Автор: Ахмед Тарик Джалал Абдулбари
Должность: студент, студент
Учебное заведение: Тюменский индустриальный университет
Населённый пункт: Тюмень
Наименование материала: статья
Тема: Расчёт Показателей Пароциклических Обработок (ПЦО) Скважин
Раздел: полное образование
Расчёт Показателей Пароциклических Обработок (ПЦО) Скважин
Технология ПЦО скважин включает 3 стадии:
-
закачка пара;
-
прекращение закачки и пропитка призабойной зоны пласта паром;
-
добыча нефти.
Радиус прогрева пласта
В связи с небольшой продолжительностью стадии закачки пара (10–30 суток)
можно пренебречь потерями тепла в окружающие породы и считать, что все
закачанное тепло концентрируется в нефтяном пласте. В этом случае радиус
прогрева определяется из уравнения теплового баланса:
q
n
. c
r
. t =
R
2
. h . c
1
n
откуда радиус прогрева
R
n
=
√
q
n
. c
r
. t
π . h. c
n
1
где
q
п
– массовый расход нагнетаемого пара, кг/ч;
t – время нагнетания пара, ч;
c
r
– скрытая теплота парообразования, Дж/кг;
h – толщина пласта, м;
c
1
n
– объёмное теплосодержание пласта в паровой зоне, Дж/м
3
.
c
n
1
=
m. c
r
. p
r
+
(
1
−
m
)
. c
ck
. p
ck
.
(
T
n
−
T
o
)
кДЖ
/
м
3
где
ρ
r
– плотность пара, кг/м
3
;
с
ск
– удельная теплоёмкость скелета пласта, кДж/кг·°С;
ρ
ск
– плотность скелета пласта, кг/м
3
;
Т
п
– температура пара на забое скважины;
Т
о
– начальная температура пласта, °С;
m – пористость пласта
Начальный дебит скважины после ПЦО
q
н
=
2 π k h
(
P
k
−
P
c
)
μ
(
T
n
)
∈
(
R
n
R
c
)
+
μ
(
T
0
)
.
∈
(
R
k
R
n
)
где
Р
к
– пластовое давление на контуре питания, Па;
Р
с
– забойное давление в скважине в период отбора продукции, Па;
μ(Т
п
) – средняя вязкость нефти в прогретой зоне, Па.с;
μ(Т
о
) – вязкость нефти при начальной пластовой температуре, Па.с;
R
с
– радиус скважины, м;
R
к
– радиус контура питания, м;
к – проницаемость пласта, м
2
.
Кратность увеличения дебита скважины после ПЦО
Кратность увеличения дебита скважины после ПЦО определяется по формуле:
K
=
q
n
q
баз
Где:
q
н
– начальный дебит после ПЦО, м
3
/сут.;
q
баз
– базовый дебит до ПЦО, м
3
/сут.
q
баз
=
2 π k h
(
P
k
−
P
c
)
μ
(
T
0
)
.
∈
(
R
k
R
с
)
Расчёта ПЦО скважины.
Исходные данные:
q
п
= 8000 кг/ч
2,22 кг/с; h = 20 м; Т
п
= 250°С; Т
о
= 20°С;
п
= 0,002 кДж/м
с
°С;
с
п
= 1,1 кДж/кг
°С; х
r
= 0,7; m = 0,2; с
ск
= 0,85 кДж/кг
°С; ρ
ск
= 2500 кг/м
3
; ρ
п
=
2000 кг/м
3
; t = 20 суток. к = 10
-12
м
2
; P
к
= 12 МПа; Р
с
= 7 МПа; R
с
= 0,05 м; R
к
= 100
м; μ(Т
п
)=0,02Па
с,μ(Т
о
)=0,7Па
с.;
Тогда, объёмное теплосодержание пласта в паровой зоне
c
n
1
=
m. c
r
. p
r
+
(
1
−
m
)
. c
ck
. p
ck
.
(
T
n
−
T
o
)
кДЖ
м
3
=
0 , 2 .1705 . 20 . 0,8 . 0,85 . 2500 .
(
250
−
20
)
=
397820 кДЖ
/
м
3
радиус прогрева
R
n
=
√
q
n
. c
r
. t
π . h. c
n
1
=
√
8000.1705 .20 .24
π .20 .397820
=
16,2 м
Начальный дебит скважины после ПЦО
q
н
=
2 π k h
(
P
k
−
P
c
)
μ
(
T
n
)
∈
(
R
n
R
c
)
+
μ
(
T
0
)
.
∈
(
R
k
R
n
)
=
2. π . 10
−
12
.20 .
(
12
−
7
)
. 10
6
0.02 .
∈
(
16.2
0.05
)
+
0.7 .
∈
(
100
16.2
)
¿
0.452. 10
−
3
м
3
/
c
=
39.1
м
3
сут
базовый дебит до ПЦО
q
баз
=
2 π k h
(
P
k
−
P
c
)
μ
(
T
0
)
.
∈
(
R
k
R
с
)
=
2 . π . 10
−
12
.20 .
(
12
−
7
)
. 10
6
0.7 .
∈
(
100
0.05
)
=
0.118. 10
−
3
м
3
с
=
10.2
м
3
сут
Кратность увеличения дебита скважины после ПЦО определяется по формуле:
K
=
q
n
q
баз
=
39.1
10.2
=
3.83