Теория разработки нефтяных месторождений

Можно получить два асимптотических решения этого уравнения. Первое из них соответствует случаю, когда л велико, т. е. л >> в. Тогда имеем:

Это решение справедливо при конвективной диффузии однородной жидкости в пористой среде и полностью совпадает с соответствующим решением при циклической закачке газа.

Второе асимптотическое решение, более важное для рассматриваемого процесса вытеснения нефти из пласта растворителем, получаем при малых л по сравнению с в. В этом случае из (12.8) имеем:

(12.11)

Интегрируя (12.11), получаем:

(12. 12)

Или для полной длины зоны смешения (при Л=2л) :

(12. 13)

Оценим величину в на основе лабораторных экспериментов. В них при вытеснении углеводородной жидкости вязкостью м2=8.48?10-3Па•с смешивающимся с ней растворителем, вязкостью м1=0,53?10-3Па•с, со скоростью фильтрации х= 10-4 м/с при DE=10-7 м2/с образовалась область смешения длиной Л=12 м, когда сечение пласта ( о = 0, удельная концентрация растворителя с = 0,5) в модели переместилось на расстояние

х = 50 м за время ф = t*:

t = mx/v.

При m = 0,37 получаем значение времени:

Предположим, что в >> Л, и определим в по формуле (12.13). Имеем:

Поскольку Л=12 м, то условие в >> Л выполняется и значение в, определенное по формуле (12.13), справедливо.

С целью экономии растворителя необходимо его использовать в виде оторочки, а не закачивать непрерывно. Если эта оторочка перемещается по пласту под воздействием воды, растворитель в соответствии с механизмом фильтрации несмешивающихся жидкостей не полностью вытесняется из пласта. Распределение насыщенностей пористой среды водой, растворителем и его смесью с нефтью показано схематично на рисунке 12.3.

Для полного вытеснения нефти растворителем из части пласта, охваченной этим процессом, необходимо закачать такое количество растворителя, чтобы область смешения его (с = 0,5) с нефтью переместилась за пределы пласта (рисунок 12.3), т. е. на расстояние x** = l+л, а фронт вытеснения растворителя водой дошел бы до конца пласта, то есть чтобы соблюдалось условие xв = l. Тогда количество растворителя, затраченного на образование оторочки , будет равно количеству растворителя, оставшегося в областях заводнения и смешения.



Рисунок 12.3 Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой растворителя: 1 - распределение водонасыщенности в момент времени t; 2 - концентрация растворителя с(х, t); 3 - распределение водонасыщенности в момент времени t** ; 4 - фиктивная концентрация растворителя в момент времени t** ; 5 - фиктивная область смешения растворителя и нефти

Из области смешения растворитель будет извлечен вместе с нефтью, а из заводненной области может быть частично извлечен вместе с водой.

Лекция 13. Вопросы теории вытеснения нефти из пласта оторочкой двуокиси углерода

Двуокись углерода СО2 (углекислый газ) хорошо смешивается с нефтью. Источниками СО2 являются природные месторождения, содержащие часто смесь углекислого газа с углеводородами, отходы химических производств, дымовые газы энергетических и металлургических установок.

Двуокись углерода при атмосферном давлении 105 Па и температуре 273,2К находится в газообразном состоянии, имея вязкость и плотность кг/м3. Критическое давление СО2 равна 7,38 МПа, а критическая температура 304,15 К. Это довольно низкая температура для обычных условий нефтяных месторождений. Поэтому, если нагнетать СО2 в пласты, залегающие на глубине 1500 - 2000 м с температурой 310 - 350 К при давлении около 10-20 МПа, то двуокись углерода будет находиться в за критическом состоянии. При переходе в жидкое состояние вязкость углекислоты увеличивается примерно в 3 раза, с ростом давления она также увеличивается, а с повышением температуры понижается (рисунок 13.1).

Рисунок 13.1 Кривые зависимости вязкости двуокиси углерода от давления при температурах: 1 - при Т=303,2 К; 2 - при Т=333,2 К

При смешивании СО2 с углеводородной частью нефти смолы и асфальтены слабо растворяются в смеси СО2 и легких углеводородов и могут выпасть в осадок. Растворяясь в нефти, СО2 уменьшает ее вязкость.

В тяжелых компонентах нефти СО2 растворяется слабо, однако способствует набуханию углеводородов, их разрыхлению и отрыву от зерен пород, если углеводороды на них адсорбировались. При давлении 10 МПа и температуре 300--310 К в 1 м3 нефти может раствориться 250--300 м3 СО2 (замеренного при стандартных условиях). По свойству растворимости в углеводородах СО2 сходен с пропаном. Двуокись углерода растворяется в воде примерно в 10 раз меньшем количестве чем в нефти.

Таким образом, двуокись углерода в жидком, газообразном или закритическом состоянии может быть использована как растворитель нефти с целью ее извлечения из недр.

Рисунок 13.2 Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта оторочкой двуокиси углерода, проталкиваемой водой: 1 - вода; 2 - тяжелый остаток; 3 - область смешения СО2 и воды; 4 - распределение концентрации СО2 в воде; 5 - оторочка СО2; 6 - распределение концентрации СО2 в нефти (без тяжелого остатка); 7 - область смешения СО2 и нефти; 8 - нефть; 9 - связанная вода

Рассмотрим наиболее эффективную модель вытеснения нефти из пласта, в которой двуокись углерода нагнетают в пласт в виде оторочки, продвигаемой по пласту закачиваемой в него водой (рисунок 13.2). В обводненной части пласта остаются тяжелые фракции нефти, которые будем считать невытесняемыми водой. На границе х = х* происходит конвективная, в том числе разновязкостная, диффузия и образуется область смешения СО2 с нефтью длиной . Однако в оторочку СО2 переходят из нефти только легкие углеводороды и уже в области смешения образуется малоподвижный остаток нефти, состоящий в основном из смол и асфальтенов. Размер области смешения нефти и СО2 описывается уравнением конвективной разновязкостной диффузии:

,

и расчет ее длины Л1=2л1 производят по известной формуле:

Важнейшей целью расчета параметров процесса разработки нефтяного пласта с использованием закачки в него оторочки СО2, продвигаемой водой, является определение необходимого размера оторочки. При этом нужно учитывать факторы, приводящие в конце концов к ее исчезновению. Один из факторов - растворение в нефти. Второй фактор заключается в растворении СО2 в контактирующей с ней воде, т. е. в диффузии двуокиси углерода в воду, продвигающую оторочку СО2. Вязкость двуокиси углерода, меньше вязкости воды. Поэтому в отличие от конвективной разновязкостной диффузии менее вязкой СО2 в более вязкую нефть в области смешения СО2 и нефти, на контакте вода и СО2, градиент вязкости смеси направлен против потока и конвективное проникновение воды в СО2 будет меньше. Поэтому примем, что на контакте воды с СО2 происходит односторонняя конвективная диффузия направленная против потока движущихся в пласте веществ. Влиянием разновязкостной диффузии будем пренебрегать, считая конвективную диффузию обычной.

