Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Тепловой коэффициент нефти


Разработка нефтяных месторождений тепловыми методами

    1. Расчет основных показателен разработки нефтяной залежи методом создания внутрипластового движущегося очага горения

Рассчитать основные показатели разработки пятиточечного элемента участка пласта методом создания внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ) [4.5].

Исходные данные для расчета показателей разработки залежи приведены в табл. 8.1.

Таблица 8.1

Таблица исходных данных для расчета показателей разработки нефтяной залежи методом ВДОГ

Наименование исходных параметров

Значение

Толщина пласта

h, м

6

Коэффициент открытой пористости породы пласта

т

0.28

Пластовая температура

t, °С

21

Плотность нефти в пластовых условиях

ρ. кг/м3

945

Плотность воды

ρ. кг/м3

1000

Нефтенасыщенность пород пласта

Sh

0.72

Водонасыщенность

Sb

0.23

Расстояние между нагнетательной н экс­плуатационной скважинами

l , м

150

Абсолютное давление на забое эксплуата­ционных скважин

pЗ, МПа

8

Радиусы нагнетательных и эксплуатацион­ных скважин

rC , м

0.084

Эффективная проницаемость породы для окислителя (воздух)

k, мД

176

Объемный коэффициент охвата пласта оча­гом горения

АV

0.575

Безразмерный параметр формы фронта го­рения

id

6.06

Коэффициент нефтеотдачи из участков, не охваченных фронтом горения

ηн

0.4

Лабораторными экспериментами на модели пласта установлено.

Пористость

m'

0.4

Расход топлива (удельное количество кок­сового остатка)

g'КО кг/м3

21

Удельный расход окислителя

Vост, м'/КГ

12

Количество образующейся реакционной воды

g'В кг/м3

25

Теплота сгорания нефти

QH, ккал/кг

10000

Теплота сгорания газообразных продук­тов

QГ, ккал/ м3

300

Вязкость окислителя при пластовой темпе­ратуре

µ, мПа∙с

0.018

Минимальная скорость перемещения фрон­та горения

wф. м/сут

0.0375

Максимальная скорость перемещения фронта горения

w’ф. м/сут

0.15

РЕШЕНИЕ

Определяем удельное количество коксового остатка в породе пятиточечного элемента участка пласта:

(8.1)

Объем окислителя (воздуха), требующегося для выработки (выжигания) единицы объема пласта, составит:

(8.2)

Применяя минимальную скорость перемещения фронта горения определим минимальную плотность потока окислителя:

(8.3)

Используя объемный коэффициент охвата пласта очагом горения определим суммарный объем требующегося окислителя для выработки одного пятиточечного элемента системы разработки пласта:

(8.4)

Определяем предельный максимальный расход окислителя:

(8.5)

Для сокращения срока разработки пятиточечного элемента участка пласта принимаем максимальную скорость перемещения фронта горения н определяем продолжительность первого периода разработки. при котором расход окислителя достигнет значения :

(8.6)

Количество израсходованного за этот период окислителя составит:

(8.7)

Количество окислителя, израсходованного в основной период разработки, при этом составит:

(8.8)

Продолжительность основного периода:

(8.9)

Общая продолжительность разработки всего пятиточечного элемента участка пласта методом ВДОГ составит:

(8.10)

Абсолютное давление на устье нагнетательной скважины [кгс/см2] определяется по формуле:

(8.11)

Для вычисления коэффициента нефтеотдачи необходимо знать количество коксового остатка S0 н углеводородного газа выраженное в долях от порового объема:

(8.12)

Используя известный объемный коэффициент охвата пласта очагом горения и коэффициент нефтеотдачи из участков, не охваченных фронтом горения, определим общий коэффициент нефтеотдачи:

(8.13)

Зная общий коэффициент нефтеотдачи, определим количество извлекаемой нефти на площади пятиточечного участка пласта (S=4l2) при его разработке методом ВДОГ:

(8.14)

Определяем удельное количество образующейся реакционной воды:

(8.15)

Суммарное количество получаемой воды [м3] формуле:

(8.16)

Принимаем допущение о том. что дебит нефти одного пятиточечного элемента пласта прямо пропорционален расходу окислителя для выработки этого элемента. Исходя из этого допущения, определим дебит нефти элемента в основной период разработки [м3/сут]:

(8.17)

Дебит нефти в первый период разработки qm будет линейно возрастать от 0 до а в третий период будет убывать отдо 0.

