Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Определение дебита скважины  после ГРП в сложнопостроенном коллекторе.

Стр 1 из 4Следующая ⇒

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

Методические указания

По дисциплине «Методы повышения нефтеотдачи»

для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ студентов по специальности 130503.65 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», направления бакалавриата 131000.62 «Нефтегазовое дело» и направлений магистратуры 130500.68 «Нефтегазовое дело», 131000 «Нефтегазовое дело»

 

Составители: Коротенко В.А., Штурн Л.В., Дегтярев В.А.

 

Тюмень

ТюмГНГУ

2012

УДК 622.276.6

 

Методические указания по дисциплине «Методы повышения нефтеотдачи» для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ студентов по специальности 130503.65 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», направления бакалавриата 131000.62 «Нефтегазовое дело» и направлений магистратуры 130500.68 «Нефтегазовое дело», 131000 «Нефтегазовое дело» / сост. Коротенко В.А., Штурн Л.В., Дегтярев В.А.; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 1-е изд. – Тюмень: Издательский центр БИК ТюмГНГУ 2012. – 24 с.

 

Методические указания по дисциплине «Методы повышения нефтеотдачи» для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» «_____»________________2012 г., протокол №_______.

 

 


Аннотация

 

В данных методических указаниях рассмотрены некоторые из МПН. На конкретных задачах приведены примеры расчетов рассмотренных технологических параметров.

 


Содержание.

Введение........................................................................................................... 4

1. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин. ........................................................ 5

2. Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном коллекторе.    7

3. Расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации .......................................................................................................................... 9

4. Расчет времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора............ 11

5. Расчет оптимального объема оторочки ПАВ для галереи...................... 13

6.  Расчет температуры на забое нагнетательной скважины при закачке в пласт горячей воды............................................................................................................... 16

7. Определение степени сухости пара на забое нагнетательной скважины 18

8. Расчет площади прогретой части пласта при закачке в нагнетательную скважину пара......................................................................................................................... 20

Критерии оценки работы студентов............................................................. 22

Литература ................................................................................................... 23

 



Введение.

 

При разработке каждого месторождения нефти основной задачей является увеличение добычи нефти. Эта задача стоит при разработке как новых, так и при эксплуатации старых истощенных месторождений. Под истощением обычно понимается уменьшение первоначальных запасов пластовой энергии, сопровождаемой снижением пластового давления. Внедрение заводнения на вновь вводимых в разработку объектах определяется как первичный метод повышения нефтеотдачи (МПН). Мероприятия, производимые для извлечения остаточных запасов нефти из истощенных (старых) залежей посредством заводнения, называются вторичными методами добычи нефти. При разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость, неоднородность пластов, переслоенных непроницаемыми прослоями и др.) заводнение на определенном этапе становится малоэффективным. Мероприятия (технологии) по извлечению остаточных запасов нефти из заводненных зон называют третичными методами добычи нефти [1], к которым относятся физико-химические, гидродинамические, тепловые и другие методы.

В данных методических указаниях рассмотрены некоторые из МПН. На конкретных задачах приведены примеры расчетов рассмотренных технологических параметров.

Цель.

Научить студентов методикам расчета для последующего применения в курсовых, дипломных работах, в будущей производственной деятельности.

Составлены варианты для самостоятельной работы студентов.

В результате обучения дисциплин студент должен:

Знать: современные методы интенсификации притока и методы увеличения нефтеотдачи; физические и химические процессы, происходящие в призабойной зоне пласта и в нефтяной залежи, при применении методов повышения нефтеотдачи.

Уметь: различать методы интенсификации притока и методы увеличения нефтеотдачи; уметь выбирать необходимые методы повышения нефтеотдачи, исходя из геолого-физических, технологических, материально-технических и экономических условий.



Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.

 

 Основным методом увеличения нефтеотдачи является  заводнение как на вновь вводимых в разработку объектах, так на истощенных месторождениях. Вследствие выработки запасов нефти пластовое давление в залежи падает, депрессия на забоях и дебит добывающих скважинах уменьшается. Для поддержания пластового давления применяются различные виды заводнения.

 

Задача.

 

Суточная добыча нефти Qн из элемента эксплуатационного объекта  составляет 311,4 т, суточная добыча воды Qв составляет 104,2 т, суточная добыча газа Vг составляет 91970 м3, объемный коэффициент нефти bн равен 1,18, коэффициент растворимости газа в нефти α равен 7,7 м3/м3, плотность нефти ρн составляет 863 кг/м3, коэффициент сжимаемости газа Z равен 0,883, пластовое давление Pпл составляет 7,45 МПа, пластовая температура Тпл составляет 316,3 К, атмосферное давление P0 равно 0,1 МПа, коэффициент проницаемости пласта k равен 0,5·10-12 м2, перепад давления на забое ΔP равен 5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φ составляет 0,8, половина расстояния между нагнетательными скважинами R равна 400 м, радиус забоя скважины rс равен 0,075 м, вязкость воды µв равна 1 мПа·с. Определить количество воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.

 

Решение.

 

1. Определяем объем нефти добываемой в пластовых условиях:

                                                  (1.1)

2. Определяем объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям:

                 (1.2)

3. Определяем объем свободного газа в пластовых условиях:

                         (1.3)

 

4. Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:

                                    (1.4)

 

5. Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в элемент эксплутационного объекта воды не менее указанного объёма. При K=1,2 – коэффициент избытка, потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объёма контурной воды):

                                                   (1.5)

6. Определяем приемистость нагнетательных скважин:

.   (1.6)

 

Варианты

№ Qн Qв Vг bн α ρн Pпл Тпл k ·10-12 ΔP φ R rс
1. 825 100 100000 1,5 8,8 890 8,9 350 1,8 1,1 0,9 600 0,164
2. 800 125 99980 1,49 8,7 888 8,85 349 1,75 1,2 0,89 590 0,162
3. 775 150 99960 1,48 8,6 886 8,8 348 1,7 1,3 0,88 580 0,16
4. 750 175 99940 1,47 8,5 884 8,75 347 1,65 1,4 0,87 570 0,158
5. 725 200 99920 1,46 8,4 882 8,7 346 1,6 1,5 0,86 560 0,156
6. 700 225 99900 1,45 8,3 880 8,65 345 1,55 1,6 0,85 550 0,154
7. 675 250 99880 1,44 8,2 878 8,6 344 1,5 1,7 0,84 540 0,152
8. 650 275 99860 1,43 8,1 876 8,55 343 1,45 1,8 0,83 530 0,15
9. 625 300 99840 1,42 8 874 8,5 342 1,4 1,9 0,82 520 0,148
10. 600 325 99820 1,41 7,9 872 8,45 341 1,35 2 0,81 510 0,146
11. 575 350 99800 1,4 7,8 870 8,4 340 1,3 2,1 0,8 500 0,144
12. 550 375 99780 1,39 7,7 868 8,35 339 1,25 2,2 0,79 490 0,142
13. 525 400 99760 1,38 7,6 866 8,3 338 1,2 2,3 0,78 480 0,14
14. 500 425 99740 1,37 7,5 864 8,25 337 1,15 2,4 0,77 470 0,138
15. 475 450 99720 1,36 7,4 862 8,2 336 1,1 2,5 0,76 460 0,136
16. 450 475 99700 1,35 7,3 860 8,15 335 1,05 2,6 0,75 450 0,134
17. 425 500 99680 1,34 7,2 858 8,1 334 1 2,7 0,74 440 0,132
18. 400 525 99660 1,33 7,1 856 8,05 333 0,95 2,8 0,73 430 0,13
19. 375 550 99640 1,32 7 854 8 332 0,9 2,9 0,72 420 0,128
20. 350 575 99620 1,31 6,9 852 7,95 331 0,85 3 0,71 410 0,126
21. 325 600 99600 1,3 6,8 850 7,9 330 0,8 3,1 0,7 400 0,124
22. 300 625 99580 1,29 6,7 848 7,85 329 0,75 3,2 0,69 390 0,122
23. 275 650 99560 1,28 6,6 846 7,8 328 0,7 3,3 0,68 380 0,12
24. 250 675 99540 1,27 6,5 844 7,75 327 0,65 3,4 0,67 370 0,118
25. 225 700 99520 1,26 6,4 842 7,7 326 0,6 3,5 0,66 360 0,116
26. 200 725 99500 1,25 6,3 840 7,65 325 0,55 3,6 0,65 350 0,114
27. 175 750 99480 1,24 6,2 838 7,6 324 0,5 3,7 0,64 340 0,112
28. 150 775 99460 1,23 6,1 836 7,55 323 0,45 3,8 0,63 330 0,11
29. 125 800 99440 1,22 6 834 7,5 322 0,4 3,9 0,62 320 0,108
30. 100 825 99420 1,21 5,9 832 7,45 321 0,35 4 0,61 310 0,106

Определить коэффициент обводненности продукции.

 

Определение дебита скважины  после ГРП в сложнопостроенном коллекторе.

 Гидродинамическая система пласт-трещина моделируются как двухпроницаемая система: трещина – высокопроницаемая система (ВПС), пласт – низкопроницаемая система (НПС), форма трещины представлена на рисунке 2.1. Из пласта флюид перетекает в трещину, а из трещины к забою скважины, следовательно, определяющим параметром эксплуатации скважин после ГРП является приток флюида Q из НПС в ВПС.

Приток жидкости определяется по формуле:

                                                                              (2.1)

где: S – площадь полутрещины;

V – скорость перетока из пласта в трещину, определяется по формуле[2,3]:

                                                      (2.2)

где , k2– коэффициент проницаемости пласта; - динамическая вязкость флюида;  – коэффициент пьезопроводности пласта; L – размер зоны дренирования, зависящий от строения залежи; P0 – давление на границе залежи; P1(x,t) – давление в трещине, t1 – время достижения границы зоны дренирования.

                                                                                   (2.3)

Будем считать, что фильтрация в пласте и в трещине прямолинейно-параллельная. Пусть давление в трещине распределяется по закону:

;                                                 (2.4)

где: l – длина трещины. Высота трещины изменяется по закону:

                                                               (2.5)

где: h(x) – высота трещины в произвольном сечении, h2 – высота трещины на забое скважины, h1 – высота окончания трещины.

Рис.2.1. Форма трещины от ГРП.

                                                                            (2.6)

Подставляя (2.2), (2.4), (2.5), (2.6) в (2.1), после  интегрирования получим

                                          (2.7)

При t≤t1 экспонента равна единице,  t1 -  время достижения давления в НПС. Формула (2.7) справедлива для определения дебита после ГРП в замкнутой залежи. В случае незамкнутой залежи экспонента равна 1. С ростом t дебит скважины уменьшается.

Задача.

Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5м, расположенных вертикально друг над другом: L=200 м, k1=25 мД = =25×10-15 м2 – проницаемость первого прослоя, k2=5 мД=5×10-15м2 – проницаемость второго прослоя, β*=1,5∙10-10 1/Па (коэффициент упругоемкости пласта), μ=2∙10-3 Па∙с, h1=8 м, h2=10 м, Р0=24 МПа, Рс=12 МПа, l = 60 м. Указание: при подсчете дебитов по формуле (2.7) учесть, что прослоев два; определить коэффициенты пьезопроводности для каждого пропластка, параметры λ1 и значения t1 – времен достижения границы зоны дренирования.

Ответ

Для первого высокопроницаемого прослоя Q1=72,6м3/сут., для второго Q2=14,5м3/сут. при условии t<=t1=0,44 cут. Суммарный дебит равен 87,1м3/сут.

Варианты задачи.

№ L k1 k2 β* μ h1 h2 Р0 Рс l
1. 100 15 3 0,5 0,3 1 10 25,5 10 80
2. 110 16 4 0,6 0,4 1,2 10,1 25,6 10,1 79
3. 120 17 5 0,7 0,5 1,4 10,2 25,7 10,2 78
4. 130 18 6 0,8 0,6 1,6 10,3 25,8 10,3 77
5. 140 19 7 0,9 0,7 1,8 10,4 25,9 10,4 76
6. 150 20 8 1 0,8 2 10,5 26 10,5 75
7. 160 21 9 1,1 0,9 2,2 10,6 26,1 10,6 74
8. 170 22 10 1,2 1 2,4 10,7 26,2 10,7 73
9. 180 23 11 1,3 1,1 2,6 10,8 26,3 10,8 72
10. 190 24 12 1,4 1,2 2,8 10,9 26,4 10,9 71
11. 200 25 13 1,5 1,3 3 11 26,5 11 70
12. 210 26 14 1,6 1,4 3,2 11,1 26,6 11,1 69
13. 220 27 15 1,7 1,5 3,4 11,2 26,7 11,2 68
14. 230 28 16 1,8 1,6 3,6 11,3 26,8 11,3 67
15. 240 29 17 1,9 1,7 3,8 11,4 26,9 11,4 66
16. 250 30 18 2 1,8 4 11,5 27 11,5 65
17. 260 31 19 2,1 1,9 4,2 11,6 27,1 11,6 64
18. 270 32 20 2,2 2 4,4 11,7 27,2 11,7 63
19. 280 33 21 2,3 2,1 4,6 11,8 27,3 11,8 62
20. 290 34 22 2,4 2,2 4,8 11,9 27,4 11,9 61
21. 300 35 23 2,5 2,3 5 12 27,5 12 60
22. 310 36 24 2,6 2,4 5,2 12,1 27,6 12,1 59
23. 320 37 25 2,7 2,5 5,4 12,2 27,7 12,2 58
24. 330 38 26 2,8 2,6 5,6 12,3 27,8 12,3 57
25. 340 39 27 2,9 2,7 5,8 12,4 27,9 12,4 56

Построить график изменения дебита скважины.




1234Следующая ⇒






Последнее изменение этой страницы: 2018-04-12; просмотров: 1160.

stydopedya.ru не претендует на авторское право материалов, которые вылажены, но предоставляет бесплатный доступ к ним. В случае нарушения авторского права или персональных данных напишите сюда...