На границе х = хв ( рисунок 13.2) концентрация СО2 в воде будет равна предельной равновесной концентрации СО2 в воде при данных пластовом давлении и температуре. На границе области смешения х = хв - л2 удельная концентрация СО2 в воде с2 = 0.

При расчете размера области смешения СО2 и углеводородной части нефти введем подвижную координату

a для расчета области смешения воды и СО2 используем подвижную координату . Здесь есть скорость движения координаты х*, где концентрация СО2 в нефти составляет 0,5, a есть скорость движения координаты х = хв.

Распределение концентрации двуокиси углерода в воде с2 будем искать в виде:

где -- концентрация двуокиси углерода в воде на границе ее с углекислотой.

Уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду имеет вид:

Подставляя последние выражения производных в уравнение конвективной диффузии двуокиси углерода в воду, и, интегрируя левую и правую части этого уравнения от л2 до 0 по о2, получим:

Суммарный объем Vyв двуокиси углерода, диффундировавшей в воду к моменту времени t, определится выражением:

где s -- водонасыщенность в обводненной области пласта.

Пример 13.1. Прямолинейный пласт длиной l = 500 м, шириной b = 250 м, общей толщиной h0 = 15 м предполагается разрабатывать путем вытеснения нефти оторочкой двуокиси углерода, продвигаемой водой. Коэффициент охвата пласта процессом з2 = 0,8. Пористость пласта m = 0,25, вязкость насыщающей пласт нефти мН = 4•10-3 Па•с, вязкость углекислого газа в пластовых условиях му = 0,05•10-3 Па•с, насыщенность связанной водой sCB = 0,05. Нефть содержит 20 % по объему смол и асфальтенов. При вытеснении нефти оторочкой СО2 смолы и асфальтены примерно наполовину вытесняются из пласта, а остальная их часть осаждается в пористой среде и не движется. Поэтому можно принять, что в водонасыщенной части пласта остаточная нефтенасыщениость (насыщенность смолами и асфальтенами)

sH = 0,l и, следовательно, водонасыщенность s = 0,9.

Расход закачиваемой в пласт углекислоты и затем воды, приведенный к пластовым условиям, составляет q=400 м3/сут, Kм=2.45•105 м/(Па•с).

Требуется определить объем оторочки углекислоты VОТ исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения СО2 и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода. Скорость фильтрации в пласте равна:

Истинная скорость движения в области смешивания нефти и СО2 :

Отсюда находим время t*, подхода сечения с концентрацией с=0,5 к концу пласта:

Определим значение параметра:

и коэффициента конвективной диффузии:

По при малых л по сравнению с в, в соответствии с формулой:

имеем: м.

При уточнении по полной формуле получим м.

Определяем среднее количество СО2 в зоне смеси ее с нефтью:

м3.

Поровый объем пласта, охваченный процессом воздействия двуокисью углерода равен:

VОП = bhml = 0,25•250•12•500 = 375•103 м3.

Учитывая незначительную растворимость СО2 в воде по сравнению с ее растворимостью в нефти, полагаем, что в сечении о2 = 0 в воде будет растворяться 5 % СО2. Следовательно, б2 = 0,05. Объем углекислоты, растворенной в воде к моменту времени t = t*, определим по формуле:

Имеем:

VУB =1,0607•0,25•250•12•0,9•0,05 (7,271•10-7•6,886•107)1/2=253,3 м3.

VУ = 42 390 + 253,3 = 42,65•103 м3.

По отношению к поровому объему пласта это составляет 11,4%.

Лекция 14. Вопросы теории вытеснения нефти из пласта водными растворами поверхностно-активных веществ

Если добавить к закачиваемой в пласт воде поверхностно-активное вещество (ПАВ), то:

существенно снизятся капиллярные силы и поверхностное натяжение на контакте нефть с водой,

улучшится смачиваемость водой поверхности зерен породы и пленки нефти станут лучше отмываться от пород,

нефть хорошо растворяется в такой воде (смешивается с ней) поэтому ее легче извлечь из пласта, со снижением поверхностного натяжения глобулы остаточной нефти в заводненной области пласта будут легче деформировать свою поверхность и продвигаться через сужения пор.

В результате оказывается высокой эффективность вытеснения нефти из пластов растворами ПАВ. Она зависит от степени диспергирования нефти в заводненной области пласта, структуры порового пространства, доли нефти, оставшейся в виде пленок на зернах породы во всей остаточной нефти, характера физико-химического взаимодействия ПАВ и пород-коллекторов. Найти оптимальные условия применения конкретного ПАВ или подобрать для заданных пластовых условий наиболее эффективное ПАВ сложно.

Физико-химическим методам разработки нефтяных месторождений, сопутствует явление сорбции (оседания) поверхностно-активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процесс извлечения нефти из пластов и экономику физико-химических методов разработки нефтяных месторождений. Поэтому рассмотрим его на примере вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ.

Уравнения фильтрации нефти и воды в пласте при вытеснении из него нефти водным раствором ПАВ, уравнения неразрывности фильтрующихся жидкостей и обобщенный закон фильтрации нефти и воды остаются, по существу, такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой.

Однако относительные проницаемости во время вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ несколько изменяются. На рисунке 14.1 показаны кривые относительных проницаемостей kB(s) и kH(s), построенные по данным вытеснения нефти обычной водой (сплошные линии) и водным раствором ПАВ (пунктирные линии). При использовании водных растворов ПАВ кривая относительной проницаемости для нефти перемещается вправо по сравнению с таковой при вытеснении нефти обычной водой.

Рисунок 14.1 Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ. Относительная проницаемость: 1 - kH для нефти при вытеснении ее обычной водом; 2 - kH 1 для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ; 3 - kB для обычной воды; 4 - kB 1 для водного раствора ПАВ

Следовательно количество остаточной нефти в пласте при вытеснении нефти водным раствором ПАВ уменьшается (соответствующая величина s*1 > s*).

Для построения математической модели вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо еще уравнение переноса ПАВ в пласте с учетом его сорбции в пористой среде. Для его вывода рассмотрим элемент пористой среды. В него через левую грань входит вместе с водой за время Дt количество ПАВ, равное vB bhcДt (с есть удельная концентрация ПАВ в воде), а через правую грань элемента пласта выходит количество ПАВ, равное:

В воде, насыщающей элемент пласта, за время Дt происходит приращение ПАВ, равное:

На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется количество ПАВ, равное:

где А есть количество сорбировавшегося ПАВ.

На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим:

Из этого выражения получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте:

(14.1)

Или в развернутом виде:

Учитывая, что стоящее в скобках выражение равно нулю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды, получим:

(14.2)

Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды, как это показано ранее, вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:

(14.3)

Уравнение (14.2) можно переписать так:

(14.4)

Уравнение (14.3) может служить для определения распределения водонасыщенности s в пласте, а (14.4) - для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить количество А сорбировавшегося ПАВ в зависимости от концентрации ПАВ в воде. Такие зависимости называются изотермами сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта применим изотерму сорбции Генри:

А = с/а. (14.5)

Подставив (14.5) в (14.4), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ :

(14.6)

Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (14.4) и (14.6). Более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. В этом случае водонасыщенность, нефтенасыщенность и концентрация ПАВ в некоторый момент времени t имеет вид, показанный на рисунке 14.2. ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область , где хсор - координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или «фронта сорбции». Область перед «фронтом сорбции» занята нефтью, дополнительно вытесненной из области под действием ПАВ. Область же занята нефтью и водой, уже не содержащей ПАВ. Таким образом, несмотря на то что водный раствор ПАВ закачивают в пласт с начала разработки, вытеснение нефти и дополнительное ее извлечение из пласта происходят только в области . На границе же х = хв нефть вытесняется обычной водой, которая очистилась от ПАВ в области . Фронт сорбции с координатой хсор «движется» слева направо со скоростью

wсор=dxсор/dt

Для определения скорости wсор используем уравнение (14.3).

При поршневом вытеснении нефти скорость vв в уравнении (14.3) постоянна. Решение уравнения (14/3) представим в виде:

.

Получим:

Производная в общем случае не равна нулю. Значит равно нулю выражение, стоящее в скобках. Из него получим:

Введя истинную скорость воды

в области , найдем:

* ms

Из этой формулы следует, что при , т. е. при отсутствии сорбции ПАВ на породе (wсор = wв) ПАВ фильтруется вместе с водой и фронт сорбции совпадает с фронтом вытеснения. Если же а=0, (т. е. на породе сорбируется бесконечное количество ПАВ), то wсор =0 и ПАВ не может продвигаться, оседая на породе у входа в пласт.

Согласно лабораторным данным в 1 м3 породы пласта может сорбироваться от 2 до 5 кг ПАВ. Если А = 2 кг/м3, то при начальной концентрации ПАВ в закачиваемой воде с = с0 = 0,5 кг/м3 согласно изотерме Генри 2 = 0,5/а. Отсюда а = 0,25 м3/м3.

При m = 0,2 и водонасыщенности в области равной s= 0,65, имеем:

Вычислим следующее отношение:

wсор

Следовательно, скорость фронта сорбции почти в 30 раз меньше истинной скорости движения воды в пористой среде.

Изменение размеров характерных областей прямолинейного пласта при вытеснении нефти из него водным раствором ПАВ показана на рисунке 14.2. В области 1 водонасыщенность s равна s1 , в области 2 - s2, в области 3 - s3, а в области 4 s = sСВ.



Рисунок 14.2 Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ: область 1 (от х = 0 до x = xсор); область 2 (от х* до xсор); область 3 ( ); область 4 ( хв < х<l)

Увеличение нефтенасыщенности в области 2 по сравнению с областью 1, связано с перемещением дополнительно вытесняемой нефти из области 1 в область 2. Поэтому из баланса нефти, согласно рисунку 14.2 получим соотношения:

.

. (14.7)

Для общего баланса воды в пласте, когда хв< l, имеем выражение:

Из двух последних выражений находим, что

(14.8)

При постоянном расходе закачиваемой в пласт воды (q=const) с помощью последнего уравнения определим положение фронта хв в любой момент времени, если хв <1. Установим положение фронта сорбции.

Чтобы найти положение границы нефтяного вала х* = х*(t) и водонасыщенности s2 в области 2, следует учитывать относительные проницаемости для нефти и воды.

Получим соотношение скорости фронта сорбции и :

(14.9)

Скорость фильтрации воды в области 2 выразим следующим образом:

, . (14.10)

Поскольку

(где vн2- скорость фильтрации нефти в области 2), с учетом обобщенного закона Дарси имеем:

(14.11)

где и есть относительные проницаемости соответственно для воды и нефти в области 2.

Определив s2 из соотношения (14.11), если заданы s1, sсв, и , и зная все необходимые величины, входящие в (14.9), найдем w*. После интегрирования (14.9) получим зависимость х*=x*(t).

Пример14.1 . Из прямолинейного пласта длиной l = 400 м, шириной b = 400 м и толщиной, охваченной процессом вытеснения, h =10 м вытесняется нефть водным раствором ПАВ. Вязкость нефти в пластовых условиях = 410-3 Па*с, вязкость воды = 10-3 Па*с , пористость пласта m = 0,2, sсв=0,05. Параметр изотермы сорбции Генри а=0,25 м3/м3.

Принимаем, что относительные проницаемости для нефти и воды как при вытеснении нефти водным раствором ПАВ, так и чистой водой линейно зависят от водонасыщенности (рисунок 14.3), причем, согласно лабораторным экспериментальным данным s* = 0,65; s** = 0,7.

Расход закачиваемой в пласт воды q=500 м3/сут. Определить время t* подхода к концу пласта (x=l) нефтяного вала х*, считая, что вытеснение нефти водой и водным раствором ПАВ происходит поршневым образом.

Положим s1=s**=0,7; s3=s*=0,65. Следовательно конечная нефтеотдача при применении водного раствора ПАВ возрастает на 5% по сравнению с нефтеотдачей при обычном заводнении.

Определим скорость фильтрации воды в области 1:

Отсюда wсор= 0,1447*10-5*0,242 = 0,35*10-6 м/с. Для левой части соотношения (14.11) :

Рисунок 14.3 Зависимость относительных проницаемостей k для нефти и воды, а также для и нефти и водного раствора ПАВ от водонасыщенности s. Относительная проницаемость: 1 - для нефти при вытеснении ее водой; 2 - для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ; 3 - для воды; 4 - для водного раствора ПАВ

После подстановки цифровых значений величин, входящих в правую часть (14.11), получим:

Таким образом:

.

Отсюда s2 = 0,627. Следовательно:

Тогда:

За это время в пласт будет закачано 2,084*106 м3 водного раствора ПАВ. При концентрации ПАВ в воде 0,5 кг на 1 м3 в пласт будет введено 1042 т ПАВ.

Следовательно, при рассматриваемом вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ дополнительно извлекаемая нефть станет поступать на поверхность через 11,4 года после начала закачки раствора.

Лекция 15. Полимерное и мицеллярно-полимерное заводнение нефтяных пластов

При вытеснении из пластов нефтей обычной водой нефтеотдача снижается с увеличением отношения вязкостей нефти и воды. Для уменьшения этого отношения и, следовательно, увеличения нефтеотдачи закачивают в нефтяные пласты водные растворы полимеров (чаще применяют полиакриламид ПАА). Молекулы ПАА схематично можно представить в виде длинных цепочек, состоящих из атомов углерода, водорода и азота. В определенных условиях молекула полимера представляет собой цепочку, длина которой соизмерима с размерами пор пласта. Молекулы полимера в водном растворе, продвигаясь в пористой среде, сорбируются на зернах поверхности пород, (как бы «цепляются» за зерна этой среды), создавая дополнительное фильтрационное сопротивление.

Рисунок 15.1 Зависимость скоростей фильтрации воды и дилатантной жидкости от градиента давления grad р

При фильтрация водного раствора полимеров с увеличением градиента давления скорость его движения возрастает все медленнее по сравнению со скоростью воды по закону Дарси. Жидкость, скорость фильтрации которой нелинейно зависит от градиента давления и, притом, с каждым приращением градиента давления она возрастает на все меньшую величину, называется дилатантной. На рисунке 15.1 показана зависимость скорости фильтрации от градиента давления для обычной воды (кривая 1) и для водного раствора полимера (кривая 2). Формулу закона фильтрации водного раствора ПАА можно представить при n<1в виде:

,

где мвп - вязкость водного раствора полимера.

С учетом фактора сопротивления R эту формулу записывают так:

Если прокачивать водный раствор ПАА через пористую среду, то перепад давления возрастает более существенно, чем это следует из закона Дарси. Фильтрация водного раствора ПАА сопровождается его сорбцией пористой средой. При незначительных концентрациях полимера можно с определенным приближением пользоваться изотермой Генри.

Полиакриламид выпускают в виде геля, твердых гранул или порошка. Вследствие высокой сорбции ПАА доводят его концентрацию до значения, при котором вязкость водного раствора этого полимера была бы в 5 больше вязкости обычной воды). Считается, что водный раствор ПАА целесообразно использовать для вытеснения нефти из пластов при ее вязкости от 10 до 30 мПа*с.

В результате сорбции ПАА пористой средой в процессе вытеснения нефти образуется фронт сорбции. Впереди фронта сорбции полиакриламида в пласте движется вода, практически очищенная от него. Картина вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАА аналогична таковой при вытеснении нефти с помощью ПАВ (но механизмы вытеснения совершенно различны). Расчеты по вытеснению нефти водным раствором ПАА можно провести по методике, изложенной для вытеснении нефти с помощью ПАВ.

Водный раствор ПАА можно применить для регулирования процесса вытеснения нефти водой, пользуясь его дилатантными свойствами. Для этого закачивают водный раствор ПАА в высокопроницаемые пропластки, снижая этим скорость движения по ним воды. Затем повышают давление нагнетания и увеличивают скорость вытеснения нефти из низкопроницаемых пропластков.

В методе полимерно-мицеллярного заводнения стремятся при использовании небольшого количества углеводорода-растворителя (нефти, спирта, ПАВ) достичь на контакте нефть и комплексный раствор полного смешивания нефти с этим раствором, либо резко снизить на нем поверхностное натяжение (до 10-6 Н/м). При достижении нужного соотношения составляющих раствора образуются физико-химически связанные группы молекул мицеллы и раствор называют мицеллярным. Важно, что эффективная вязкость мицеллярного раствора больше вязкостей веществ его составляющих. Если вблизи нагнетательных скважин этот раствор переходит в воду, то менее вязкая вода должна будет вытеснять более вязкий мицеллярный раствор при низком коэффициенте вытеснения раствора. Поэтому для продвижения оторочки мицеллярного раствора по пласту используют водный раствор полимера. Такое воздействие на пласт называют мицеллярно-полимерным заводнением.

Лекция 16. Вопросы теории движения в пласте температурного фронта при вытеснения нефти водой, паром

Начальная пластовая температура и ее распределение на месторождении определяются геотермическими условиями. Обычно пластовая температура соответствует среднему геотермическому градиенту в геологическом регионе. Однако наблюдаются и существенные отклонения. Зоны земной коры с высокой температурой называются геотермальными. Температурным режимом месторождения называют распределение пластовой температуры и ее изменение за счет теплопроводности и конвекции.

Изменение содержания тепла в пласте и, следовательно, пластовой температуры происходит в основном при закачке в пласт воды, с иной температурой, чем начальная пластовая, при отборе нефти, а также при экзотермических реакциях в пласте.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из однородного прямолинейного пласта при закачивании воды с температурой меньшей чем пластовая. Для вывода уравнения переноса тепла рассмотрим элемент прямолинейного пласта. Слева в элемент пласта длиной ?х, высотой h и шириной b поступает вода с температурой Т. В пласте начинается перенос тепла за счет конвекции и теплопроводности. Если - скорость фильтрации воды в направлении оси х, то скорость ввода тепла в элемент пласта за счет конвекции через его левую грань будет . Через правую грань элемента пласта происходит теплоотдача со скоростью:

,

где сВ - удельная теплоемкость воды; св - плотность воды.