    1. Расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта

Тепловая обработка пласта ведется комбинированным методом и состоит из двух этапов. На первом этапе призабойная зона нагнетательной скважины подогревается газо-воздушной смесью (предварительный нагрев пласта). На втором этапе нагнетается холодная вода для получения пара и вытеснения им нефти. Скважины расположены по семиточечной схеме [5].

Исходные данные для расчета показателей процесса тепловой обработки пласта приведены в табл. 8.2.

РЕШЕНИЕ

Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке (объем семиточечного элемента системы разработки):

(8.18)

Таблица 8.2

Таблица исходных данных для расчета показателей промышленного процесса тепловой обработки пласта

Наименование исходных параметров

Значение

Расстояние между эксплуатационными и нагнетательными скважинами

R, м

100

Средняя толщина пласта

h, м

20

Коэффициент открытой пористости породы пласта

т

0.2

Нефтенасыщенность породы пласта

0.5

Коэффициент вытеснения нефти паром

η1

0.8

Прирост температуры перегретого пара от­носительно начальной температуры

ΔTП, °С

700

Прирост температуры холодной воды до точки кипения

ΔTВ, °С

150

Теплоемкость воды

СВ, ккал/кг °С

1

Теплота испарения воды

/, ккал/кг

500

Теплота сгорания природного газа

Q, ккал/кг

8000

Приемистость нагнетательной скважины для газовоздушной смеси при предвари­тельном нагреве пласта

К, м3/сут

1∙105

Теплоемкость перегретого пара

Сп, ккал/м3 °С

500

Производительность нагнетательной уста­новки для воды

qНВ, м3/сут

500

Плотность воды

ρ, кг/м3

1000

Абсолютные запасы нефти в элементе на начало тепловой обработки:

(8.19)

Из этих запасов можно вытеснить паром следующий объем нефти:

(8.20)

Определяем объем призабойной зоны нагнетательной скважины в элементе, охваченный предварительным нагревом:

(8.21)

Для нагрева такого объема пласта следующее количество тепловой энергии:

(8.22)

Общее количество газа, необходимое для получения такого количества тепловой энергии с учетом тепловых потерь (25%) составит:

(8.23)

Лабораторными исследованиями установлено, что на сгорание 1 м3 газа требуется 9.5 м3 воздуха. Следовательно, расход воздуха составит:

(8.24)

Объем всей газовоздушной смеси, необходимой для предварительного нагрева пласта составит:

(8.25)

При этом предварительный обогрев охватит площадь семиточечного элемента участка пласта с радиусом равным:

(8.26)

С учетом приемистости нагнетательной скважины для газовоздушной смеси можно рассчитать продолжительность периода предварительного нагрева пласта:

(8.27)

После прогрева призабойной зоны нагнетательной скважины необходимо максимально быстро провести нагнетание воды для уменьшения тепловых потерь н своевременного получения пара для обработки всего пласта.

Общий объем воды, необходимый для нагнетания н образования пара можно определить по формуле объемной скорости конвективного переноса тепла в пористой среде пласта:

(8.28)­

При производительности нагнетательной установки qНВ продолжительность второго этапа тепловой обработки (период вытеснения нефти паром) составит:

(8.29)

Таким образом, общая продолжительность тепловой обработки семиточечного элемента участка пласта будет равна [сут]:

(8.30)

    1. Расчет тепловой обработки истощенного нефтяного пласта комбинированным методом

Тепловая обработка пласта ведется методом теплового импульса путем предварительного обогрева призабойной зоны горячей водой или насыщенным водяным паром н последующего переноса созданной горячей зоны нагнетанием холодной воды, которая в пластовых условиях превращается в пар [5].

Рассчитать основные показатели тепловой обработки пласта. Исходные данные для расчета показателей тепловой обработки истощенного нефтяного пласта приведены в табл. 8.3.

