в пласте при нагнетании 500м3/сут холодной воды, для этого необходимо рассчитать отношение положение фронта по формуле:
rф=qжcжρжtπhcnρn(2.20)
16) Согласно модели Х.А