шеніе густини нафти і агента в поверхневих умовах, b - коефіцієнт збільшення обсягу нафти за рахунок розчиненого в ній газу або об'ємний коефіцієнт, - питома витрата палива на одиницю об'єму гарячої води (= 0,008); х - мінімальна проникність окремого шару, промитого витісняючим агентом, в частках середньої проникності всіх експлуатаційних шарів; А 2 - гранична максимально допустима масова частка витісняє агента в дебіте рідини видобувної свердловини ( А 2 = 0,98) ;- Коефіцієнт відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента (води),
; (3)
- співвідношення вязкостей нафти і агента в пластових умовах; К 2 - коефіцієнт витіснення нафти при необмежено великий прокачуванні витісняє агента ( К 2 =0,62);- Відставання теплового фронту від фронту витіснення нафти агентом (водою), яке треба враховувати при розрахунку теплового взаємодії більш проницаемого шару з менш проникним, відокремленим непроникним прослоем;
- частка ефективної товщини в загальній товщині нафтового пласта;- Частка поперечного перерізу ефективної товщини нафтового пласта, зайнята закачиваемой водою, що дорівнює добутку частки пористості, початкової нефтенасищенності і коефіцієнта витіснення; 1,5 - співвідношення питомих теплоємність закачиваемой води і пористої породи, насиченою нафтою і водою.
Таблиця 2.9 - Вихідні дані і результати розрахунків можливої ??температури води на вибоях нагнітальних свердловин
НаіменованіеГорізонт1314151617Начальная пластова температура, про С5760646466Доля еф. товщ. в заг. товщ. нефт. пл.0,5990,6110,6330,5910,646Доля поперечного перерізу ефективної товщини нафтового пласта, зайнята закачиваемой водой0,10940,10530,10210,08640,0849Порістость СР взв.0,2560,2520,2450,2370,232Нач.нефтенас. СР взв.0,6890,6740,6720,5880,59Расчетная гранична максимально можлива частка витіснити. агента в продукціі0,9560,9640,9640,9620,959Мінімальная проникність окремого шару, промитого витісняючим агентом, в частках середньої проникності всіх експлуатаційних слоев0,330,300,300,310,32Вязкость нафти в пластових умовах, мПа * с4,243,23,173,493,89Коеффіціент відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента2,241,851,831,952,10Соотношеніе вязкостей нафти і агента2,7242,0562,0362,2422,499Плотность нафти в поверх. умовах, г/м 3 0,8560,8530,8540,8540,860Плотность агента (води), г/м 3 1,031,031,031,031,03об'емний коеффіціент1,1981,191,211,21,19Соотношеніе густин нафти і агента1,4421,4371,4591,4471 , 4261,3981,2111,1891,2581,342Отставаніе теплового фронту від фронту витіснення нафти агентом (водою) 10,5110,6910,6910,6910,69Расчетная температура закачиваемой гарячої води на вибої нагні. cкважін, про С80,9389,8889,8586,7283,58
Результати розрахунків показують, що температура води на вибоях нагнітальних свердловин повинна становити від + 81-90 о С, отже, на гирлі близько 100 о С (запроектовані водонагрівальні установки розраховані на 100 о С) і вироблялася закачування недостатньо підігрітої води - дослідження свердловин з метою визначення зміни пластової температури, виміри температури на виходах нагрівальних установок і гирлах нагнітальних свердловин на родовищі Узень показали, що закачувалася переважно гаряча вода з температурою на викиді печей + 55-70 о С, температура на гирлах свердловин коливалася від +40 до +58 о С, температура на вибої нагнітальних свердловин + 51-56 о С, тоді як початкова пластова температура по горизонтах характеризувалася значеннямиями пластових температур, наведеними в таблиці 2.10.
Витіснення з пластів високопарафіністой нафти закачиваемой гарячою водою
На многопластових родовищах з високопарафіністой нафтою з великою проніцаемостной неоднорідністю шарів-колекторів зниження пластової температури нижче температури насичення нафти парафіном при закачуванні холодної води, може привести до випадання парафіну і припиненню фільтрації нафти у відносно низькопроникних пластах. У зв'язку з цим постає питання про ефективність закачування гарячої води, адже закачування гарячої води тільки тоді має сенс, коли витрата нафти (або газу в еквіваленті на нафту) на нагрів води менше, ніж можливі втрати запасів нафти при закачуванні холодної води.
Проведено теоретичні розрахунки з використанням фактичних даних по родовищу Узень. Вихідні дані для розрахунків наведені в таблиці 2.10.
Для нагріву води необхідно спалити деяку частину видобутої нафти або еквівалентну кількість газу, при цьому обсяг товарної продукції, що дорівнює об'єму видобутої нафти за вирахуванням спаленої, повинен збільшуватися. Критерій ефективності закачування гарячої води повинен враховувати цю обставину. Критерій ефективності закачування гарячої води характеризується наступними формулами:
