Сборник методических указаний для студентов по выполнению практических работ
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
«О Т Р А Д Н Е Н С К И Й Н Е Ф Т Я Н О Й Т Е Х Н И К У М»
СБОРНИК МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ
ДЛЯ СТУДЕНТОВ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ
ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ
МДК.01.01 РАЗРАБОТКА
НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
ПМ.01 Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации
нефтяных и газовых месторождений
по специальности
131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
ДЛЯ СТУДЕНТОВ ОЧНОЙ ФОРМЫ ОБУЧЕНИЯ
Отрадный,2014
ОДОБРЕНО
Цикловой комиссией
профессионального цикла
по специальностям 131016, 131018
Председатель ЦК
_________ Абдрахманова Т.К.
«___» __________2014 года
УТВЕРЖДЕНО
Методическим Советом
ГБОУ СПО «ОНТ»
Председатель
_________ Серегина Л.Н.
«___» __________2014 года
Методические указания по выполнению практических работ предназначены для студентов специальности 131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений по междисциплинарному курсу Разработка нефтяных и газовых месторождений.
Составитель Абдрахманова Т.К. – преподаватель ГБОУ СПО «ОНТ»
СОДЕРЖАНИЕ
ПР1 Определение приведенного пластового давления, давления насыщения нефти газом, объемного коэффициента плотности, усадки нефти в пластовых условиях, коэффициента сжимаемости и растворимости газа
4
ПР2 Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации залежи
9
ПР3 Расчет продолжительности разработки нефтяной залежи
15
ПР4 Обработка данных исследования скважины
при установившемся и неустановившемся режимах. Определение коэффициентов продуктивности, проницаемости
22
ПР5 Определение количества воды для ППД, приемистости скважин
30
ПР6 Расчет промышленного процесса внутрипластового горения
35
ПР7 Расчет солянокислотной обработки скважин
40
ПР8 Расчет термокислотной обработки пласта
48
ПР9 Расчет технологии проведения гидропескоструйной перфорации
56
Приложения для расчетов
62
Приложения к оформлению практических работ
67
Список используемой литературы
73
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 1
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ, ОБЪЕМНОГО КОЭФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ И РАСТВОРИМОСТИ
ГАЗА
Студент должен
знать:
состояние жидкостей и газов в пластовых условиях, молекулярно-поверхностные свойства системы «нефть-газ-вода-порода»
уметь:
определять приведенное пластовое давление насыщения нефти, объемный коэффициент сжимаемости газа, растворяемость газа
Исходные данные
По результатам пробной эксплуатации скважины получены следующие данные:
Таблица 1
№
вар.
13 EMBED Equation.3 1415Pпл МПа
пластовое давление
Тпл К
пластовая температура
pн кг/м3
плотность нефти
pг кг/м3
плотность газа
G0 т/м3
газовый фактор
pг отн кг/м3
относительная плотность газа
Н м
расстояние до середины пласта
Нвнк м
расстояние до ВНК
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1
18,6
338
838
0,9
150
0,87
1800
1850
2
18,7
839
3
18,8
840
4
18,9
841
5
19,0
842
6
19,1
843
7
19,2
844
8
19,3
845
9
19,4
846
10
19,5
847
11
19,6
848
12
19,7
849
13
19,8
850
14
19,9
851
Продолжение таблицы 1
1
2
3
4
5
6
7
8
9
15
20,0
338
852
0,9
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·ЗАДАЧА 1
Определить давление насыщения нефти газом, объемный коэффициент, плотность нефти в пластовых условиях и усадку нефти
Решение:
1 Давление насыщения нефти газом находится по номограмме (см. приложение 1.1). Предварительно нужно перевести газовый фактор, данный в м3/т, в м3/м3 по формуле:
G0 = G0 (м3/т) · p (т/м3); м3/м3
2 Объемный коэффициент нефти Вн определяется по другой номограмме см И. Стендинга (см. приложение 1.2)
3 Для нахождения плотности нефти в пластовых условиях (с учетом растворенного газа) сначала определяем количество растворенного газа в 1 м3 нефти по формуле:
Gr = G0 (м3/м3) · pr (кг/м3); кг/м3
плотность нефти в пластовых условиях определяем по формуле:
·н. пл. =
·н + Gг / Вн, кг/м3
4 Усадка нефти определяется по формуле:
·ус = ( Вн – 1 / Вн) ·100, %
ЗАДАЧА 2
Нефтяные газы подчиняются основным физическим законам состояния идеальных газов, но с некоторыми отклонениями от них. Для оценки степени этих отклонений используется коэффициент сжимаемости газа
·, который показывает отношение объемов реального и идеального газов при одних и тех же давлениях и температурах. Численное значение этого коэффициента для разных условий определяется экспериментальным путем.
Для смеси углеводородных газов величина
· зависит от приведенных среднекритических давлений и температуры:
Рпр = Рраб / Рср.кр. Тпр = Траб / Тср.кр.
где Рср.кр. =
· ( у · Ркр );
Тср.кр. =
· ( у · Ткр )
где у – объемное содержание в газе данного углеводорода в долях единицы;
Ркр и Ткр – критическое давление и температура в Па и К
При отсутствии данных о составе газа, можно использовать расчетные формулы А.З. Истомина. Определить коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях, если известно, что абсолютное пластовое давление Рпл; пластовая температура Тпл; относительная плотность газа по воздуху
·г.отн состав газа приведен в таблице:
Компоненты
Объемное содержание,
доли единицы
Ркр,
Мпа
у Ркр,
МПа
Ткр, К
у Ткр, К
СН4
0,75
4,73
190
С2Н6
0,08
4,98
305
С3Н8
0,09
4,34
370
С4Н10
0,04
3,87
425
С5Н12+В
0,04
3,40
470
·
1
-
-
Решение:
1 Приведенные давление и температура будут:
Рпр = Рпл /
· ( у · Ркр );
Тпр = Тпл /
· ( у · Ткр )
2 Для этих значений Рпр и Тпр по кривым Брауна найдем
· ( см. приложение 1.3)
3 Одновременно для сравнения определим коэффициент сжимаемости газа по формулам А.З. Истомина
Рпр = ( 4,937 – 0,464 ·
·г. отн ) · 106, МПа
Тпр = 178,5 ·
·г. отн + 97
· = 1 – 10-2 ( 0,76 · Тпр3 – 9,36 · Тпр + 13 ) · ( 8 – Рпр ) · Рпр
Результаты, полученные по обоим методам, должны совпадать.
ЗАДАЧА 3
Определить коэффициент растворимости газа
·, если в объеме нефти Vн при абсолютном давлении Р растворенный газ имеет Vг, приведенный к нормальным условиям.
Решение:
Коэффициент растворимости газа находится из закона Генри Vг
Vг =
··РVж
где Vг – объем растворенного газа
· – коэффициент растворимости
Р – давление
Vж – объем жидкости, в которой растворяется газ
· = Vг / Р · Vн, 1/МПа
принимаем Vг = G0 (м3/м3); Vж = 1м3; Р = Рпл
ЗАДАЧА 4
Величина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласта в сводовой и крыльевых зонах.
Для того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно принимают начальное положение водонефтяного контакта (ВНК). Пластовое давление, приведенное к одной плоскости, называют приведенным пластовым давлением.
Исходные данные приведены в таблице 2
Решение:
Если пластовое давление, измеренное в трех скважинах (рис.1) Р1, Р2 и Р3, то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам:
Р1пр = Р1 + pнqh1;
Р2пр = Р2 + pнqh2;
Р3пр = Р3 – pвqh3,
где h1, h2, h3 – расстояния от середины пласта в скважинах до ВНК;
pн – плотность нефти;
pв – плотность воды.
Рисунок 1 - Схема определения приведенного пластового давления
Таблица 2
№ варианта
Рпл1,
Мпа
Рпл2,
Мпа
Рпл3,
Мпа
h1,
м
h2,
м
h3,
м
pн,
кг/м3
pж,
кг/м3
1
20
18
15
150
250
200
900
1080
2
29
26
20
30
100
40
820
1100
3
21
17
14
200
300
250
83
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·30
230
330
280
815
1060
20
38
33
31
90
180
100
900
1070
Продолжение таблицы 2
№ варианта
Рпл1,
Мпа
Рпл2,
Мпа
Рпл3,
Мпа
h1,
м
h2,
м
h3,
м
pн,
кг/м3
pж,
кг/м3
21
20
18
15
150
250
200
900
1080
22
29
26
20
30
100
40
820
1100
23
21
17
14
200
300
250
830
1070
24
23
19
16
120
210
130
840
1060
25
25
22
17
140
240
190
810
1050
26
27
24
20
50
120
60
825
1010
27
26
23
18
190
290
240
860
1090
28
28
25
19
130
220
140
855
1110
29
22
20
17
160
260
210
870
1020
30
24
22
16
20
90
30
825
1080
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
Охарактеризуйте элементарный, групповой и фракционный составы нефти.
Как определяют плотность нефти? В каких пределах изменяется плотность нефтей?
Что такое вязкость нефти? В каких пределах изменяется вязкость нефтей?
Какие компоненты входят в состав природных газов?
Какое давление называют давлением насыщения пластовой нефти?
Классификация вод нефтяных и газовых месторождений.
Как определяют пластовое давление и температуру?
Какая необходимость пересчета пластового давления на определенный уровень?
Какие специальные показатели введены для характеристики свойств нефти в пластовых условиях?
10. Какими поверхностными явлениями сопровождается движение жидкости и газов в пористых средах?
11. Охарактеризуйте виды гидродинамического несовершенства скважин.
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 2
Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации
залежи
Студент должен
знать:
пластовую энергию и силы, действующие в залежах нефти и газа, характеристику режимов, работы нефтяных и газовых залежей
уметь:
определить значение коэффициентов нефтеотдачи и газоотдачи пластов при различных режимах эксплуатации
ЗАДАЧА 1
Параметры нефтяной залежи с водонапорным режимом определены в результате исследования образцов кернов и геофизическими методами. При этом установлено, что среднее количество связанной (нагнетенной) воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно равны µв = µн. В ходе эксплуатации залежи средняя водонасыщенность стала увеличиваться. Через 6 лет она была равна µв1; а через 9 лет - µв2.
Требуется определить средний процент нефтеотдачи для указанных периодов времени. Исходные данные приведены в таблице 3.
Таблица 3
№ варианта
µв, %
µн, %
µв1, %
µв2, %
1
12
88
52
69
2
13
87
51
68
3
14
86
50
67
4
15
85
49
65
5
16
84
48
64
6
17
83
47
63
7
18
82
46
62
8
19
81
45
61
9
20
80
44
60
10
10
90
53
66
11
11
89
54
67
12
9
91
55
68
13
8
92
56
69
14
7
93
57
70
15
21
79
58
71
16
18
82
46
62
17
19
81
45
61
Продолжение таблицы 3
№ варианта
µв, %
µн, %
µв1, %
µв2, %
18
7
93
57
70
19
13
87
51
68
20
14
86
50
67
21
15
85
49
65
22
16
84
48
64
23
17
83
47
63
24
18
82
46
62
25
19
81
45
61
26
20
80
44
60
27
10
90
53
66
28
11
89
54
67
29
9
91
55
68
30
8
92
56
69
Решение:
Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасыщенности породы µ на данный момент определяется по формуле:
Кот = (µв – µ ) / ( 100 – µ ),
где (µв – µ ) – количество воды, поступившей в залежь вместо такого же количества
добытой нефти;
( 100 – µ ) – начальный запас нефти.
Следовательно, нефтеотдача составит:
через 6 лет
Кот1 = (µв1 – µ ) / ( 100 – µ )
через 9 лет
Кот2 = (µв2 – µ ) / ( 100 – µ )
ЗАДАЧА 2
Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали Qн1 и Qв2. К концу второго периода добыча составила Qн2 и Qв2. Кроме этого, вязкость нефти и воды в пластовых условиях:
·н и
·в; объемные коэффициенты нефти и воды: Вн и Вв.
Исходные данные приведены в таблице 4.
Таблица 4
№ вар.
Qн1,
м3/сут
Qн2,
м3/сут
Qв1,
м3/сут
Qв2,
м3/сут
·н,
мПа·с
·в
мПа·с
Вн
Вв
1
4000
1000
1000
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·1,1
29
4250
1200
1200
4250
7
1
1,14
1,1
30
4300
1225
1225
4300
7
1
1,14
1,1
Решение:
1 Определяем значение С – процентное содержание воды в добываемой жидкости:
для первого периода:
С1 = 100 ( Qв1 / Qн1 + Qв1 )
для второго периода:
С2 = 100 ( Qв1 / Qн2 + Qв2 )
2 Определяем коэффициент
· – коэффициент, зависящий от физических свойств пластовой жидкости:
· =
·в · Вв /
·н · Вн
3 Определяем нефтеотдачу по периодам, где прослеживается прямая зависимость от содержания воды, в добываемой жидкости:
для первого периода
·1 = 1 / С1 +
·
для второго периода
·2 = 1 / С2 +
·
ЗАДАЧА 3
Определить количество нефти, которое можно получить из залежи, за счет упругих свойств среды, внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения.
Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь F,средняя ее мощность h, пористость породы m, количество связанной воды µ, пластовая температура Тпл, начальное пластовое давление Рпл, давление насыщения Рнас. За период падения давления в пласте до уровня давления насыщения добыча нефти составила V = 5 · 106 м3.
Исходные данные приведены в таблице 5.
Таблица 5
№ вар
F, км2
h, м
m
Тпл, К
µ, %
Рнас,
МПа
Рпл,
МПа
1
12
12
0,22
331
20
8
18
2
12,5
11
0,23
332
20
8,5
19
3
13
10
0,22
333
20
9
20
4
13,5
13
0,23
334
20
9,5
21
5
14
14
0,22
335
20
10
22
6
14,5
15
0,23
336
20
10,5
23
7
15
16
0,22
337
20
8
18
8
15,5
17
0,23
338
20
8,5
19
9
16
18
0,22
33
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
· Продолжение таблицы 5
№ вар
F, км2
h, м
m
Тпл, К
µ, %
Рнас,
МПа
Рпл,
МПа
24
12
12
0,22
331
20
8
18
25
12,5
11
0,23
332
20
8,5
19
26
13
10
0,22
333
20
9
20
27
13,5
13
0,23
334
20
9,5
21
28
14
14
0,22
335
20
10
22
29
14,5
15
0,23
336
20
10,5
23
30
15
16
0,22
337
20
8
18
Решение:
1 Определяем коэффициент сжимаемости нефти
·н:
·н = Вн1 – Вн / Вн
·Р
·Р = Рпл - Рн
где Вн1 и Вн – объемные коэффициенты нефти при пластовой температуре Тпл и
давлениях Рнас и Рпл определяется по номограмме И. Стендинга
(см. приложение 1.2)
2 Коэффициент упругоемкости залежи определяется по формуле:
· * = m
·н +
·п
где
·п – коэффициент сжимаемости пор породы, принимаем равным 2 · 10-4 1 / МПа
3 Определяем объем залежи:
V = F · h
4 Определяем искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил:
·Vн =
· * · V ·
·Р
5 Для определения процента нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды подсчитываем общий начальный объем нефти в залежи:
Vнач = F · h · m ( 1 – µ ) / Вн
где µ – количество связанной воды
6 Определяем процент нефтеотдачи (коэффициент нефтеотдачи) из общего запаса нефти в залежи вследствие упругих свойств среды:
Кот =
·Vн · 100 / Vнач
7 Получено нефти, в результате внедрения воды из законтурной области:
·Vн = V -
·Vн
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
Перечислите источники пластовой энергии.
На что расходуется пластовая энергия?
Охарактеризуйте режимы работы нефтяных залежей.
Охарактеризуйте режимы работы газовых залежей.
Дайте характеристику режимов вытеснения и режимов истощения работы нефтяных залежей.
Охарактеризуйте понятие “нефтеотдача пласта.”
Каково значение коэффициента нефтеотдачи для различных режимов работы нефтяной и газовой залежей?
Охарактеризуйте механизм вытеснения нефти из пласта.
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 3
РАСЧЕТ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
Студент должен
знать:
характеристику системы разработки, показатели и основы проектирования разработки
уметь:
рассчитывать продолжительность разработки нефтяной залежи, подсчитывать запасы нефтяной залежи
ЗАДАЧА 1
Определить продолжительность разработки круговой залежи
Для решения задачи необходимо изучить тему 5 «Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений».
Исходные данные приведены в таблице 6
Таблица 6
№
варианта
Радиус начального контура
нефтеносности
Rн, м
Радиус первого ряда R1, м
Радиус второго ряда R2, м
Радиус третьего ряда R3, м
Расстояние между
скважинами
S, м
Мощность пласта h, м
Средний коэффициент
пористости m, %
Предельно допустимый дебит каждой скважины q,
м3/сут
1
3200
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
Продолжение таблицы 6
№ варианта
Радиус начального
контура
нефтеносности
Rн, м
Радиус первого ряда
R1, м
Радиус второго ряда
R2, м
Радиус третьего ряда
R3, м
Расстояние между
скважинами
S, м
Мощность пласта h, м
Средний коэффициент пористости m, %
Предельно допустимый
дебит каждой
скважины q,
м3/сут
11
2433
1726
1217
800
400
7,8
22
105
12
3045
2419
1953
1294
350
5,5
14
63
13
2633
2153
1716
1357
450
6,9
19
75
14
2804
2395
1835
1448
550
12,4
23
82
15
2108
2342
1887
1552
600
11,5
24
92
16
2
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·0
30
2500
2100
1800
1500
400
12
14
50
Решение:
Продолжительность разработки месторождения определяется поэтапно. Каждый этап разработки соответствует продолжительности перемещения расчетного контура нефтеносности от его начального положения до линии первого ряда скважин R1, от линии первого ряда до линии второго ряда R2 и так далее (см.рис.2).
1 Рассчитываем запасы нефти извлекаемые на каждом этапе разработке.
V1 = 13 EMBED Equation.3 1415·h·m, м3
V2 = 13 EMBED Equation.3 1415·h·m, м3
V3 = 13 EMBED Equation.3 1415·h·m, м3
V4 = 13 EMBED Equation.3 1415·h·m, м3
где Rн – радиус начального контура нефтеносности;
R1, R2 и R3 – радиусы 1, 2 и 3 эксплуатационного ряда;
h – мощность пластов;
m – коэффициент пористости
rс – радиус центральной скважины, rс = 0,01 м.
Рисунок 2 - Схема расположения скважин круговой залежи
2 Определяем общие запасы нефти.
Vобщ = V1 + V2 + V3 + V4, м3.
3 Определяем число скважины в каждом ряду.
n1 = 13 EMBED Equation.3 1415
n2 = 13 EMBED Equation.3 1415
n3 = 13 EMBED Equation.3 1415
где S – расстояние между скважинами, м.
4 Определяем суммарный дебит для каждого ряда.
Q1 = q·n1
Q2 = q·n2
Q3 = q·n3
где q – предельно допустимый дебит каждой скважины, м3/сут.
5 Определяем суммарный дебит всех скважин по этапам разработки.
Первый этап Qp1 = q·(n1 + n2 + n3 + 1), м3/сут;
Второй этап Qp2 = q·(n2 + n3 + 1), м3/сут;
Третий этап Qp3 = q·(n3 + 1), м3/сут.
6 Определяем продолжительность этапов разработки.
13 EMBED Equation.3 1415, сут;
13 EMBED Equation.3 1415, сут;
13 EMBED Equation.3 1415, сут.
7 Определяем общую продолжительность разработки залежи нефти.
13 EMBED Equation.3 1415, годы.
ЗАДАЧА 2
Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы.
Исходные данные приведены в таблице 7.
Таблица 7
№
вар.
13 EMBED Equation.3 1415Pпл МПа
Пластовое
давление
Тпл К
пластовая температура
pн кг/м3
плотность нефти
pг кг/м3
плотность газа
G0 м3/м3
газовый фактор
µн
нефтенасыщен-
ность
h м
мощность пласта
m %
пористость
R3 м
Радиус третьего эксплуатационного
ряда
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1
23,3
338
808
1,165
150
0,7
10
20
4,75
2
23,0
810
8
22
4,76
3
23,6
812
7
21
4,77
4
23,9
814
9
19
4,78
5
24,0
816
11
18
4,79
6
24,2
818
12
22
4,80
7
24,4
820
13
23
4,82
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
· Продолжение таблицы 7
№
вар.
13 EMBED Equation.3 1415Pпл МПа
Пластовое
давление
Тпл К
Пластовая
температура
pн кг/м3
плотность нефти
pг кг/м3
плотность газа
G0 м3/м3
газовый фактор
µн
нефтенасыщен-
ность
h м
мощность пласта
m %
пористость
R3 м
Радиус третьего эксплуатационного
ряда
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
23
23,3
338
808
1,165
150
0,7
10
20
4,75
24
23,0
810
8
22
4,76
25
23,6
812
7
21
4,77
26
23,9
814
9
19
4,78
27
24,0
816
11
18
4,79
28
24,2
818
12
22
4,80
29
24,4
820
13
23
4,82
29
24,6
822
14
24
4,84
30
24,8
824
15
25
4,85
Решение:
1 Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежи
F =
· · R32, м2
2 Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти
·н.д. =
·н /
·в
где
·в = 1000кг/м3
3 Находим значение эмпирического коэффициента
·0
·0 = 10-3 [4,3 + 0,858
·г + 5,2 (1-1,5·10-3·G0) · 10-3 G0 - 3,54 ·
·н.д.]
4 Рассчитываем коэффициенты термического расширения дегазированной нефти
·н = 10-3
2,638 (1,169 -
·н.д.) при 0,78
·
·н.д.
· 0,86
1,975 (1,272 -
·н.д.) при 0,86
·
·н.д.
· 0,96
5 Рассчитываем объемный коэффициент
bн = 1 +
·0G0 +
·н (t - 20) –
·н
·пл
где
·н = 5,6 · 10-4 , 1/МПа – коэффициент сжимаемости нефти
6 Определяем плотность нефти в пластовых условиях
·н.п. = 1/ bн (
·н.д. +
·г G0), кг/м3
7 Балансовые запасы при пластовых условиях
Qн.б. = F · h · m · Sн ·
·н.п. · 10-3, т
8 Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям
Q'н.б. = F · h · m · Sн ·
·н.д. · 10-3, т
9 Определяем массу растворенного газа в нефти
Qг = Qн.б. - Q'н.б., т
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
Сформулируйте понятие системы разработки
Назовите основные предпосылки для выделения объектов самостоятельной разработки
Охарактеризуйте основные принципы рациональной системы разработки
Назовите основные геологические данные, необходимые для составления проекта разработки
Назовите основные периоды разработки нефтяного и газового месторождения
В чем состоят особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений?
Как проводится процесса регулирования, контроля и анализа процесса разработки месторождения?
Что включает в себя проект разработки месторождения?
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 4
ОБРАБОТКА ДАННЫХ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ УСТАНОВИВШЕМСЯ И НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ РЕЖИМАХ.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПРОДУКТИВНОСТИ, ПРОНИЦАЕМОСТИ
ПЛАСТА
Студент должен
знать:
исследование скважины на приток при установившемся и неустановившемся режимах
уметь:
производить обработку данных исследования скважин
определять коэффициенты продуктивности и проницаемости пласта
ЗАДАЧА 1
Для решения задачи необходимо изучить раздел темы 6 «Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов при установившемся режиме»
Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима, замерены дебит и забойное давление.
Определить коэффициенты продуктивности, гидропроводность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта.
Результаты исследования и данные по скважине даны в таблицах 7, 8.
Таблица 7 Результаты исследования скважины
Режимы работы скважины
Пластовое давление Рпл,
МПа
Забойное
давление Рз,
МПа
Депрессия
13 EMBED Equation.3 1415Р = Рпл – Рз
Дебит
жидкости
Qж, т/сут
Номера вариантов 1 – 5
1
28
23,1
65,4
2
28
23,95
55
3
28
25,7
32
4
28
27
12,5
Продолжение таблицы 7
Номера вариантов 6 – 10
1
18
15,6
56
2
18
13,8
110
3
18
11,6
180
4
18
8,9
270
Номера вариантов 11 – 15
1
16
14,8
50,2
2
16
13,5
105,4
3
16
11,8
176,1
4
16
9,1
289,8
Номера вариантов 16 – 20
1
13
12,7
25
2
13
11,7
65
3
13
10,7
100
4
13
9,2
150
Номера вариантов 21 – 25
1
18
15,6
56
2
18
13,8
110
3
18
11,6
180
4
18
8,9
270
Номера вариантов 26 – 30
1
28
23,1
65,4
2
28
23,95
55
3
28
25,7
32
4
28
27
12,5
Таблица 8 Данные по скважине
Номера вариантов
Наименование исходных данных
Эффективная
мощность пласта
h, м
Условный радиус
контура
питания Rк, м
Диаметр скважины
по долоту Dд , мм
Плотность
жидкости pж, кг/м3
Динамическая
вязкость нефти
µ, мПа·с
Объемный
коэффициент
нефти b
Коэффициент гидродинамического несовершенства
скважины
·с 13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415
1
10
300
300
880
1,4
1,2
0,8
2
11
350
300
870
1,3
1,2
0,8
3
12
400
300
860
1,2
1,2
0,8
4
13
450
300
850
1,1
1,2
0,8
5
14
500
300
840
1,2
1,2
0,8
6
15
300
300
830
1,3
1,2
0,8
7
10
350
300
820
1,2
1,2
0,8
Продолжение таблицы 8
Номера вариантов
Наименование исходных данных
Эффективная мощность пласта
h, м
Условный радиус контура
питания Rк, м
Диаметр
скважины по
долоту Dд , мм
Плотность
жидкости
pж, кг/м3
Динамическая
вязкость нефти
µ, мПа·с
Объемный
коэффициент
нефти b
Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины
·с13 EMBED Equation.3 1415
8
10
300
300
880
1,4
1,2
0,8
9
11
350
300
870
1,
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·8
26
14,6
360
300
820
1,5
1,2
0,8
27
10,5
250
300
800
1,2
1,2
0,8
28
10
300
300
880
1,4
1,2
0,8
29
11
350
300
870
1,3
1,2
0,8
30
12
400
300
860
1,2
1,2
0,8
Решение:
1 По данным таблицы 7 на бумаге размером не менее полной страницы тетрадного листа строят в масштабе индикаторную диаграмму в координатах 13 EMBED Equation.3 1415P – Q. Для этого определяют депрессии давлений 13 EMBED Equation.3 1415Р для каждого режима – заполняют таблицу 7
2 Определяем коэффициент продуктивности скважины. Для этого берут произвольно одну точку на прямоугольном участке индикаторной линии и определяют соответствующие им значения 13 EMBED Equation.3 1415Pр и Qр. По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:
13 EMBED Equation.3 1415, т/сут · МПа.
Рисунок 3 - Форма индикаторной диаграммы в координатах 13 EMBED Equation.3 1415P – Q.
3 Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из формул Дюпюи и уравнения притока:
13 EMBED Equation.3 1415, мкм2
где Rк – условный радиус контура питания, м; rс – радиус добывающей скважины, м;
h – эффективная мощность пласта, м;
µ - динамическая вязкость нефти, мПа · с;
b – объемный коэффициент нефти;
13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.
4 Определите подвижность нефти (пьезопроводность) по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415, м2/Па·с.
5 Определите гидропроводность пласта по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415 , м2·м/Па·с.
ЗАДАЧА 2
Для решения задачи необходимо изучить раздел темы 6 «Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов при неустановившемся режиме»
Нефтяная скважина исследована на приток путем снятия кривой восстановления давления (КВД) на забое после остановки скважины.
Определить коэффициенты проницаемости, пьезопроводности, гидропроводность пласта, приведенный радиус скважины, коэффициенты продуктивности и гидродинамического совершенства скважины.
Результаты исследования и данные по скважине даны в таблицах 9, 10.
Таблица 9 Данные по скважине
Номера вариантов
Наименование исходных данных
Дебит жидкости,
Q т/сут
Коэффициент
Сжимаемости
нефти,
·н МПа-1
Коэффициент
Сжимаемости
пласта,
·п МПа-1
Эффективная
мощность пласта h, м
Условный радиус
контура питания Rк, м
Диаметр скважины,
мм
Плотность
жидкости pж, к
г/м3
Вязкость
нефти µ, мПа·с
Объемный
коэффициент
нефти b
Коэффициент
пористости, т13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415
1
75
9,5·10-4
2·10-4
8,0
200
248
880
1,4
1,1
0,8
2
80
8,1
250
248
870
1,3
1,12
0,8
3
76
8,2
300
168
860
1,2
1,11
0,8
4
77
8,3
350
168
8
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
· Таблица 10 Результаты исследования скважины
Точки наблюд.
t,
сек
lgt
13 EMBED Equation.3 1415Рзаб,
МПа
Точки наблюд.
t,
сек
lgt
13 EMBED Equation.3 1415Рзаб,
МПа
1
30
1,477
0,002
10
18500
4,267
2,240
2
60
1,776
0,035
11
30000
4,477
2,320
3
300
2,477
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·Решение:
1 При неустановившемся режиме работы скважин их исследуют методом прослеживания скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и методом прослеживания скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины. По исходным данным таблицы 9 на бумаге размером не менее полной страницы тетрадного листа строят в масштабе кривые восстановления давления.
Рисунок 4 - Кривая восстановления давления (КВД) в скважине после ее остановки
2 Выбираем на прямолинейном участке полученной кривой (Рис.4) две точки 9, 18 снимаем с графика значения 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415, 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415. Определяем уклон прямолинейного участка кривой к оси абсцисс (угловой коэффициент) по двум крайним точкам прямой:
13 EMBED Equation.3 1415
где 13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415 - соответственно значения забойного давления по таблице
13 EMBED Equation.3 1415 и 13 EMBED Equation.3 1415- соответственно значения логарифма времени.
3 Определяем коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания по формуле.
13 EMBED Equation.3 1415 , мкм2
где Q – дебит нефти в пластовых условиях м3/сут;
13 EMBED Equation.3 1415 - вязкость нефти в пластовых условиях мПа·с;
b – объемный коэффициент нефти;
i – уклон;
h – эффективная мощность пласта, м;
13 EMBED Equation.3 1415 - плотность нефти кг/м3.
4 Определяем коэффициент пьезопроводности (подвижности) пласта в радиусе контура питания по формуле.
13 EMBED Equation.3 1415
где К– коэффициент проницаемости, мкм2.
13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициенте сжимаемости нефти, Па-1;
13 EMBED Equation.3 1415- коэффициент сжимаемости породы Па-1;
m – коэффициент пористости, доли единиц;
13 EMBED Equation.3 1415- вязкость нефти спз;
5 Определяется гидропроводность пласта по формуле
13 EMBED Equation.3 1415, м3/Па·с.
6 Определяется приведенный радиус скважины. Значение А снимается с графика. Для этого нужно продлить прямолинейный участок КВД до пресечения с осью 13 EMBED Equation.3 1415.
13 EMBED Equation.3 1415, м.
7 Определяется коэффициент гидродинамического совершенства.
13 EMBED Equation.3 1415
где Rk – радиус контура питания, м;
rс – радиус скважины м, rс = 0,124 м;
rпр – приведенный радиус скважины, м;
8 Определяем коэффициент продуктивности скважины
13 EMBED Equation.3 1415 , т/сут·МПа
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
Какие методы применяются для исследования скважин?
Назовите параметры, определяемые при исследовании скважин.
Как проводится исследование скважин на установившихся режимах?
Сформулируйте понятие коэффициента продуктивности пласта.
Какие причины приводят к необходимости ограничения дебита?
Охарактеризуйте смысл проведения термодинамических исследований и гидропрослушивания пластов.
Как проводится исследование скважин методом восстановления забойного давления?
Назовите основную аппаратуру, используемую при исследовании скважин
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ПРИЕМИСТОСТИ СКВАЖИН
Студент должен
знать:
системы заводнения пластов для поддержания пластового давления;
требования, предъявляемые к закачиваемой в пласт воде;
уметь:
определять необходимое количество нагнетаемой в пласт воды, давления
нагнетания, приемистость нагнетательной скважины, число нагнетательных скважин;
ЗАДАЧА 1
Определить количество воды, нагнетаемой в пласт, определить приемистость скважин, количество нагнетаемых скважин и выполнить расчет потерь давления при заводнении.
Для решения задачи необходимо изучить разделы 1 – 7 Темы 7 «Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов»
Исходные данные приведены в таблице 11
Таблица 11
№ вар.
Суточная добыча
нефти Qн, т/сут
Объем добываемой
воды Qв, м3/сут
Суточная добыча
газа Vг, м3/сут
Объемный коэф. нефти bн
Плотность нефти
·н, кг/м3
Коэф. Растворимости
газа в нефти
·, м3/м3 МПа
Коэф. сжимаемости газа Z
Пластовое давление Pпл, МПа
Проницаемость
пласта для воды k, м2 · 10-12
Эффективная мощность h, м
Депрессия
·P, МПа
Коэф. гидродин. совершенства
·
Радиус скважины rс, мм
Половина расстояния между скважинами R, м
Вязкость воды µв, мПа·с
1
152
187
4630
1,4
820
6,5
0,87
16,4
0,14
9
2,7
0,81
84
450
1,
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·Продолжение таблицы 11
№ вар.
Суточная добыча
нефти Qн, т/сут
Объем добываемой
воды Qв, м3/сут
Суточная добыча
газа Vг, м3/сут
Объемный коэф. нефти bн
Плотность нефти
·н, кг/м3
Коэф. растворимости
газа в нефти
·, м3/м3 МПа
Коэф. сжимаемости газа Z
Пластовое давление Pпл, МПа
Проницаемость пласта
для воды k, м2 · 10-12
Эффективная мощность h, м
Депрессия
·P, МПа
Коэф. гидродин. совершенства
·
Радиус скважины rс, мм
Половина расстояния между скважинами R, м
Вязкость воды µв, мПа·с
10
145
240
4450
1
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
850
6,4
18,0
0,17
7
2,6
73
400
29
180
210
4290
1,5
860
6,8
19,0
0,18
9
2,8
73
500
30
153
220
4340
1,51
820
6,9
17,0
0,19
8
2,7
73
550
Атмосферное давление – Ратм = 0,1 МПа
Пластовая температура – Тпл= 320
Диаметр трубопровода – d = 114
Число отверстий на один погонный метр – n = 10
Решение:
1 Расчет количества воды, нагнетаемой в пласт
Для ППД в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемой из пласта жидкости и газа. При расчете объема воды необходимой для закачки, учитывают объем, перетекающий в законтурную часть пласта, где требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление.
Необходимое количество закачиваемой воды определяется по формуле:
VB = K(Qнпл + Vгпл + Qв), м3/сут
где К – коэффициент избытка (К = 1,1 – 1,3)
Qнпл – объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м3/сут
Vгпл – объем свободного газа в пласте, приведенный к пластовым условиям, м3/сут
Qв – объем добываемой из залежи воды, м3/сут
Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем:
13 EMBED Equation.3 1415
где Qн – суточная добыча нефти из пласта
bн – объемный коэффициент нефти
(н – плотность нефти
Объем свободного газа, приведенный к атмосферным условиям:
13 EMBED Equation.3 1415
где Vг – суточная добыча газа из пласта;
( - коэффициент растворимости газа в нефти м3/м3 МПа
Рпл – пластовое давление Па;
(н – плотность нефти
Отрицательное число означает, что в пласте нет газа, в дальнейших расчетах, это число не учитывается.
Объем свободного газа при пластовых условиях:
13 EMBED Equation.3 1415
где Р0 – атмосферное давление,
Т0 – абсолютная температура, Т0 = 273 К,
Z – коэффициент сжимаемости газа;
Рпл – пластовое давление, Рпл = 16,4(106
Тпл – пластовая температура, Тпл = 311 К
Суточная добыча в пластовых условиях составит:
Vв = K(Qнпл + Vгпл + Qв), м3/сут
где К – коэффициент избытка (К = 1,1 – 1,3), принимаем К = 1,3.
2 Определяем приемистость скважин
Средняя приемистость нагнетательных скважин определяется по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415
где k – проницаемость пласта для воды, м2
h – эффективная мощность пласта, м
(Р – перепад давления на забое, МПа
( - коэффициент гидродинамического совершенства скважины
( - вязкость воды, мПа(с
R – половина расстояния между нагнетательными скважинами, м
rс – радиус скважины, м
3 Определяем число нагнетательных скважин
13 EMBED Equation.3 1415, шт
4 Выполняем расчет потерь давления при заводнении
4.1 Определяем гидравлические потери напора жидкости
13 EMBED Equation.3 1415, МПа
где
· – коэффициент гидравлических сопротивлений
·в - плотность воды, принимается
·в = 1000кг/м3
L - длина трубопровода, L = 500 м
dвн - внутренний диаметр трубопровода
· - скорость движения воды
4.1.1 Для определения потери напора необходимо определить
· коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от числа Рейнольдса. Число Рейнольдса – это отношение сил инерции к силам вязкости жидкости. При ламинарном течении жидкости ( Rе
· 1530 ) коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса, а при турбулентном течении (Rе
· 1530 ) нет.
Определяем число Рейнольдса
Re = 13 EMBED Equation.3 1415
где 13 EMBED Equation.3 1415 - кинематическая вязкость воды, м2/с
4.2 Определяем кинематическая вязкость воды
4.3 Определяем внутренний диаметр трубопровода
dвн = d – 2 ·
·, м
где
· = 7мм (толщина стенки трубопровода)
Число Рейндольса больше 1530, следовательно, режим движения турбулентный, поэтому находим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415
4.4 Определяем скорость движения воды
13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415 м/с
По полученным исходным данным определяем гидравлические потери напора жидкости в трубопроводе
МПа
Определяем общие потери давления:
Ртр = n ·Ртр , МПа
5 Определяем расход воды, приходящейся на одну скважину
Qскв = 13 EMBED Equation.3 1415 м3/сут
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1 Какое значение имеет поддержание пластового давления?
2 Охарактеризуйте основные виды заводнения пластов.
3 Как определить количество нагнетаемой воды и количество нагнетательных скважин при заводнении пластов?
4 Какие требования предъявляются к закачиваемой в пласт воды?
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 6
РАСЧЕТ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРОЦЕССА ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ
Студент должен
знать:
существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их
технологии;
основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи
и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.
уметь:
производить расчет промышленного процесса внутрипластового горения
производить расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта.
Внутрипластовое горение – это способ повышения коэффициента нефтеотдачи залежей нефтей высокой вязкости, более 30 мПа·с. При его использовании на поверхности каналов вмещающей породы должен образовываться твердый коксообразный осадок. В результате сжигания кокса в потоке нагнетаемого воздуха создается необходимая температура. Эффективность внутрипластового горения зависит от ряда параметров, связанных как с физико-химическими свойствами самой нефти, так и с коллекторскими свойствами пласта, глубиной его залегания.
Наиболее часто используется для осуществления внутрипластового горения пятиточечная схема расположения скважин с центральной нагнетательной скважиной.
Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».
Исходные данные приведены в таблице 12
Теплота сгорания: - нефти Qн = 10000 ккал/кг;
- газообразных продуктов Qг = 300 ккал/м3
- пористость пласта по модели m' = 40%
1 Определяем удельное количество коксового остатка.
13 EMBED Equation.3 1415, кг/м3,
где 13 EMBED Equation.3 1415 - расход топлива (коксового остатка на 1 м3), кг;
m – пористость в природных условиях, %;
13 EMBED Equation.3 1415 - пористость пласта по модели, %, 13 EMBED Equation.3 1415 = 40%;
Таблица 12
Номера вариантов
Наименование исходных данных
Эффективная мощность пласта h, м
Пластовая температура t, оС
Плотность пластовой нефти pн, кг/м3
Плотность воды pв, кг/м3
Расстояние от нагнет. до добыв., lн, м
Давление на забое в добыв. скв., Рд кг/м3
Радиус нагнет. скв. rс, мм
Количество коксового остатка qко, кг/м3
Расход воздуха (окислителя) Vокс, м3/кг
Пористость породы m, %
Нефтенасыщеность породы Sн, %
Водонасыщенность породы Sв, %
Проницаемость для окислителя Кэ, мД
Количество реакционной воды q'в, кг/м3
Вязкость окислителя µок, спз
1
7
22
940
1010
150
8
73
20
12
30
72
23
150
25
0,016
2
7
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·0,017
28
7,8
27
945
1010
295
9,3
73
18
14,5
18
77
21
162
25
0,016
29
8,2
27
950
1015
300
8
84
17
15
17
70
22
164
23
0,018
30
8,4
27
955
1020
305
8,1
73
17
11,5
17
75
29
166
22
0,019
Решение:
2 Определяем объем окислителя (воздуха) требующегося для выработки (выжигания).
Vок = qко· Vост, м3/м3.
где Vост – удельный расход окислителя на 1 кг, м3;
3 Определяем минимальная плотность потока окислителя.
13 EMBED Equation.3 1415, м3/м2·сут.
где 13 EMBED Equation.3 1415 - минимальная скорость перемещения очага горения 13 EMBED Equation.3 1415 = 0,0375 м/сут.
4 Определяем суммарный объем требующего окислителя для выработки одного пяти точечного элемента пласта.
U = 2· Vок·l2·h·Av , м3
где l – расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, м;
h – мощность пласта, м;
Av – объемный коэффициент охвата пласта очагом горения в определенной
зависимости с безмерным параметром формы фронта горения и определяется
по таблице.
Таблица – Значение коэффициентов iq и Av.
Iq
3,39
4,77
6,06
13 EMBED Equation.3 1415
Av
0,50
0,55
0,575
0,626
Так как форма фронта горения бесконечна, тогда принимаем объемный коэффициент равный 0,626.
5 Определяем предельный максимальный расход окислителя. Так как для обеспечения коэффициента охвата 0,626 требуется теоретически бесконечно большой расход окислителя, мы принимаем значение iq = 6,06, которому соответствует коэффициент охвата пласта по объему Av = 0,575.
13 EMBED Equation.3 1415, м3/сут
6 Определяем продолжительность первого периода разработки, при котором объем окислителя достигает значение предельного максимального значения.
13 EMBED Equation.3 1415 , сут
где 13 EMBED Equation.3 1415- максимальная скорость перемещения фронта горения. Принимается 13 EMBED Equation.3 1415= 0,15 м/сут.
7 Определяем количество окислителя израсходованного за этот период.
13 EMBED Equation.3 1415, м3
8 Определяем количество окислителя израсходованного в основной (период)
u2 = u – 2·u1, м3
9 Определяем продолжительность основного периода разработки участка.
13 EMBED Equation.3 1415 , сут
10 Определяем общую продолжительность разработки всего участка.
T = 2·t1 + t2, сут
Расчет давления на устье нагнетательной скважины.
1 Определить абсолютное давление на устье нагнетательной скважины.
13 EMBED Equation.3 1415 МПа
где Ра – абсолютное давление на забое эксплуатационной скважины, кг/см2;
13 EMBED Equation.3 1415 - вязкость окислителя при пластовой температуре, спз;
кэ – эффективная проницаемость для окислителя (воздуха), мД;
rc – радиус эксплуатационных и нагнетательных скважин, мм.
2 Определяем количество извлекаемой нефти. Определяем коэффициент нефтеотдачи для этого необходимо знать количество коксового остатка Sо и углеводородного газа Stx в долях порового объема.
13 EMBED Equation.3 1415
где 13 EMBED Equation.3 1415 - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3.
13 EMBED Equation.3 1415
где Qг – теплота сгорания газообразных продуктов, ккал/кг;
Qн – теплота сгорания нефти, ккал/кг.
3 Определяем коэффициент нефтеотдачи.
13 EMBED Equation.3 1415
где Sн – нефтенасыщеность пласта, уд.ед
·ґн – коэффициент нефтеотдачи из участков, не охваченных фронтом горения. Принимаем
·ґн = 0,4
4 Определяем количество извлекаемой нефти.
Vн =
· S·h·m·Sн·13 EMBED Equation.3 1415, м3
где S – площадь участка
S = 2·l2, м2
5 Определяем удельное количество образующейся реакционной воды.
13 EMBED Equation.3 1415, кг/м3
где 13 EMBED Equation.3 1415 - количество образующейся реакционной воды на 1 м3 , кг/м3.
6 Определяем суммарное количество получаемой воды.
13 EMBED Equation.3 1415, м3
где Sв – водонасыщенность, уд.ед.
7 Определяем дебит нефти во втором периоде разработки.
13 EMBED Equation.3 1415 , м3/сут.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1 Какие существуют тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов?
2 Какие образуются зоны при вытеснении нефти паром?
3 Сущность процесса внутрипластового горения.
4 В чем заключается технология процесса внутрипластового горения?
5 Принципиальная схема внутрипластового горения.
6 Сущность процесса влажного внутрипластового горения.
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 7
РАСЧЕТ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА
Студент должен
знать:
существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их
технологии;
основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи
и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.
уметь:
производить расчет солянокислотной обработки пласта
Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».
Исходные данные приведены в таблице 13.
Таблица 13
№
вар
Глубина скважины,
Н, м
Диаметр эксплуат. колонны
D1 мм
Толщина стенки
труб
·1 мм
Толщина стенки
НКТ
·2 мм
Диаметр НКТ
d, мм
Эффектив. мощность пласта
h,м
Глубина зумпфа
l3 м
1
1500
146
7
5
60
11
2,0
2
1550
168
8
6
73
15
2,1
3
1650
146
9
7
61
21
2,2
4
1570
168
10
8
71
12
2,3
5
1660
146
10,1
9
70
16
2,4
6
1540
168
10,2
10
62
17
2,5
7
1620
146
7
5
63
22
2,6
8
1750
168
10,6
6
64
25
2,7
9
1570
146
7
7
65
17
2,8
10
1600
168
8
8
66
18
2,9
11
1710
146
9
9
72
19
2,1
12
1520
168
10
10
73
20
2,2
13
1630
146
5
5
67
23
2,3
14
1750
168
10,2
6
68
12
2,4
15
1530
146
7
7
69
16
2,5
16
1680
168
10,6
8
60
17
2,6
17
1740
146
7
9
73
22
2,7
18
1560
168
8
10
61
25
2,1
19
1660
146
9
5
71
17
2,8
Продолжение таблицы 13
№
вар
Глубина скважины,
Н, м
Диаметр эксплуат. Колонны
D1 мм
Толщина стенки
труб
·1 мм
Толщина стенки
НКТ
·2 мм
Диаметр НКТ
d, мм
Эффектив. мощность пласта
h,м
Глубина зумпфа
l3 м
20
1700
168
10
6
70
18
2,9
21
1800
146
10,1
7
62
19
2,1
22
1570
168
5
8
63
20
2,3
23
1640
146
7
9
64
23
2,4
24
1770
168
10,6
10
65
11
2,5
25
1830
146
7
5
66
15
2,6
26
1900
168
8
6
72
21
2,7
27
1560
146
9
7
73
12
2,8
28
1790
168
10
8
67
16
2,9
29
1830
146
10,1
9
68
17
2,1
30
1910
168
5
10
69
22
2,2
1 Выбираем кислоту и норму расхода
Солянокислотная обработка скважины основана на взаимодействие соляной кислоты с породами сложенными известняками и доломитами, и способности растворять их, а также растворять карбонатный цемент в песчаных пластах.
2HCl+CaCO2=CaCl+H2O+CO2
При взаимодействии с доломитами
4HCl+CaMg(CO3)2 = CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2
Солянокислотную обработку при забойной зоны применяют на пластах сложенных песчаниками имеющими карбонатный цемент. Хлористый кальций и хлористый магний, соли хорошо растворимы в воде. Это носители кислоты и легко удаляются из скважины. А при давлении 7,6 МПа растворяются в той же воде.
Для обработки используют синтетическую соляную кислоту марки Б ГОСТ 857-78, имеющую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество примесей. Концентрацию раствора выбирают в зависимости от проницаемости и пластового давления, и она равна 8%. Характеристика соляной кислоты приведена в таблице 7.1.
Талица 7.1 Характеристика марок соляной кислоты
Наименование
Нормы, обусловленные стандартом
Содержание соляной кислоты, %
35
31,5
Содержание плавиковой кислоты, %
-
-
Содержание серной кислоты, %
Не более 0,005
Не более 0,005
Содержание железа, %
Не более 0,015
Не более 0,015
Рекомендуемая концентрация раствора соляной кислоты и нормы ее расхода в зависимости от характеристики пласта представлена в таблице 7.2.
Таблица 7.2 Характеристика пласта и нормы расхода соляной кислоты
Характеристика пласта
HCL,%
Нормы расхода м3/м
Для карбонатной породы с высокой проницаемостью при низком пластовом давлении
10-12
1,0-1,5
Для карбонатной породы с низкой проницаемостью при высоком пластовом давлении
15-12
0,5-0,6
Для песчаников с карбонатным цементом, при средних показателях проницаемости и пластового давления
8-10
0,8-1,0
Так пласт сложен песчаниками с карбонатными цементами со средней проницаемостью и пластовым давлением, то согласно таблице 2 выбираем концентрацию соляной кислоты 8%, а норму расхода на 1м мощности пласта 0,8
1.1 Определяем объём соляно-кислотного раствора
Vр = n
· h, м3
где n - это норма расхода на 1м мощности пласта, принимаем n = 0,8 м3/м
2 Расчет количества концентрированной кислоты, воды и реагентов
Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного содержания на месте ее хранения (кислотная база) или непосредственно у скважины перед ее обработкой. Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию, необходимо рассчитывать количество воды и кислоты.
Для уменьшения влияния соляной кислоты на металл оборудования в нее добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами.
Соляная кислота, взаимодействуя с железом и глинами, образует соли железа и алюминия, выпадающие в пластовых условиях в осадок.
С цементом и песчаником кислота может образовывать гель кремниевой кислоты, также выпадающие в осадок. Для борьбы с этими нежелательными явлениями в кислотный раствор добавляют стабилизаторы – уксусную и плавиковую кислоты.
Продукты взаимодействия кислот с породой в процессе освоения скважины следует удалять из пласта. Для этого в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции.
Порядок добавления различных реагентов в кислоту при ее подготовке следующий: вода – ингибиторы – стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) – техническая соляная кислота – хлористый барий – интенсификатор.
2.1 Определяем объем товарной кислоты.
13 EMBED Equation.3 1415м3
где
· - переводной коэффициент, который определяется путем интерполяции значений переводного коэффициента из таблицы 7.3, принимаем
· = 4,470
Таблица 7.3 Значение переводных коэффициентов
Концентрация кислотного раствора,%
Концентрация товарной кислоты
32
31
30
28
27
24
22
20
8
4,470
4,325
3,847
4,160
3,400
3,236
2,938
2,647
9
3,954
3,820
3,400
3,680
3,047
2,861
2,599
2,341
10
3,541
3,420
3,047
3,295
2,755
2,563
2,328
2,097
11
3,204
3,100
2,755
2,980
2,514
2,298
2,106
1,892
12
2,923
2,825
2,514
2,720
2,412
2,097
1,921
1,730
13
2,685
2,600
2,312
2,500
2,217
1,943
1,765
1,590
14
2,481
2,400
2,1335
2,310
2,048
1,803
1,631
1,490
15
2,305
2,230
1,983
2,145
1,903
1,669
1,515
1,365
2.2 Определяем вес товарной кислоты
13 EMBED Equation.3 1415кг
13 EMBED Equation.3 1415- плотность концентрированной кислоты, 13 EMBED Equation.3 1415 = 1040 кг/м3
2.3 Определяем объем воды для приготовления кислотного раствора
Vв=Vр - Vк - Vдоб, м3
где Vp - объем соляно-кислотного раствора , Vp = 5,6 м3
Vk - объем соляной кислоты, Vk = 1,25 м3
Vдоб - объем добавок, м3.
2.4 Определяем количество добавок
Vдоб = (Vх.б.+Vинт+Vук+Vинг), м3
где Vх.б.- это объем хлористого бария т.к. в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, который нейтрализуется добавкой хлористого бария.
Vинг - объем ингибитора, м3
Vук - объем стабилизатора,м3
Vинт - объем интенсификатора,м3
Таблица 7.5 Виды ингибиторов
Ингибитор
Оптимальное дозирование объема раствора кислоты, %
Пластовая температура, оС
Формалин
0,6 – 0,8
20 – 40
Уникол-ПБ-5
0,25 – 0,5
20 – 40
Катапин-А
0,05 – 0,1
20 – 40
Катапин-К
0,05 – 0,1
20 – 40
Уротропин
0,2 – 0,25
20 – 40
U-1-А + уротропин
(0,1 + 0,2) – (0,4 + 0,8)
20 – 40
U-1-А + уротропин + йодистый кальций
0,4 + 0,8 + 0,01
20 – 40
Таблица 7.6 Виды интенсификаторов
ПАВ
Оптимальное дозирование, %
Необходимость ингибитора
Катапин-А
0,3
Не нужен
Катапин-А
0,3
Не нужен
Карбозолин-О
0,5
Не нужен
Марвелан-КО
0,5
Желательно
Са-Де
0,3
Обязательно
УФЭв
0,3
Желательно
ОП-10
0,3
Обязательно
Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, которую необходимо нейтрализовать добавкой хлористого бария.
2.4.1 Для определения объема хлористого бария находим количество хлористого бария
Gх.б. = 21,3
·Vр
·(13 EMBED Equation.3 1415, кг
где C - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, C = 0,4%
Xр - концентрация раствора, Xр = 15%
Xк - концентрация товарной соляной кислоты, Xк = 31,5%
2.4.2 Определяем объем хлористого бария
Vх.б.13 EMBED Equation.3 1415
где Gх.б - количество хлористого бария
13 EMBED Equation.3 1415- плотность хлористого бария, принимается 13 EMBED Equation.3 1415= 4000 кг/м3
2.4.3 Определяем объём реагента В-2, применяемого в качестве ингибитора
13 EMBED Equation.3 1415м3
где bн - норма добавки ингибитора принимается bн = 0,2%
Cн - объемная доля товарного ингибитора Cн = 100%
2.4.4 Определяем объем уксусной кислоты принимаемой в качестве стабилизатора.
13 EMBED Equation.3 1415м3
где bук - норма добавок 100% уксусной кислоты, bук = 3%
Cук - объемная доля товарной уксусной кислоты,Cук = 80%
2.4.5 Определяем объем интенсификатора типа Марвелан-КО
13 EMBED Equation.3 1415м3
где bин - норма добавок и интенсификатора, bин = 0,5%
Cин - объемная доля товарного интенсификатора, Cин=100%
Определяем общее число добавок и воды
Vдоб = (Vх.б.+Vинт+Vук+Vинг), м3
Vв=Vр-Vк-Vдоб, м3
3 Расчет процесса обработки скважин
В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена водой, зумпф скважины изолируется закачкой бланкета концентрированным раствором хлористого кальция с плотностью
·СаСl13 EMBED Equation.3 1415 = 1200 кг/м3
3.1 Определяем объем закачиваемого бланкета.
13 EMBED Equation.3 1415, м3
где Dвн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны
13 EMBED Equation.3 1415, м
где 13 EMBED Equation.3 1415 - толщина стенки труб
D1 - диаметр эксплуатационной колонны
Для получения от 1м3 раствора хлористого кальция, плотностью 1200 кг/м3 требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м3 H2O.
3.2 Определяем количество хлористого кальция
GСаСl13 EMBED Equation.3 1415 = 540 · Vбл, кг
Vв = 0,66 · Vбл, м3
4 Приготовление солянокислотного раствора
Данный раздел не рассчитывается
После приготовления соляно-кислотного раствора, ареометром проверяют полученную концентрацию раствора НСl и если она не соответствует 15%, добавляют воду или концентрированную кислоту.
Если концентрация получилась ниже запланированной (ниже 15%), то количество добавляемой концентрированной кислоты вычисляем по формуле
·Н = Vр · (
·з –
·ф /
· -
·з)
где Vр – объем приготовленного раствора кислоты, м3
·з – плотность раствора запланированной кислоты
·ф – фактическая плотность раствора приготовленной кислоты
· - плотность концентрированной кислоты
Если концентрация НСl в приготовленном растворе получилась выше запланированной, то количество добавляемой воды определяем по формуле
·НН13 EMBED Equation.3 1415О = Vр · (
·ф -
·з /
·з - 1000)
где
·НН13 EMBED Equation.3 1415О – объем добавляемой воды, м3
5 План обработки призабойной зоны скважины
В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена водой. Зумпф скважины изолируется закачкой бланкета. Трубы спускаются до нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса УНЦ1-160х500К закачивается раствор СаС l2 плотностью 1200 кг/м3
Таблица 7.7 Техническая характеристика насоса на агрегате УНЦ1-160*500К
Скорость
Плунжер диаметром 100мм
Плунжер диаметром 120 мм
Теоретическая подача
насоса, л/с
Давление МПа
Теоретическая подача
насоса л/с
Давление МПа
2
2,50
47,6
3,60
33,2
3
4,76
25,0
6,85
17,4
4
8,48
14,0
12,22
9,7
5
10,81
11,0
15,72
7,6
5.1 Транспортировка бланкета осуществляется продавкой водой в объеме выкидной линии длиной 2,5 м и НКТ длиной определяемой по формуле
13 EMBED Equation.3 1415м
где Н – глубина скважины, м
lз – глубина зумпфа, м
5.2 Определяем объем выкидной линии.
13 EMBED Equation.3 1415м3
где lвык = 25 м
13 EMBED Equation.3 1415мм
5.3 Определяем объем НКТ
13 EMBED Equation.3 1415 м3
5.4 Определяем общий объем продавочной воды
13 EMBED Equation.3 1415, м3
5. 5 Трубы приподнимают и устанавливают на 1-2 м выше нижних отверстий перфораций. Размещают и обвязывают оборудованием. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии НКТ и ствола скважины вдоль интервала перфорации
13 EMBED Equation.3 1415 м3
Задвижку закрывают на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор
13 EMBED Equation.3 1415м3
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 8
РАСЧЕТ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН
Студент должен
знать:
существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их
технологии;
основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи
и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.
уметь:
производить расчет термокислотной обработки пласта
Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».
Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. Взаимодействие кислоты с породой часто мешают отложения на забое скважины парафина, смол и асфальтеновых веществ. Поэтому для повышения эффективности обработки скважин применяют горячую кислоту.
Кислоту нагревают химическим путем, т.е. за счет экзотермической реакции взаимодействия соляной кислоты с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, опускаемый на трубах в скважину. Лучшим реагентом для термокислотных обработок является магний. При растворении магния в соляной кислоте выделяется большое количество теплоты, а продукты реакции хорошо растворяются в воде.
Исходные данные приведены в таблице 14.
Таблица 14
№ варианта
Глубина скважины Н, м
Диаметр эксплуатац. колонны D,мм
Эффектив. мощность пласта hэ, м
Статичес. уровень от устья скв. hст, м
Начальный
дебит скв. Qн, т/сут
Текущий дебит скв.
Qт, т/сут
Газовый
фактор G0, м3/т
Содержание воды В, %
Удельный вес нефти
·, т/м3
Температура
забое tз, оС
Температура
раствора t, оС
Глубина зумпфа hз, м
Диаметр прутков
dп, мм
1
2190
146
14
20
74
72
460
3
0,87
59
20
1,5
20
2
168
12
21
71
70
459
4
0,81
58
21
1,4
3
146
13
19
72
71
458
5
0,82
57
22
1,6
4
168
14,5
20
73
72
457
6
0,83
56
23
1,7
5
146
11
22
74
73
456
1
0,84
55
24
1,5
6
168
10
23
75
74
455
2
0,85
51
25
1,8
7
146
12,5
19
74
73
450
3
0,86
52
26
1,5
8
168
14
20
74
72
449
4
0,87
53
27
1,4
9
146
12,5
21
71
70
448
5
0,88
54
28
1,7
10
168
9
19
72
71
460
7
0,81
55
20
1,3
Продолжение таблицы 14
№ варианта
Глубина скважины Н, м
Диаметр эксплуатац. колонны D,мм
Эффектив. мощность пласта hэ, м
Статичес. уровень от устья скв. hст, м
Начальный
дебит скв. Qн, т/сут
Текущий дебит скв.
Qт, т/сут
фактор G0, м3/т
Содержание воды В, %
Удельный вес нефти
·, т/м3
Температура
забое tз, оС
Температура
раствора t, оС
Глубина зумпфа hз, м
Диаметр прутков
магния dп, мм
11
146
13,5
20
73
72
459
3
0,82
56
21
1,8
20
12
168
10,5
22
74
73
458
3
0,83
57
22
1,9
13
146
11
23
75
74
457
4
0,84
58
23
1,6
14
168
12
19
74
72
456
5
0,85
59
24
1,5
15
146
13
22
70
69
455
6
0,89
60
25
1,4
16
168
14
24
72
71
450
1
0,86
61
26
1,8
17
146
15
20
75
74
449
2
0,87
62
27
1,5
18
146
14
20
74
72
460
3
0,87
59
20
1,5
19
168
12
21
71
70
459
4
0,81
58
21
1,4
20
146
13
19
72
71
458
5
0,82
57
22
1,6
21
168
14,5
20
73
72
457
6
0,83
56
23
1,7
22
146
11
22
74
73
456
1
0,84
55
24
1,5
23
168
10
23
75
74
455
2
0,85
51
25
1,8
24
146
12,5
19
74
73
450
3
0,86
52
26
1,5
25
168
14
20
74
72
449
4
0,87
53
27
1,4
26
146
12,5
21
71
70
448
5
0,88
54
28
1,7
27
168
9
19
72
71
460
7
0,81
55
20
1,3
28
146
13,5
20
73
72
459
3
0,82
56
21
1,8
29
168
10,5
22
74
73
458
3
0,83
57
22
1,9
30
146
11
23
75
74
457
4
0,84
58
23
1,6
Вид магния – прутки
Проведение термокислотной обработки – впервые
1 Расчет количества магния и кислоты
Количество магния, необходимое для термокислотной обработки определяем по формуле
Gм=Vр(t2 - t)C / 4520 , кг
где Vр - объем солянокислотного раствора, Vр = 4м3 = 4000кг ;
t2 - конечная температура солянокислотного раствора;
t - начальная температура солянокислотного раствора;
С - теплоемкость хлористого магния, С = 0,75ккал;
4520 - количество тепла, выделяющееся при полном сгорании 1 кг магния, ккал.
Для подогрева стенок скважины с целью расплавления и удаления парафина задаемся конечной температурой солянокислотного раствора в пределах 70-100оС (принимаем t2 = 85оС)
Для первой фазы (термохимическая обработка забоя) обработки применяем 4м3 15%-ого солянокислотного раствора.
При первичной обработке рекомендуется принимать 0.8 м3 солянокислотного раствора на 1 м эффективной мощности пласта.
VP = N·h, м3
где N - норма расхода солянокислотного раствор, N = 0,8 м 3/м;
h - эффективная мощность пласта, м.
Из общего количества солянокислотного раствора 4м3 расходуется для первой фазы обработки и (VP - 4м 3 ) для второй фазы обработки призабойной зоны.
Концентрация солянокислотного раствора после раствора магния
Х2 = X1-AGм / 3,33AVр+Gм, %
где Х1и Х2 - начальная и конечная концентрации солянокислотного раствора, %
А – числовой коэффициент, который определяется по таблице:
z,x
Б,А
z,x
Б,А
5.15 – 12,19
214
29,95 – 31,52
227,3
13,19 – 18,11
218
32,10 – 33,4
229,5
19,06 – 24,75
221,5
34,32 – 37,22
232
25,75 – 29,59
226
А - числовой коэффициент, который при концентрации кислоты до 18% равен 218,
а при концентрации кислоты до 12% - 214;
Gм - количество магния, кг
Конечная концентрация солянокислотного раствора принимается равной 12%.
Количество магния, необходимое для снижения концентрации кислотного раствора с 15% до 12%
Gм = 3,33 · Vр(A1X1/A1 - X1 - A2X2/A2 - X2), кг
где А1и А2 - числовые коэффициенты для начальной и конечной концентрации
кислотного раствора, A1 = 218; А2 = 214.
Таким образом, для проведения термокислотной обработки необходимо иметь 15,2 кг магния. При этом конечная температура солянокислотного раствора
t2 = t1+ 4520Gм/VрC , °С.
2 Расчет реакционного наконечника
При расчете реакционного наконечника определяется его длина и диаметр.
Диаметр реакционного наконечника принимается максимально возможным для спуска в эксплуатационную колонну. В эксплуатационную колонну диаметром 168 мм (внутренний диаметр 144 мм) или диаметром 146 мм (внутренний диаметр 122 мм) можно спустить реакционный наконечник из труб условного диаметра 89 мм, внутренний диаметр равен 76 мм.
Длина реакционной камеры наконечника определяется по формуле
l1 = Gм/qм,, м
где Gм - масса загруженного в наконечник магния, кг;
qм - масса одного пучка прутков магния, кг.
qм = 13 EMBED Equation.3 1415·V, кг
где V - объем прутков, помещающихся в 1 м трубы условного диаметра 89 мм;
13 EMBED Equation.3 1415- удельный вес технического магния, 13 EMBED Equation.3 1415 = 1,77кг/дм3
V = 0,785dп2 n1 · 1, м3
где dп - диаметр прутка магния, м;
n1- число прутков, помещаемых по диаметру реакционного наконечника
n1 =13 EMBED Equation.3 1415· n
где 13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент, применяемый для снижения гидравлических сопротивлений
при прокачке солянокислотного раствора в начальный период
(13 EMBED Equation.3 1415 = 0,75-0,80; принимается 13 EMBED Equation.3 1415 = 0,75);
n - число прутков, которое может поместиться по диаметру реакционного наконечника
n = n' + n"
n ґ= 360 / 213 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415= arcsin · rп / R- rп
n" = 360 / 2 ·13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415 = arcsin · rп / R- rп -dп
Следовательно, во втором ряду разместить прутков больше нельзя. Можно разместить один пруток по центру камеры.
Общая длина реакционного наконечника
l = l1 + l2
где l 2 – длина нижней камеры реакционного наконечника, l 2 = 4,05м
На рис.5 изображен реакционный наконечник, который спускается на насосно-компрессорных трубах до забоя скважины.
Верхняя труба 3 наконечника через перевод ник 2 крепится к муфте насосно-компрессорных труб. Эта труба (контактный ствол наконечника) заполняется стержнями магния; в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым через трубу кислотным раство ром. Нижняя труба 6, в которую из верхней трубы через пласти ну-решетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый вследствие реакции с магнием, предназначена для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввинченные в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м по длине трубы.
Рисунок 5 – Реакционный наконечник
4 Расчет концентрированной кислоты, воды и присадок
Для первой фазы
4.1 Для термокислотной обработки соляной кислотой 27,5% концентрации и определяем количество концентрированной кислоты
13 EMBED Equation.3 1415, м3
где Vр - объём 15% соляной кислоты;
· – переводной коэффициент, при концентрации соляной кислоты 27,5% и разбавленной кислоты 15%, принимаем
· = 1,943.
При удельном весе 27,5%-ной кислоты 13 EMBED Equation.3 1415 = 1,139 т/м3 – масса концентрированной кислоты
4.1 Определяем вес концентрированной кислоты
13 EMBED Equation.3 1415, кг
где
·HCl – плотность 27,5% соляной кислоты,
·HCl = 1739 кг/ м3
4.2 Принимаем объем воды, необходимой для приготовления солянокислотного раствора
Vв = 4 · 444 = 1,776м3
4.3 Для термохимической обработки в качестве ингибитора необходимо применять формалин, так как тормозит реакцию Mg с соляной кислотой
Gф = 1000Х1 ·Vр / (440 + У)У, кг
где Gф - количество формалина, кг
У – концентрация формалина, У = 40%
4.4 Определяем количество стабилизатора
В качестве стабилизатора для предупреждения выпадения солей железа при нейтрализации соляной кислоты в породе применяют уксусную кислоту СН3СООН.
Vук = 1000 b Vр / С, м3
где b – добавка уксусной кислоты к объему раствора, %;
С – концентрация товарной кислоты, С = 80%
b = f + 0,8, %
где f - содержание в солянокислотном растворе Fе2О3, %. В соляной кислоте из абгазов органических производств Fе2О3 содержится не более 0,03%, принимается f = 0,03%
4.5 Определяем количество плавиковой кислоты (фтористо-водородная) её добавляют к солянокислотному раствору при обработке скважин, эксплуатирующих песчаные пласты с карбонатным цементом. Её присутствие в растворе предупреждает образование на забое гелекремниевой кислоты способное закупорить поровые каналы призабойной зоны.
Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты к соляной кислоте добавляем плавиковую
кислоту HF.
VНF = 100bVр / m, м3
где b - добавка плавиковой кислоты к объему раствора принимается, b = 1%;
m - концентрация товарной плавиковой кислоты %-ного содержания HF
принимается m = 60%
4.6 В товарной соляной кислоте из абгазов органических производств содержится примесь серной кислоты в ненормируемом количестве. Принимается количество серной кислоты в пересчете на SO3 равным 0,5%.
После разбавления кислоты водой содержание SО3 понизится до следующей величины:
SO3' = Vhcl · % · SO3 / Vр
Допустимое количество SО3 в растворе равно 0,02%. Излишки SO3 в количестве
(SO3 = Vр – 0,02 необходимо нейтрализовать хлористым барием BaCl 2 · 2Н2О, потребное количество хлористого бария для нейтрализации SO3
G ВаСl = 3,05(SO 3X 1Vр, кг
где (SO3 - количество SO3 подлежащее нейтрализации, %;
Х1 – концентрация солянокислотного раствора, %;
Vр – объем солянокислотного раствора, м3
Для растворения хлористого бария понадобится воды
VB = GBаСl /100 ·l , м3
4.7 В качестве интенсификатора применяем НЧК (нейтрализованный черный контакт)
Vнчк = 0,4X 1V р , м3
4.8 Объем добавок
Vдоб = Gф + VНF + Vук +VB + Vнчк , м3
4.9 Объем воды, необходимый для приготовления солянокислотного раствора
Vв' = Vв – Vдоб , м3
Для второй фазы
Количество кислоты
Vhci = Vp/
·, м3
Ghci = 13 EMBED Equation.3 1415VНСl , кг
В качестве ингибитора необходимо применять только уникол
Vу-к = 74b X2VP/A-X2
где b - добавка уникола к соляной кислоте, % (для уникода марки У-К, b = 0.3% от
количества 27%-ной кислоты)
X2 – 12% концентрация солянокислотного раствора
VP – объем солянокислотного раствора, м3
А = 214 – коэффициент
Остальные добавки применяются те же, что и для первой фазы обработки. Объем уксусной кислоты
Vук = 1000bVр / C , м3
Объем плавиковой кислоты
VНF = 1000bVP / m , м3
Вес хлористого бария
G ВаСl = 3,05(SO 3X 1Vр, кг
Объем воды, потребляемой для растворения хлористого бария
VН2О = 14,3 / 100 · 1 , м3
Объем НЧК Vнчк = 0,4X2VP, м3
Объем добавок Vдоб = Gф + VНF + Vук +VB + Vнчк , м3
Объем воды VВ = Vр – V нсl – Vдоб , м3
Для проведения термокислотной обработки потребуется следующее суммарное количество кислоты, воды и добавок:
Товарной кислоты GHCl , т;
Воды VB, м3;
Формалина GФ , кг;
Уникола Vy-K , м3;
Уксусной кислоты Vукс , м3;
Плавиковой кислоты Vhf , м3;
Хлористого бария Gвсl , кг;
Для растворения хлористого бария потребуется воды и НЧК: VВ , м3; Vнчк , м3.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1 Какое значение имеет поддержание пластового давления?
2 Методы увеличения проницаемости призабойной зоны скважин
3 Техника проведения солянокислотной обработки нефтяных и газовых скважин
4 Реагенты, применяемые при солянокислотной обработке скважин
5 Термокислотная обработка скважин
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 9
РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ
ПЕРФОРАЦИИ
Студент должен
знать:
существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их
технологии;
основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи
и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.
уметь:
производить расчет технологии проведения гидропескоструйной перфорации
Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».
Исходные данные приведены в таблице 15
Таблица 15
№ варианта
Глубина
скважины,
Н, м
Диаметр
скважины
D мм
Диаметр
отверстия
d1 мм
Проницаемость
k, мД
Условный
диаметр НКТ
d, мм
Эффективная мощность
пласта
h,м
Средний размер песка d3 мм
Число насадок
n шт.
1
2500
146
5,4 мм
5
60
11
0,70
4 штуки
2
2550
168
6
73
15
0,71
3
2650
146
7
61
21
0,62
4
2570
168
8
71
12
0,63
5
2660
146
9
70
16
0,64
6
2540
168
10
62
17
0,65
7
2620
146
5
63
22
0,66
8
1750
168
6
64
25
0,67
9
1570
146
7
65
17
0,68
10
1600
168
8
66
18
0,69
11
1710
146
9
72
19
0,71
12
1520
168
10
73
20
0,72
13
1630
146
5
67
23
0,73
14
1750
168
6
68
12
0,64
15
1530
146
7
69
16
0,65
16
1680
168
8
60
17
0,66
17
1740
146
9
73
22
0,67
18
1560
168
10
61
25
0,71
19
1660
146
5
71
17
0,68
Продолжение таблицы 15
№ варианта
Глубина
скважины,
Н, м
Диаметр
скважины
D мм
Диаметр
отверстия
d1 мм
Проницаемость
k, мД
Условный
диаметр
НКТ d, мм
Эффективная мощность
пласта
h,м
Средний размер песка d3 мм
Число насадок
n шт.
20
2500
146
5,4 мм
5
60
11
0,70
4 штуки
21
2550
168
6
73
15
0,71
22
2650
146
7
61
21
0,62
23
2570
168
8
71
12
0,63
24
2660
146
9
70
16
0,64
25
2540
168
10
62
17
0,65
26
2620
146
5
63
22
0,66
27
1750
168
6
64
25
0,67
28
1570
146
7
65
17
0,68
29
1600
168
8
66
18
0,69
30
1710
146
9
72
19
0,71
1 Расход воды и песка потребляемого при гидропескоструйной перфорации
Гидропескоструйная перфорация чаще всего используется в условиях, когда кумулятивное или пулевое перфорирование не дает должного результата. При такой перфорации диаметры отверстий в колонне равны 12-20 мм, глубина каналов в 2,5-4 раза больше, чем при кумулятивной перфорации, и достигает 500 мм, а площадь фильтрации канала выше в 20-30 раз.
Следует учитывать еще одно преимущество гидропескоструйного перфорирования пластов – получение материнской породы из вскрываемого пласта в виде шлама, содержащего остатки полезного ископаемого. Причем этот “сопутствующий” эффект иногда оказывается решающим и единственным источником надежной информации о пласте.
Эффективность гидропескоструйного разрушения определяется энергией струи, которую принять характеризовать перепадом давления в насадках, гидравлической характеристикой, формируемой в насадке струи, и содержанием в ней абразива.
1.1 Определяем общее количество жидкости по формуле
13 EMBED Equation.3 1415, м3
где Dвн - внутренний диаметр скважины, принимаем
Dвн = D - 213 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415, м
где 13 EMBED Equation.3 1415- толщина стенки обсадной колонны, принимаем 13 EMBED Equation.3 1415= 713 EMBED Equation.3 141510-3 м. [ см. К.В.Иогосян Спутник буровика М.Недра 1986г, табл.6 стр.126]
H - глубина скважины, м.
1.2 Общее количество песка рассчитываем по формуле
Qп = 1,1313 EMBED Equation.3 1415 D2вн13 EMBED Equation.3 1415H13 EMBED Equation.3 1415Cп, кг
где Cп - массовая концентрация песка, Cп = 100 кг/м3
1.3 Определяем расход рабочей жидкости по формуле
Q = 1,41413 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415n13 EMBED Equation.3 1415fн13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415, м3/с
где 13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент расхода, принимаем 13 EMBED Equation.3 1415 = 0,82;
n - число насадок; n = 4;
fн - площадь поперечного сечения насадки
fн = 0,78513 EMBED Equation.3 1415dн2, м2
где 0,785 коэффициент;
dн - диаметр отверстия насадки, м
где 13 EMBED Equation.3 1415- потери давления в насадках, МПа .Принимаем 13 EMBED Equation.3 1415= 10-12 МПа, так как
dн = 5,413 EMBED Equation.3 141510-3 м;
13 EMBED Equation.3 1415- плотность смеси жидкости и песка, кг/м3
13 EMBED Equation.3 1415, кг/м3
где 13 EMBED Equation.3 1415- плотность жидкости используемой в качестве песконосителя, 13 EMBED Equation.3 1415= 1000 кг/м3
13 EMBED Equation.3 1415- плотность песка, 13 EMBED Equation.3 1415=2500 кг/м3
13 EMBED Equation.3 1415- объемная концентрация песка в смеси
13 EMBED Equation.3 1415,
где Cп - массовая концентрация песка, Cп = 100 кг/м3
1.4 Определяем количество воды для перфорации
Qж = 2,513 EMBED Equation.3 1415Vж, м3
где 2,5 - потребное количество жидкости устанавливается из расчета двух объемов скважины ( один объем для подачи песка на забой скважины, и второй объем для продавливания песка и промывки скважины по окончанию процесса ) плюс 0,5 объема на потерю за счет фильтрации в пласт
2 Расчет необходимого числа насосных агрегатов
Для осуществления гидропескоструйной перфорации выбираем насосный агрегат типа 5АН-700 производительностью 22 л/с.
Число необходимых для проведения гидропескоструйной перфорации агрегатов данного типа определяется по формуле
N = Q/q+1
где Q - расход жидкости (темп закачки)
q - производительность одного насосного агрегата
Техническая характеристика насосных агрегатов
Насосный агрегат
4АН-700
5АН-700
Максимальное давление, МПа
70
20
Подача , л/с
6
22
3 Технологический расчет гидропескоструйной перфорации
Перфорация осуществляется специальным пескоструйным ап паратом, АП-6М, спускаемым в скважину на НКТ.
[ Cкачайте файл, чтобы посмотреть картинку ]
Рисунок 6 – Принципиальная схема аппарата для гидропескоструйной перфорации
1 корпус перфоратора; 2 резьба для соединения с НКТ; 3 шар опрессовочного клапана; 4 седло опрессовочного (верхнего) клапана; 5 канал; 6 насадки;
7 нижний шар малого диаметра; 8 седло нижнего шарового клапана;
9 центратор; 10 хвостовик
3.1 Определяем глубину проникновения струи в пласт
13 EMBED Equation.3 1415, м
где k = lн/dн - отношение длинны начального участка lн с постоянной скоростью
к диаметру насадки dн , k = 22-110 (принимаем k = 22)
13 EMBED Equation.3 1415- отношение средней скорости струи в любом поперечном сечении
основного участка струи к скорости на ее оси в том же сечении, 13 EMBED Equation.3 1415 = 0,425
13 EMBED Equation.3 1415- сила сцепления породы, 13 EMBED Equation.3 1415= 2МПа
В - коэффициент зависящий от угла 13 EMBED Equation.3 1415 между плоскостями
ограничивающими разрушенное пространство ( при 13 EMBED Equation.3 1415 = 1200, В = 0,675)
3.2 Определяем гидравлические потери при гидропескоструйной перфорации
13 EMBED Equation.3 1415 , МПа
где 13 EMBED Equation.3 1415- потери напора в насадках, МПа
13 EMBED Equation.3 1415= (513 EMBED Equation.3 141510213 EMBED Equation.3 1415Q213 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415)/(n213 EMBED Equation.3 1415f213 EMBED Equation.3 1415µр213 EMBED Equation.3 1415g), МПа
13 EMBED Equation.3 1415, МПа
где 13 EMBED Equation.3 1415- коэффициент сопротивления в промывочных трубах, 13 EMBED Equation.3 1415= 0,035;
dв - внутренний диаметр НКТ
µр - коэффициент расхода, принимаем µр = 0,82
dв = d-213 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415, м
где
· - толщина стенки НКТ,
· = 8мм
13 EMBED Equation.3 1415, МПа
где 13 EMBED Equation.3 1415 - коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве
13 EMBED Equation.3 1415- потери напора в кольцевом пространстве, МПа
Для определения коэффициента трения при движении воды в кольцевом пространстве найдем число Рейнольдса
13 EMBED Equation.3 1415
где dз – средний диаметр зерен песка;
13 EMBED Equation.3 1415 - скорость движения жидкости в кольцевом пространстве между колоннами труб, м/с
13 EMBED Equation.3 1415
где m – условная пористость твердой фазы в трубах
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415- вязкость песчано – жидкостной смеси
13 EMBED Equation.3 1415
где с = 0,0357 – объемная концентрация песка;
е – основание натуральных логарифмов, е = 2,72;
13 EMBED Equation.3 1415- вязкость воды, 13 EMBED Equation.3 1415= 0,1 Па13 EMBED Equation.3 1415с
Учитывая, что режим движения турбулентный определяем коэффициент трения при движении жидкости в кольцевом пространстве
13 EMBED Equation.3 1415
Потери напора в кольцевом пространстве составляют
(рп - потери напора в полости образованной абразивной струей, по опытным данным изменяются от 2 до 5 МПа. Принимаем среднее значение (рп = 3,5МПа
4 Определяем число насадок по формуле
13 EMBED Equation.3 1415
Вывод : Технологический расчет гидропескоструйной перфорации показал, что число насадок выбрано верно.
КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ
1 Технология проведения гидропескоструйной перфорации.
2 Какие технологические проблемы эксплуатации скважин, позволяет решить гидропескоструйная перфорация?
ПРИЛОЖЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТОВ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1.1
НОММОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1.2
НОММОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТИ
ПРИЛОЖЕНИЕ 1.3
КРИВЫЕ БРАУНА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ГАЗА
ПРИЛОЖЕНИЕ 1.4
ТАБЛИЦА ПЕРЕВОДА ЕДИНИЦ ИЗМЕРЕНИЯ В ЕДИНИЦЫ СИСТЕМЫ СИ
Наименование единиц
Внесистемные единицы
Единицы СИ
Длина
1 км (микрон)
1 мкм (микрометр) = 10-6 м
Масса
1 т
103 кг
Сила
1 кГ
1 дин (дина)
9,81 Н
10-5 Н
Плотность
1 т/м3
1 кг/дм3
1 г/см3
1000 кг/м3
Удельный объем
1 м3/т
1 дм3/кг
1 см3/г
10-3 м3/кг
Давление
1 кПа
1 МПа
1 Бар
1 ат
1 мм рт.ст.
1 дин/см2
1 кгс/м2
1·103 Па
1·106 Па
1·105 Па
9,81·104 Па
133,3 Па
0,1 Па
9,81·104 Па
Динамическая вязкость
1 пз (пауз)
1 спз (сантипауз)
1 мпз
кгс·с/м2
кг/(с·м)
1 Па·с
1·10-3 Па·с
1·10-4 Па·с
9,81 Па·с
1 Па·с
Проницаемость
1 д (дарси)
10-12 м2
Пьезопроводность
1 см2/с
10-4 м2/с
Поверхностное натяжение
кгс/м
9,81 н/м
Объемный расход
1 м3/ч
1 л/ч
1 л/мин
278·10 м3/с
278·10-9 м/с
16,67·10-6 м3/с
Напряжение
кгс/см2
кгс/мм2
кгс/м2
9,81 кПа
9,81 МПа
9,81 Па
Сила, вес
1 тс
1 кгс
1 гс
9,8 кН
9,8 Н
9,8 мН
ПРИСТАВКИ ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ КРАТНЫХ И ДОЛЬНЫХ ЕДИНИЦ
Тера – Т - 1012
Гига – Г - 109
Мега – М - 106
Кило – к - 103
Деци – д - 10-1
Санти – с - 10-2
Милли – м - 10-3
Микро – мк - 10-6
Нано – н - 10-9
Пико – п - 10-12
ПРИЛОЖЕНИЯ
ДЛЯ ОФОРМЛЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ
Министерство образования и науки Самарской области
(малые буквы, шрифт: 18 курсив)
ГБОУ СПО “Отрадненский нефтяной техникум”
(малые буквы, шрифт: 18 курсив)
ПРАКТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ
(большие буквы, шрифт: 36 курсив)
МДК.01.01 Разработка нефтяных и газовых месторождений
(малые буквы, шрифт: 24 курсив)
ОНТ0. 131018. 12РЭ106 ПЗ
(большие буквы, шрифт: 32 курсив)
Руководитель Т.К. Абдрахманова
Разработал И.А. Парьев
(малые буквы, шрифт: 18 курсив)
2014
(шрифт: 24 курсив)
СОДЕРЖАНИЕ
(большие буквы, шрифт: 32 курсив)
стр
ПР1 Определение приведенного пластового давления, давления насыщения нефти газом, объемного коэффициента плотности, усадки нефти в пластовых условиях, коэффициента сжимаемости и растворимости газа
ПР2 Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации залежи
ПР3 Расчет продолжительности разработки нефтяной залежи
ПР4 Обработка данных исследования скважины при установившемся и неустановившемся режимах. Определение коэффициентов продуктивности, проницаемости
ПР5 Определение количества воды для ППД, приемистости скважин
ПР6 Расчет промышленного процесса внутрипластового горения
ПР7 Расчет солянокислотной обработки скважин
ПР8 Расчет термокислотной обработки пласта
ПР9 Расчет технологии проведения гидропескоструйной перфорации
Список использованной литературы
(малые буквы, шрифт: 18 курсив; одинарный междустрочный интервал)
ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 1
(большие буквы, шрифт: 24курсив)
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ, ОБЪЕМНОГО КОЭФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ И РАСТВОРИМОСТИ
ГАЗА
(большие буквы, шрифт: 24 курсив)
Исходные данные
(малые буквы, шрифт: 18 курсив; одинарный междустрочный интервал)
По результатам пробной эксплуатации скважины получены следующие данные:
и так далее
Внимание!!!
При выполнении практических работ давать определения терминов, понятий, физических величин, встречающихся в практических работах
Исходные данные оформлять в виде таблиц, сами таблицы располагать по ширине текста.
Решения выполнять с пояснением символов, обозначающих физические величины; со ссылками на литературу, таблицы, формулы.
Для пояснения и наглядности решения приводить рисунки, строить графики, сопровождая их необходимыми пояснениями.
Текст пояснительной записки практических работ оформляется следующим образом:
- 12 шрифт, одинарный междустрочный интервал
- Границы текста: сверху – 10мм
снизу – 10мм
справа – 5мм
слева – 3мм
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
(большие буквы, шрифт: 24 курсив)
Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин – М.: Недра, 1985. – 421с.
Габриэлянц Г.А. Геология поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений – М.: Недра, 2000. -587с.
Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений – М.: Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и энергетическому образованию, 2004. – 232с.
Ильский А.Л., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы – М.: Недра, 1989. – 396с.
Иогосян К.В. Спутник буровика – М.: Недра, 1986 – 294с
Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела – Уфа: Дизайн-полиграф-сервис, 2001.-544с.
Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М.: Недра, 1971. – 368с.
Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М.: Недра, 1970. – 448с.
Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М.: Недра, 1982. – 376с.
(малые буквы, шрифт: 18 курсив; одинарный междустрочный интервал)
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин – М.: Недра, 1985.
Габриэлянц Г.А. Геология поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений – М.: Недра, 2000.
Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений – М.: Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и энергетическому образованию, 2004.
Иогосян К.В. Спутник буровика – М.: Недра, 1986.
Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела – Уфа: Дизайн-полиграф-сервис, 2001.
Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М.: Недра, 1971.
Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М.: Недра, 1970.
Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин – М.: Недра, 1982.
13 PAGE \* MERGEFORMAT 146215
ГБОУ СПО «ОНТ» Абдрахманова Т.К.
13 PAGE \* MERGEFORMAT 146515
13 PAGE \* MERGEFORMAT 146715
13 PAGE \* MERGEFORMAT 147315
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415
Практические работы
по междисциплинарному курсу
Разработка нефтяных
и газовых месторождений
Пояснительная записка
12РЭ
0НТ0. 131018. 12РЭ106 ПЗ
Изм.
Лист
№ документа
Подпись
Дата
Разраб.
Парьев И.А.
Литера
Лист
Листов
Пров.
Абдрахманова Т.К
У
2
28
Н.контр.
Утв.
6
ОНТО. 131018. 12РЭ106 ПЗ
Лист
Изм.
Лист
№документа
Подпись
Дата
6
ОНТО. 131018. 12РЭ106 ПЗ
Лист
Изм.
Лист
№документа
Подпись
Дата
14 &,48BHл