/>
, (4)
після деяких перетворень критерій ефективності закачування гарячої води приймає вигляд
, (5)
де х ** - максимальне значення нормованої проникності, у сукупності менш проникних шарів, схильних до впливу небезпечного зміни пластової температури DT *.
При витісненні високопарафіністой нафти закачиваемой холодною водою відбувається небезпечне зміна пластової температури DT * при якому можливе випадання парафіну з нафти та застигання нафти, перетворення її в нерухоме тверде тіло.
небезпека зміни пластової температури DT *, відповідає цілком визначена кратність промивки
(6)
Ця кратність промивки дорівнює добутку розрахункової кратності промивки, яка могла бути при однаковій рухливості витісняє агента і нафти, і коригуючого коефіцієнта, що враховує відмінність їх подвижностей, звичайно більш високу рухливість витісняє агента
(7)
У наведених формулах D T o =(Т а -Т про ) - максимально можливу зміну пластової температури, що спостерігається поблизу (на стінці) нагнітальної свердловини; T o - первісна пластова температура; Т а - температура закачується в нафтовій пласт витісняє агента (закачиваемой води); Vт - відставання теплового фронту від фронту витіснення нафти агентом (водою), що визначається за формулою:
(8)
де D - 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.
- розрахункова середня частка нафти в сумарному відборі рідини; К 3 - коефіцієнт вилучення рухливих запасів нафти; F - розрахунковий сумарний відбір рідини в частках рухливих запасів нафти.
Величини К 3 і F визначені з урахуванням заданих значень - показника пошарової неоднорідності по проникності нафтового пласта і А - розрахункової граничної максимально можливої ??частки витісняє агента в продукції нафтового пласта в момент припинення експлуатації видобувної свердловини. Розрахункова гранична частка агента А визначена за заданим значенням А 2 - граничної масовій частці агента в продукції нафтового пласта ( А 2 =0,98) з учетом- коефіцієнта відмінності фізичних властивостей нафти і витісняє агента (води):
. (9)
Для випадків, коли=1 і=0,5, Y (x ** ) пораховані за формулами:
і. (10)
Для інших значень Y (x ** ) визначені шляхом інтерполяції та екстраполяції і наведені в таблиці 2.10.
Таблиця 2.10 - Значення Y (x ** )
ГорізонтПоказатель пошарової неоднорідності по проніцаемостіУравненіеМаксімальное значення нормованої проніцаемості13=1,32Y (x **)=0,1401705 * - 0,044246x **=0,15114=1,36Y (x **)= 0,1262871 * - 0,0438983x **=0,13715=1,16Y (x **)=0,1262051 * - 0,0438913x **=0,10916=0,91Y (x **)=0, 111643 * - 0,0419126x **=0,06217=1,71Y (x **)=0,1218743 * - 0,0434513x **=0,179
За відомим значенням і Y (x ** ) визначені значення х ** і W (x ** ) , де W (x ** ) - частка участі сукупності менш проникних шарів у загальної продуктивності пласта в початковий період, до початку обводнення видобувної свердловини. У цьому випадку:
, (11)
, (12)
A=(1 + x) e-x, (13)
, (14)
,. (15)
При цьому критерій ефективності закачування гарячої води приймає вигляд:
або.
Результати розрахунків наведено в таблиці 2.11.
Таблиця 2.11 - Результати розрахунків критерій ефективності закачування гарячої води
Горізонт1314151617Расчетная гранична частка агента, А 0,9520,9600,9600,9570,954Отношеніе проникності розглянутого шару до СР проникності всіх верств, x 0,3470,3150,3150,3270,339Расчетний сумарний відбір рідини в частках рухливих запасів нафти, F 2,8793,1793,1793,0622,948Коеффіціент витягання рухливих запасів нафти, K 3 0,8450,8580,8580, 8530,848 0,01040,00860,00550,00180,0143 0,01710,01480,01490,01560,0164Ізвлекаемие запаси нафти, які втрачаються при закачуванні холодної води3,53% 3,18% 2,03% 0,65% 4 , 97% Кількість видобутої нафти, яке спалюють для приготування гарячої води5,84% 5,49% 5,52% 5,59% 5,71%
...