За счет теплопроводности через левую грань элемент получает тепло со скоростью и через правую грань он отдает тепло со скоростью . В элементе пласта содержатся остаточная нефть и вода. Поэтому приращение теплосодержания в нем выражается так:

+.

где - массовая удельная теплоемкость минералов, слагающих горные породы; - плотность минералов; s - водонасыщенность.

Скорость распространения тепла за счет теплопроводности выражается законом Фурье. Если то согласно балансу тепла в элементе пласта получим:

Здесь - скорость отдачи тепла с единицы площади кровли и подошвы пласта за счет теплопроводности. Теплоотдача идет через две границы- через кровлю и через подошву пласта, что учитывается множителем 2 в последнем члене правой части формулы .

Механизм переноса тепла в нефтяном пласте при вытеснении нефти водой имеет важную для разработки нефтяных месторождений особенность. Граница охлаждаемой или нагреваемой водой зон в пористой среде перемещается в пласте значительно медленнее чем движется вода. При закачке в пласт воды с температурой, отличающейся от пластовой, образующаяся при этом в пласте охлажденная или нагретая зона, отстает от фронта вытеснения нефти водой.

Покажем это, решая приведенное выше уравнение. Для простоты пренебрежем переносом тепла за счет теплопроводности вдоль оси х и отдачей тепла в кровлю и подошву.

Выносим за знаки соответствующих производных скорость конвективного переноса тепла и величину:

,

.

В результате, исключив из рассматриваемого уравнения взаимно уничтожающиеся члены, и, полагая , получим уравнение тепло- переноса:

(16.1)

В прямолинейный пласт слева через границу х = 0 закачивается холодная вода при постоянном расходе q и температуре Т1 < Тпл (Тпл - начальная пластовая температура).

B пласте образуется фронт охлаждения с координатой . Темпера- тура в области до координаты составит , а перед этой координатой температура равна пластовой Тпл. Фронт охлаждения по мере закачки холодной воды перемещается со скоростью:

. (16.2)

Решение уравнения (16.1) ищем в виде:

, (16.3)

где f - функция от переменной .

Имеем:

; . (16.4)

Подставив (16.4) в (16.1), получим:

. (16.5)

В общем случае значит в формуле (16.5) равно нулю выражение в фигурных скобках. Откуда следуeт:

(16.6)

Оценим величину при данных, характерных для нефтяных пластов, при ; ; ; = 2,5 кг/; m=0,2; ; = 0,6; =2,1 кДж/(кгК); кг/; = 0. Получим:

Таким образом, скорость перемещения в пласте фронта охлаждения примерно в 1,3 раза превышает скорость фильтрации воды. Если же отнести скорость фронта охлаждения к истинной скорости фронта поршневого вытеснения нефти водой , то получаем:

Следовательно, фронт охлаждения в каждый момент времени отстает от фронта вытеснения нефти водой в 1/0,155 = 6,45 раза. Это значит, что нефть будет вытесняться из пласта поршневым образом не закачиваемой холодной водой, а водой с пластовой температурой. Чтобы полностью охладить этот идеализированный пласт до температуры закачиваемой воды, нужно прокачать через него при указанных условиях , т. е. примерно 3,9 порового объема холодной воды.

Однако рассмотренный пласт идеализирован. Он однороден, кровля и подошва теплоизолированы. В реальном пласте закачиваемая холодная вода в основном проникает в наиболее высокопроницаемый пропласток. Нефть в нем значительное время вытесняется водой с пластовой температурой. В течении этого времени в нем не ухудшаются условия вытеснения нефти по сравнению с условиями в процессе закачки воды при пластовой температуре. В соседних же менее проницаемых пропластках температура будет уменьшаться (из-за опережающего движения холодной воды в высокопроницаемых прослоях) и ухудшатся условия вытеснения, особенно если нефть резко увеличивает вязкость с понижением температуры или в нефти кристаллизуется парафин и она приобретает неньютоновские свойства.

Заметим, что при закачке горячей воды или пара в соседних менее проницаемых пропластках температура будет повышаться, вязкость нефти снижаться и вытеснение возможно будет происходить при улучшенных условиях.

Во время закачки в пласт воды с температурой большей пластовой образуется тепловая зона. Переднюю границу ее называют фронтом нагрева или тепловым фронтом. Скорость его продвижения можно определить аналогично фронту охлаждения. Но при закачке горячей воды из прогретой зоны 0 (- координата теплового фронта на рисунке 16.1) будет дополнительно вытесняться нефть. В момент времени t распределение насыщенности пласта водой и остаточной нефтью показано на рисунке 16.1. Если моменту t в пласт закачан объем воды, равный , то его величина определится выражением:

Разделив его левую и правую части на bh, продиффенцировав его по t, раскрыв скобки, получим:

, (16.7)

(16.8)

Рассматривая баланс нефти, вытесненной из зоны 0 в зону , имеем:

.

Рисунок 16.1 Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта горячей водой

Теперь из (16.8)найдем:

.

Таким образом, и в случае вытеснения нефти из пласта горячей водой с температурой , тепловой фронт отстает от фронта вытеснения нефти. Нефть будет вытесняться сначала водой с пластовой температурой и только в зоне станет вытесняться горячей водой. Дополнительная нефть начнет добываться спустя время, после которого «передняя координата» нефтяного вала достигнет конца пласта.

При расчетах неизотермических процессов разработки нефтяных месторождений используют уравнение теплопереноса (16.1), учитывающих отдачу тепла в кровлю и подошву пласта.

1. При оценочных расчетах неизотермических процессов реальных пластов прибегают к способу Ньютона:

qT = *(T-Tпл) (16.9)

где -коэффициент теплопередачи пласта.

Однако способ Ньютона более пригоден в лабораторных условиях для физических моделей пластов.

2. Ловерье решал уравнение теплопереноса при следующих упрощениях. Температура пласта в каждом вертикальном сечении или в каждом элементе пласта длиной принималась одинаковой, пренебрегалось теплопроводностью пласта по горизонтали. Перенос тепла в кровле и подошве за счет теплопроводности принимался происходящим только по вертикали. Условно считалось, что кровля и подошва пласта простираются соответственно вверх и вниз до бесконечности (так как отдача тепла за счет теплопроводности происходит медленно). Не учитывалась слабая зависимость теплоемкости воды и горных пород от температуры.

В результате Ловерье записал уравнение теплопереноса в прямолинейном пласте при поршневом вытеснении нефти водой в виде:

(16.10)

Для расчета движения вала нефти и воды в пласте используем схему распределения нефтеводонасыщенности, приведенную на рисунке 16.1.

При учете ухода тепла по Ньютону в уравнение (16.10) подставим выражение для , определяемое формулой (16.9). Ловерье же использовал решение задачи о распространении тепла в прямолинейном стержне. Если, например, кровлю пласта считать сечением соответствующим Z=0, то с элемента пласта длиной и шириной b при постоянном перепаде температур будет уходить в единицу времени количество тепла, равное:

Следовательно:

, (16.11)

где - коэффициенты теплопроводности и температуропроводности горных пород кровли и подошвы пласта.

Из (16.11) видно, что скорость отдачи тепла в кровлю и подошву пласта с течением времени t уменьшается.

Формула (16.11) пригодна при . При переменном перепаде температур следует использовать интеграл Дюамеля.

Если учитывать непоршневой характер вытеснения нефти водой, то уравнение (16.10) перед производной ?Т/?х должно содержать не , а член Гидродинамическая часть расчета в этом случае основывается, как и при изотермическом вытеснении нефти водой, на использовании относительных проницаемостей для нефти и воды и функции:

(16. 12)

Расчеты непоршневого вытеснения нефти водой в неизотермических условиях производят обычно численными методами на ЭВМ.

Лекция 17. Вопросы теории вытеснения нефти из пласта горячей водой

С повышением температуры вязкости нефти и воды уменьшаются. Если вязкость нефти высокая, то с ростом температуры снижается она весьма существенно. Поэтому соотношение подвижностей нефти и воды изменяется в лучшую сторону. Это и является основанием для увеличения нефтеотдачи пластов при закачке горячей воды или водяного пара.

Горячую воду и пар получают в парогенераторах (котлах) высокого давления и закачивают в пласт через нагнетательные скважины специальной конструкции и со специальным оборудованием, предназначенным для работы в условиях высоких температур и давлений.

При закачке воды в пласт важно знать ее термодинамическое состояние. Находится ли она в жидком состоянии, в виде пара, в виде смеси жидкости и пара. На рT-диаграмме для воды линия насыщения разделяет области существования воды. Над линией насыщения состояние воды будет только жидкое, а под нею - только в виде перегретого пара.

Критическая зона характеризуется точкой (для воды Ркр= 22,12 МПа, Ткр = 647,3К). Справа от вертикальной линии, проходящей через эту точку вода находится в закритическом состоянии.

Если давление воды и ее температура таковы, что соответствующая им точка находится на линии насыщения, то вода пребывает одновременно и в парообразном и в жидком состояниях. Если давление и температура пара соответствуют давлению и температуре на линии насыщения, то пар называется насыщенным. Количество воды содержащейся в жидком и парообразном состояниях, зависит от теплосодержания единицы массы воды. Пусть некоторый объем воды находится в состоянии, соответствующем линии насыщения. Обозначив массу пара в этом объеме МП , а массу жидкой воды МВ , введем понятие сухости пара:

Сухости пара изменяется от нуля, если вода находится в жидком состоянии, до единицы, когда вся вода представляет собой перегретый пар.

Линию насыщения на PT-диаграмме для воды принято аппроксимировать зависимостью:

, (17.1)

где Рвп - давление на линии насыщения, МПа; Т - температура, К.

По этой формуле получают давление на линии насыщения с некоторой погрешностью вблизи точки, характеризующей критическое состояние воды.

Рассмотрим температурное поле при закачке в пласт горячей воды.

В прямолинейный однородный пласт через галерею закачивается горячая вода с температурой T и расходом q. Следовательно, на входе в пласт постоянно поддерживается перепад температур . Пренебрегаем теплопроводностью пласта в горизонтальном направлении, но учтем уход тепла по вертикали за счет теплопроводности в его кровлю и подошву. Процесс теплопереноса описывается уравнением (16.10), которое запишем в виде:

(17.2)

Поскольку температура в каждом вертикальном сечении пласта у кровли и подошвы переменная, то формулу для скорости отдачи тепла в виде (16.11) использовать нельзя, так как она справедлива лишь при =const. В случае же переменной температуры используем интеграл Дюамеля. В результате получим:

(17.3)

Эта задача расчета температурного поля в пласте известна как задача Ловерье. Она решена с использованием преобразования Лапласа, согласно которому вводится функция в виде:

( 17.4)

После подстановки (17.4) в (17.2) и (17.3) получено следующее дифференциальное уравнение в обыкновенных производных:

. (17.5)

Его решение с учетом граничного условия , если х=0 и начального условия = 0 при t = 0, имеет вид:

(17.6)

Функция (х, s) есть изображение по Лапласу функции-оригинала (х, t). При переходе от изображения Лапласа к оригиналу имеем:

 ; (17.7)

t.

Из (17.7) видно, что если x = 0, то erfc(0) = 1 и и , а при и .

На рисунке 17.1 показано распределение температуры при закачке горячей воды в нетеплоизолированный прямолинейный пласт при его толщине h= 15 м, ширине b = 100 м, длине l = 100 м, пористости m = 0,2, удельной теплоемкости горных пород = 1,3 кДж/(кгК), плотности пород =2,5кг/, удельной теплоемкости нефти кДж/(кгК)), плотности нефти = 0,85 кг/, теплопроводности пород кровли и подошвы , их температуропроводности . Поскольку теплоемкость пласта в целом сравнительно мало зависит от содержания в нем остаточной нефти, при расчете распределения температуры было принято, что средняя остаточная нефтенасыщенность пласта = 0,3. В пласт закачивалась горячая вода при С0 и расходе /сут . Расчет показывает, что за передняя граница теплового фронта переместится в пласте на расстояние 31,17 м, а распределение температуры будет характеризоваться кривой 1. Если t = 200 сут, то перемещается на расстояние 62,34 м при распределении температуры по кривой 2.

За 300 сут переместится внутрь пласта на расстояние 93,51 м. характеризует распределение температуры в нем кривая 3 . До конца пласта передняя граница теплового фронта доходит за 321день.



Рисунок 17.1 Распределение температуры в прямолинейном пласте при вытеснении из него нефти горячей водой

Распределение температуры в пласте при закачке в него горячей воды является важным технологическим показателем процесса. Однако основным показателем является нефтеотдача и, следовательно, текущая и накопленная добыча нефти.

При определении основных технологических показателей рассматриваемых способов извлечения нефти необходимо проводить сложные расчеты многофазной неизотермической фильтрации с помощью быстродействующих ЭВМ.

Рассмотрим приближенные схемы аналитических расчетов.

Предполагаем, что остаточная нефтенасыщенность в каждом сечении нагретой области равна предельной остаточной нефтенасыщенности , соответствующей данным температуре или перепаду температур :

. (17.8)

Это правомерно поскольку экспериментально доказано, что коэффициент конечной нефтеотдачи при многократной промывке возрастает при увеличении температуры горячей водой. Подставляя в (17.8) величину , определяемую формулой (17.7), получим распределение остаточной нефтенасыщенности в нагретой области . Общее распределение водонасыщенности в пласте при показано схематично на рисунке 17.2. Видим, что в нагретой области 1 остаточная нефтенасыщенность возрастает, а водонасыщенность s уменьшается с увеличением х, в области 2 образуется нефтяной вал, а в области 3 происходит изотермическое вытеснение нефти водой с постоянной остаточной нефтенасыщенностью.

Рисунок 17.2 Схема распределения водонасыщенности в прямолинейном пласте при вытеснении из него нефти горячей водой; область 1 занята водой, область 2 занята нефтью, 3 - область изотермического вытеснения нефти водой.

Согласно рисунку 17.2, накопленное количество закачанной в пласт воды ее определяется выражением:

Площади областей 1 и 2 равны, поскольку нефть вытиснилась горячей водой из области 1 в область 2, образовав нефтяной вал. Поэтому имеем:

Из последних двух выражений получим накопленное количество закачанной в пласт воды:

. (17.9)

По формуле (17.9) находим . Значение можно установить исходя из условия совместного движения нефти и воды в области 2 ( рисунок 17.2), то есть из соотношения:

(17.10)

Скорость фильтрации в области 2 оцениваем равной 1,5 m . Это следует из того, что скорость фильтрации нефти в области 2 должна быть больше, чем скорость движения границы при , умноженная на пористость m вследствие перетока нефти из области 1 в 2, но меньше скорости фильтрации на границе , примерно равной . Так приближенно устанавливают и

Расчеты свидетельствуют о высокой энергоемкости непрерывного вытеснения нефти горячей водой. Так в одном из примеров показано, что для дополнительного извлечения из пласта 4000 м3 нефти придется сжечь около половины ее. Большие расходы энергии на подогрев воды потребуются если стремиться еще повысить нефтеотдачу.

Снижение энергоемкости вытеснения нефти из пластов теплоносителями достигается при использовании метода тепловой оторочки. В нем вместо непрерывной закачки горячей воды после проникновения ее в пласт через определенное время начинают нагнетать неподогретую воду. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении вытеснения нефти нагретая область (тепловая оторочка). В этом методе достигается несколько меньшая нефтеотдача чем при непрерывной закачке теплоносителей в пласт, но на подогрев воды или пара энергии тратится значительно меньше.

Получим формулу для распределения температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки за счет закачки горячей воды. Вначале в пласт закачивают горячую воду с начальной температурой T = T1 и = 1 . В момент времени t = t2 температура этой воды снижается скачком до T = Tпл то есть становится = 0 при х=0.

Исходное уравнение (17.2) , описывающее распределение температуры при закачке в пласт горячей воды линейное. Сумма решений линейного уравнения есть тоже решение. Поэтому, чтобы получить формулу для распределения температуры в прямолинейном пласте при создании в нем тепловой оторочки нужно из известного решения (17.7) :

;

t.

вычесть такое же решение, но зависящее не от времени t, а от времени равного t - t2 ( t2 - момент начала закачки в пласт неподогретой воды).

В результате для определения распределения перепада температуры в пласте с тепловой оторочкой получаем формулу

Здесь первое слагаемое справедливо при t большем чем bx/a , а второе верно при ( t - t2 ) большем чем bx/a .

Из этой формулы следует, что максимальная температура в пласте достигается при

x=a*(t- t2 ) /b.

Лекция 18. Вопросы теории вытеснения нефти из пласта водяным паром. Вопросы вытеснения нефти из пласта при пластовом горении

Вытеснение нефти из пласта водяным паром может осуществляться вблизи паронагнетательных скважин. Если в пласт нагнетать насыщенный пар, то по мере удаления от нагнетательной скважины в результате потерь тепла в кровлю и подошву пласта и влияния теплопроводности в горизонтальном направлении сухость пара будет уменьшаться. На определенном расстоянии от нагнетательной скважины пар полностью сконденсируется и превратится в горячую воду. Важно отметить, что температура в области насыщенного пара близка к постоянной. Она изменяется только вследствие увеличения или уменьшения давления при фильтрации пара.

Закономерности перемещения области насыщенного пара с постоянной температурой в пласте можно установить по формуле Маркса- Лангенгейма, которая выводится непосредственно на основе баланса тепла в пласте:

(18.1)

Здесь q - количество тепла, вводимого в пласт в единицу времени с паром; - изменение за единицу времени тепла в нагретой области; - изменение за единицу времени тепла, отдаваемого в кровлю и подошву. В расчетной схеме Маркса-Лангенгейма использована схема теплопотерь Ловерье.

В нагретой области пласта 1, содержащей насыщенный пар и остаточную нефть с насыщенностью , температура равна температуре нагнетаемого пара. В области 2, расположенной перед областью 1, температура равна пластовой.

Допустим, что тепловой фронт, продвинувшись в глубь пласта, занял положение x = в некоторый момент времени .Только с этого момента начнется уход тепла в кровлю и подошву по вновь образовавшейся площадке . Отдача тепла из пласта в кровлю и подошву в соответствии с полученной ранее формулой выражается так:

(18.2)

Для нагретой области 1 имеем:

; (18.3)

Подставляя (18.2) и (18.3) в уравнение баланса тепла (18.1), и, переходя к пределу при и , получим:

(18.4)

Уравнение (18.4) интегральное так как искомая величина находится под знаком интеграла. Решение уравнения найдено с использованием преобразования Лапласа:

; (18.5)

Подставляя время t в последнюю из формул (18.5), находим соответствующее ему значение y, по нему определяем и затем по первой формуле (18.5) вычисляем координату теплового фронта .

Скорость теплового фронта

получаем дифференцированием первого выражения (18.5):

(18.6)

Коэффициент тепловой эффективности процесса определяется выражением:

. (18.7)

По графической зависимости на рисунке 18.1 видно, что с ростом безразмерного времени коэффициент тепловой эффективности процесса уменьшается, поскольку с течением времени все большее количество тепла уходит в кровлю и подошву пласта.

Рисунок 18.1 Зависимость изменения тепловой эффективности процесса вытеснения нефти паром от безразмерного времени у

Рассмотренную схему теплопереноса в пласте при закачке в него пара можно использовать и в случае радиальной фильтрации. При этом вместо первого уравнения выражения (18.5) записываем:

(18.8)

где - радиус нагретой области. Функцию и безразмерное время у определяем по формуле (18.5) как и для прямолинейного пласта. Распределение насыщенностей пласта водой и нефтью при радиальной фильтрации можно установить по модели поршневого вытеснения нефти водой.

При внутрипластовом горении в пористой среде сгорает в основном тяжелый остаток нефти (кокс). Более легкие фракции нефти испаряются перед областью горения в результате повышения температуры и переносятся в сторону вытеснения к добывающим скважинам.

Начинают работы с возбуждения или инициирования горения в пласте. Для этого в нагнетательную скважину опускают глубинную горелку или электронагреватель и нагнетают воздух. Воздух из-за значительно меньшей вязкости, чем насыщающие пласт нефть и вода, прорывается через них к добывающим скважинам. В результате осуществляется сообщаемость (сбойка) воздухонагнетательных и добывающих скважин. Затем включают глубинное нагревательное устройство и вводят тепло в пласт. Постепенно температура в пласте повышается, скорость окисления нефти возрастает и окисление ее переходит в горение. Окислителем является кислород, находящийся в составе закачиваемого в пласт воздуха. Горение идет в малой зоне пласта (фронте горения шириной в несколько сантиметров). Нефть отбирается скважинами вместе с продуктами горения и водой.

При низкотемпературном окислении (когда давление меньше 5 МПа, а температура находится в пределах 420-450 К ) углерод и водород нефти соединяются с кислородом, образуя окислы углеводородов и органические кислоты, а при высокотемпературном горении (когда температура выше 200 оС) образуются в основном углекислый газ и вода.

Скорость горения определяется быстротой подачи воздуха в зону окислительной реакции. Скорость продвижения фронта горения в пласте определяется расходом окислителя qвоз (м3/сут) и Rвоз(м3/м3) :

щф = qвоз/( Rвозbh) (18.9)

где qвоз - расход воздуха в прямолинейный элемент пласта шириной b и толщиной h, охваченной горением.

Положение фронта горения в момент времени t определяется выражением:

= . (18.10)

При плоскорадиальной фильтрации имеем:

; .

Отсюда получаем расстояние, на котором находится положение фронта горения в момент времени t :

. (18.11)

Если в скважину в радиальном случае нагнетать при стандартных условиях qвоз= 30000 м3/сут при h = 10м, Rвоз= 308м3/м3 , то через 1 год (365сут) фронт горения продвинется от скважины на расстояние

Из приведенных формул видно, что при постоянном расходе закачиваемого в пласт воздуха скорость движения фронта горения, тем меньше чем больше кокса содержится в 1м3 пласта.

Сухое внутрипластовое горение осуществляется при нагнетании в пласт только воздуха.

Рисунок 18.2 Кривая изменения температуры при сухом внутрипластовом горении

Наибольшая температура Тф на рисунке 18.2 соответствует положению фронта горения с координатой хф. Излом на линии температуры на расстоянии хТ определяет положение фронта конвекции при конвективном переносе тепла. Скорости перемещения этих фронтов разные потому что они зависят от различных факторов.

При сухом внутрипластовом горении скорость перемещения фронта конвекции в 5-7 раз меньше скорость движения фронта горения. Значит, тепло, генерируемое в зоне горения, мало работает на вытеснение нефти, оно остается позади области горения, бесполезно уходя в кровлю и подошву пласта.

Тепло, генерируемое в зоне горения, станет эффективнее использоваться если оно будет переноситься в область перед фронтом горения. При этом оно будет испарять легкие фракции нефти, которые двинутся к добывающим скважинам, а оставшиеся тяжелые фракции будут сгорать.

Рисунок 18.3 Схема распределения температуры и насыщенности пористой среды пласта при влажном горении

Такой конвективный перенос тепла возможен при увеличении теплоемкости движущихся в пласте веществ. Что достигается добавлением воды к нагнетаемому в пласт воздуху.

Влажное горение в пласте осуществляется при закачке в него воздуха с водой. При влажном горении в пласте (в некоторых случаях) фронт конвекции примерно в два раза движется быстрее , чем фронт горения.

При интенсивном горении ширина зоны горения с пиковой температурой T2 мала (рисунок 18.3). Перед ней движется паровое плато с постоянной температурой T3. Она сильно насыщена водяным паром и продуктами горения. В ней в основном и происходит вытеснение нефти. Ее легкие фракции испаряются и вытесняются к добывающим скважинам.

Расчеты процессов горения в пласте сложны и ведутся на мощных вычислительных машинах. Существуют и приближенные способы расчетов.

Список рекомендуемой литературы

1. Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов.- 2-е изд., перераб. и доп./Ю. П. Желтов - М. : Недра, 1998.- 365с.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки/Т. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов, М. Д. Розенберг- М. : Недра, 2008.-572с.

Размещено на Allbest.ru

...