Таблица 8.3

Таблица исходных данных для расчета показателей тепловой обработки пласта комбинированным методом

Наименование исходных параметров

Значение

Коэффициент теплопроводности неф- тесодержащнх пород

λ, ккал/(м∙°С∙ч)

1

Удельная теплоемкость нефтесодер­жащих пород

С, ккал/(м3∙°С)

550

Удельная теплоемкость насыщенных жидкостью пород

Сп. ккал/(м3∙°С)

675

Удельная теплоемкость нагнетаемого рабочего агента

Сi. ккал/(м3∙°С)

875

Среднее увеличение температуры пла­ста по сравнению с его нормальной температурой

ΔT, °С

175

Радиус фронта температурной волны

rф, м

100

Радиус местоположения температур­ного импульса

r, м

50

Средняя толщина пласта

h, м

20

Коэффициент открытой пористости породы пласта

т

0.2

Расход нагнетаемого агента

Vi, м3/ч

17.5

Коэффициент приемистости нагнета­тельной скважины

К, м3/(кгс/см2)

24

Объем пласта, подвергаемого обработке

VП, м3

628∙103

Прирост тепловой энергии в 1мл рабо­чего агента при Д7=175 °С

ΔQi, ккал/ м3

154∙103

Прирост тепловой энергии в 1м3 пласта при Д7=175 °С

ΔQП, ккал/ м3

118.5∙103

РЕШЕНИЕ

Удельные потерн тепловой энергии на 1м3 обработанной части пласта:

(8.31)

Коэффициент полезного действия теплоинжекцнонного процесса:

(8.32)

Среднее увеличение температуры пласта на расстоянии r от оси скважины:

(8.33)

Максимальная продолжительность теплоинжекцнонного процесса в часах:

(8.34)

Следовательно, темп закачки горячей воды должен быть равным:

(8.35)

Для успешного проведения теплоинжекцнонного процесса необходимо учитывать коэффициент приемистости нагнетательной скважины. В результате на забое скважины должна поддерживаться репрессия:

(8.36)

В некоторых случаях это давление может быть создано весом самого столба воды в скважине.

  1. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА ИЗ УСЛОВИЙ В НАЧАЛЕ И КОНЦЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ

Рассчитать диаметр колонны НКТ из условий в конце фонтанирования скважины и проверить его на максимальную производительность в условиях начала фонтанирования.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 9.1

Таблица 9.1

Таблица исходных данных для расчета фонтанного подъемника

Наименование исходных параметров

Значение

1

2

Плотность нефти ρ1 кг/м3

890

890

Плотность воды ρВ кг/м3

1000

1000

Обводненность продукции скважины в начале фонтанирования Bнач%

10

10

Обводненность продукции скважины в конце фонтанирования Bк%

60

50

Глубина скважины до подошвы пласта Ям

1700

1700

Толщина пласта h, м

11

11

Давление насыщения pнас Па

11∙106

11∙106

Давление на устье скважины pv Па

3∙106

3∙106

Забойное давление в начале фонтанирования рзаб, Па

14∙106

14∙106

Дебит скв. в начале фонтанирования qнач м3/сут

40

50

Дебит скв. в конце фонтанирования qк м3/сут

10

10

РЕШЕНИЕ

Для отбора заданного дебита при известном газовом факторе и pзаб ≥ pнас можно подобрать такой диаметр колонны труб, при котором расход энергии на подъем жидкости будет минимальным. По мере разработки залежи количество пластовой энергии, поступающей на забой скважины уменьшается вследствие обводнения продукции или падения пластового давления. Особенно острая необходимость в рациональном использовании пластовой энергии возникает в конце периода фонтанирования [3.4]. Из условий в конце фонтанирования и выбирается диаметр колонны НКТ для подъема газожидкостного потока с тем. чтобы скважина работала на оптимальном режиме:

(9.1)

Для условий в конце фонтанирования давление у башмака НКТ р1 берется равным давлению насыщения pнас.

Плотность жидкости рк определяется по прогнозу обводнения скважин:

(9.2)

Трубы считаются спущенными до верхних отверстий фильтра, а длина колонны НКТ (длина подъемника для условий в конце фонтанирования. т.е. расстояние LK от устья скважины до сечения, где давление равно давлению насыщения) определяется:

(9.3)

Выбранный диаметр труб должен обеспечить запланированные отборы жидкости в начальный период фонтанирования скважины qнач Поэтому подъемник проверяют на максимальную производительность в условиях начала фонтанирования:

(9.4)

Для условий в начале фонтанирования давление у башмака НКТ р1 берется равным начальному забойному давлению рзаб.

Если нач. то спускают колонну диаметром dк. что удовлетворяет условиям в конце и начале фонтанирования.

При диаметр труб определяют из условий работы колонны на максимальном режиме:

(9.5)

Плотность жидкости определяется по прогнозу обводнения скважин:

(9.6)

Длина подъемника для условий в начале фонтанирования, т.е. расстояние LK от устья скважины до сечения, где давление равно давлению насыщения определяется:

(9.7)

Колонна НКТ диаметром не будет работать на оптимальном режиме в условиях конца фонтанирования. Поэтому продолжительность фонтанирования уменьшится.

studfiles.net

Тепловой коэффициент - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Тепловой коэффициент

Cтраница 2

Тепловой коэффициент абсорбционных машин зависит от температуры кипения и конденсации, а также от температуры греющего тела. При понижении температуры кипения аммиака тепловой коэффициент машины уменьшается.  [16]

Тепловой коэффициент двухступенчатого цикла ниже, чем одноступенчатого, однако может быть использовано греющее тепло более низкого потенциала. В области низких температур кипения ( - 40 С и ниже) тепловые коэффициенты практически сближаются, а различие потенциалов тепла значительно возрастает и, таким образом, обеспечивается возможность работы двухступенчатого цикла при сравнительно низких давлениях сбросного тепла.  [17]

Тепловой коэффициент абсорбционной машины зависит от температуры кипения и конденсации, а также от температуры греющего тела. При понижении температуры кипения холодильного агента в испарителе тепловой коэффициент машины уменьшается.  [18]

Тепловой коэффициент линейного расшиоения 3 9хЮ - 5 Тепловой коэффициент объемного расширения 1 2x1 0 4 Коэффициент сжимаемости 2 32хЮ - 1а ед.  [19]

Тепловой коэффициент абсорбционной машины зависит от температуры кипения и конденсации, а также от температуры греющего тела. При понижении температуры кипения холодильного агента в испарителе тепловой коэффициент машины уменьшается, хотя и незначительно.  [20]

Тепловой коэффициент пароэжекторной холодильной машины в числовом выражении значительно ниже теплового коэффициента компрессионной машины, а иногда и абсорбционных машин.  [21]

Тепловым коэффициентом Хг ( иногда называют коэффициентом подогрева) учитывается подогрев газа в процессе всасывания.  [22]

Тепловым коэффициентом Кт ( иногда его называют коэффициентом подогрева) учитывается подогрев газа в цилиндре в процессе всасывания и в результате потери работы при проталкивании газа через всасывающий клапан.  [23]

Даны тепловые коэффициенты и требуемое давление греющего пара. Указанные расходы действительны для начальной температуры охлаждающей воды 29 4 С, нагреваемой в конденсаторе до 33 6 С. Температура конденсации - около 37 8 С, конечная температура крепкого раствора, уходящего из абсорбера, примерно такая же.  [25]

Структура теплового коэффициента f s - В § 2 - 3 приведена общая характеристика математических моделей и рассмотрены два подхода к решению задачи о температурном поле нагретой зоны, составленной из кассет. Первый путь анализа температурного поля связан с разделением нагретой зоны на ряд изотермических областей и составлением уравнений теплового баланса для каждой области. Второй подход базируется на представлении нагретой зоны в виде однородного анизотропного параллелепипеда с равномерно распределенными внутренними источниками энергии.  [26]

Выражение теплового коэффициента системы из обратимых циклов Карно ( 1 - 21, 21а) целиком сохраняется и для этой системы, равно как и все предыдущие рассуждения.  [27]

Отношение действительного теплового коэффициента к его величине в идеальной системе является мерой термодинамического совершенства всех холодильных машин, работающих с помощью теплового двигателя, независимо от характера их рабочих процессов.  [28]

Значения тепловых коэффициентов Кт выбираем, учитывая как большую производительность компрессора, так и состав газз с большим содержанием водорода, и потому принимаем средними по графику фиг.  [29]

Значения теплового коэффициента Яг ЯГЯГ представлены на графике заштрихованной областью.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Значение - тепловой коэффициент - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Значение - тепловой коэффициент

Cтраница 1

Значения тепловых коэффициентов Кт выбираем, учитывая как большую производительность компрессора, так и состав газз с большим содержанием водорода, и потому принимаем средними по графику фиг.  [1]

Значения теплового коэффициента Яг ЯГЯГ представлены на графике заштрихованной областью.  [2]

Найти значения теплового коэффициента Кт и коэффициента герметичности Яг ( отдельно каждого) очень сложно, для этого требуется проведение специальных исследований.  [3]

Довольно значительные напряжения могут возникнуть вследствие разности значений тепловых коэффициентов линейного расширения адге-зива и подложки.  [5]

Условия теплопередачи в испарителе сильно оказываются на значении теплового коэффициента, так как от них зависит один из основных параметров, определяющих характер работы агрегата - температура кипения хладо-агента.  [6]

Преимущество цикла с неполным включением материальной регенерации по сравнению с последним циклом заключается в возможности рекуперации большего количества тепла в теплообменнике, благодаря чему повышается значение теплового коэффициента установки.  [8]

В действительности, при выборе размеров цилиндров объемы всасывания по ступеням компрессора уменьшают, учитывая, кроме того, отклонения сжимаемости газа, его неполное охлаждение в промежуточных холодильниках, различие значений теплового коэффициента, промежуточные отборы и выделение из сжатого газа влаги.  [9]

По заданным параметрам внешних источников, пользуясь термодинамическими диаграммами и таблицами термодинамических параметров равновесных фаз растворов, вписывают прямой и обратный циклы машины в диаграмму, определяют термодинамические параметры рабочего тела и абсорбента в узловых точках циклов, рассчитывают удельные тепловые потоки в аппаратах, составляют тепловой баланс машины и определяют значение теплового коэффициента, характеризующего термодинамическую эффективность циклов и схемы машины.  [10]

Изложим другой приближенный прием приведения нелинейных уравнений к линейным. Пусть при изменении температуры / - го тела от t до tj2 значения тепловых коэффициентов ( проводимостей) изменяются в диапазоне от Fitl до Fliz ( от atil до aij2), тогда, принимая средние значения этих коэффициентов Рц или а - - в указанном диапазоне и подставляя их в уравнение, придем к линейным уравнениям.  [11]

Пароструйная машина, несмотря на простоту конструкции, в действительных условиях дает большие потери вследствие следующих обстоятельств: рабочее тело прямого и обратного циклов должно быть одинаковым; рабочий пар должен быть расширен до состояния 8, а затем вновь сжат до состояния 8; смешение струи с холодным паром в камере смешения с большой скоростью сопровождается необратимыми потерями; наконец, особенности пароструйных аппаратов таковы, что поддержание в котле очень высоких давлений не является целесообразным. Однако характер потерь, учитываемых коэффициентами i n, t x и %, иной, и коэффициент полезного действия действительной системы может при одинаковых источниках отличаться от компрессорной несмотря на одно и то же значение тепловых коэффициентов обратимых циклов.  [12]

Пароструйная, машина, отличаясь простотой конструкции, в действительных условиях дает большие потери. В прямом и обратном циклах используется одно и то же рабочее тело, рабочий пар расширяется до состояния 8, а затем вновь сжимается до состояния 8; смешение струи с холодным паром сопровождается необратимыми потерями. Поддержание в котле очень высоких давлений не является целесообразным. Однако характер потерь, учитываемых коэффициентами i n - цх и iM, иной, и коэффициент полезного действия действительной системы может при одинаковых источниках отличаться от обычной компрессорной, несмотря на одно и то же значение тепловых коэффициентов обратимых циклов.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru