Методы повышения нефтеотдачи

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

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 2012

Содержание

Введение

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

2. Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном коллекторе

3. Расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации

4. Расчет времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора

5. Расчет оптимального объема оторочки ПАВ для галереи

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

7. Определение степени сухости пара на забое нагнетательной скважины

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

Критерии оценки работы студентов

Литература

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.

1. 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 б равен 7,7 м3/м3, плотность нефти сн 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 ДP равен 5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины ц 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	б	сн	Pпл	Тпл	k ·10-12	ДP	ц	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.

2. 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 = =2510-15 м2 - проницаемость первого прослоя, k2=5 мД=510-15м2 - проницаемость второго прослоя, в*=1,5•10-10 1/Па (коэффициент упругоемкости пласта), м=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 л1 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	в*	м	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.

3. Расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации

При проектировании и разработки месторождений с целью увеличения нефтеотдачи применяются водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые закачивают в нагнетательные скважины с определенной концентрацией. В процессе продвижения оторочки водного раствора ПАВ к добывающим скважинам часть ПАВ сорбируется (осаждаются) на поверхности поровых каналов. Количество сорбируемого вещества можно определить пользуясь законом Генри, формула которого имеет вид a(c)=бc, где б-коэффициент сорбции, определяемый экспериментально, с - концентрация.

Задача

Рассматривается прямолинейная фильтрация. В водонасыщенный участок пласта шириной м, толщиной м, пористостью и с расстоянием между нагнетательной и добывающей галереями l = 500м через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 500м3/сут. ПАВ сорбируется скелетом породы по закону Генри, формула которого имеет вид a(c)=бc, где б-коэффициент сорбции; б = 0,2 (см. рисунок 3.1). Определить скорость продвижения фронта сорбции ПАВ (фронта ПАВ).

Решение

Для определения скорости фронта ПАВ и распределения их концентрации в пласте используется уравнение материального баланса водного раствора ПАВ в первоначально водонасыщенном пласте [3]:

(3.1)

Для решения задачи нужно записать начальное и граничное условия.

Рисунок 3.1 Элемент прямолинейного пласта

В начальный момент времени t = 0 в пласте при отсутствие в нагнетаемой воде ПАВ начальное условие примет вид:

c(x, 0) = 0. (3.2)

Начиная с момента времени t = 0 в пласт через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией закачки .

Таким образом, граничное условие будет иметь вид

c(0,t) = c0 (3.3)

Решение задачи (3.1)-(3.3) определяют по формулам

c(x,t) = c0,

c(x,t) = 0, (3.4)

Обозначим через скорость фильтрации из первого выражения (3.4) определяем скорость фронта сорбции

или ; (3.5)

Ответ. Скорость продвижения фронта сорбции ПАВ составит 0,277 м/сут.

Варианты задачи

№	l, м	b, м	h, м	m, доли ед.	q, м3/сут	б, доли ед
1	400	200	14	0,23	350	0,32
2	450	200	8	0,21	400	0,30
3	500	200	16	0,27	450	0,28
4	550	200	10	0,19	300	0,34
5	600	200	12	0,25	500	0,26
6	400	250	8	0,25	400	0,34
7	450	250	16	0,23	450	0,32
8	500	250	10	0,21	500	0,30
9	550	250	12	0,27	350	0,26
10	600	250	14	0,19	300	0,28
11	400	300	16	0,19	500	0,28
12	450	300	10	0,25	300	0,26
13	500	300	12	0,23	350	0,34
14	550	300	14	0,21	450	0,30
15	600	300	8	0,27	400	0,32
16	400	350	10	0,27	450	0,26
17	450	350	12	0,19	500	0,34
18	500	350	14	0,25	300	0,32
19	550	350	8	0,23	400	0,28
20	600	350	16	0,21	350	0,30
21	400	400	12	0,21	300	0,30
22	450	400	14	0,27	350	0,28
23	500	400	8	0,19	400	0,26
24	550	400	16	0,25	500	0,32
25	600	400	10	0,23	450	0,34
26	650	450	12	0,21	400	0,32
27	700	450	14	0,23	350	0,26
28	750	450	8	0,25	500	0,34
29	800	450	16	0,26	400	0,32
30	850	450	6	0,25	350	0,30

Вопрос: почему скорость сорбции больше скорости фильтрации?

4. Расчет времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора

В этом разделе рассматривается закачка водного раствора ПАВ в нагнетательную скважину, расположенную в центре элемента эксплуатационного участка, например пятиточечная система заводнения. Вытеснение нефти водным раствором ПАВ описывается посредством уравнений плоско-радиальной фильтрации. Для получения уравнения, описывающего распределения концентрации ПАВ в пласте используется уравнения материального баланса также рассматривается элемент пласта [3] рис.4.1.

Рисунок 4.1 Схема элемента пласта при плоско-радиальной фильтрации

Искомое равнение имеет вид:

(4.1)

Задаваясь начальным и граничным условиями, после некоторых математических преобразований получим выражение для фронта сорбции

(4.2)

Задача

В водонасыщенный участок пласта, имеющий rк = 200м и толщину h = 10м и пористость m = 0,2, через центральную скважину радиусом rc=0,1м закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 250 м3/сут (рис. 4.1). ПАВ интенсивно сорбируются пористой средой по закону Генри.

, где .

Определить закон движения фронта ПАВ (фронта сорбции ПАВ) и время подхода его к линии отбора, расположенной на расстоянии м от центральной нагнетательной скважины. Движение жидкостей в пласте считать плоско-радиальным, а жидкости -несжимаемыми.

Решение

Положение фронта ПАВ в момент времени t после его закачки в нагнетательную скважину можно определить по соотношению (4.2).

Дифференцируя обе части уравнения (4.2) по t, определяется скорость продвижения фронта ПАВ

(4.3)

Таким образом, скорость продвижения фронта ПАВ в случае плоско-радиальной фильтрации падает с течением времени убывает обратно пропорционально rф (t).

Определяется время подхода фронта ПАВ к линии отбора. Для этого подставляется в соотношение (4.2) значение rф(t)=rК и обе части полученного равенства возводятся в квадрат

года.

Ответ. Времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора составит 3,58 года.

Варианты задачи

№	l, м	b, м	h, м	m, доли ед.	q, м3/сут	б, доли ед
1	200	200	14	0,19	350	0,32
2	250	200	8	0,25	400	0,30
3	300	200	16	0,23	450	0,26
4	350	200	10	0,21	300	0,28
5	400	200	12	0,27	500	0,32
6	450	250	8	0,21	350	0,30
7	500	250	16	0,27	400	0,28
8	600	250	10	0,23	450	0,34
9	650	250	12	0,25	300	0,26
10	700	250	14	0,26	500	0,34
11	750	300	16	0,19	400	0,30
12	800	300	10	0,25	450	0,28
13	850	300	12	0,23	350	0,34
14	550	300	14	0,21	500	0,26
15	600	300	8	0,27	350	0,34
16	400	350	10	0,27	300	0,32
17	450	350	12	0,19	500	0,30
18	500	350	14	0,23	300	0,26
19	550	350	8	0,21	350	0,28
20	600	350	16	0,27	350	0,32
21	400	400	12	0,19	300	0,30
22	450	400	14	0,25	350	0,28
23	500	400	8	0,25	350	0,34
24	550	400	16	0,23	400	0,26
25	600	400	10	0,21	450	0,34
26	500	450	12	0,27	300	0,32
27	550	450	14	0,19	500	0,30
28	600	450	8	0,25	400	0,26
29	400	450	16	0,25	450	0,28
30	450	450	6	0,25	500	0,30

Нарисовать графики изменения скорости сорбции, скорости фильтрации и истинной скорости.

5. Расчет оптимального объема оторочки ПАВ для галереи

При закачке водного раствора ПАВ происходит не только сорбирование ПАВ на поверхности поровых каналов, но и обратный процесс - десорбция, растворение сорбированных ПАВ в воде. В рассматриваем разделе считается, что сорбция и десорбция подчиняются закону Генри [4], рисунок 5.1. При решении задач используются уравнения и соотношения, полученные в разделе 3.

Рисунок 5.1 График зависимости сорбции (1) и десорбции (2) ПАВ пористой породой (случай линейной изотермы сорбции и десорбции), - количество ПАВ, необратимо сорбированного породой

Задача

В пласт, первоначально насыщенный водой с пористостью m = 0,2 и имеющий размеры l = 500м, b = 30м, h = 10м, закачивается оторочка ПАВ с концентрацией с0 = 0,001 при расходе м3/сут. Оторочка проталкивается водой с тем же расходом q. ПАВ адсорбируется пористой средой по закону, формула которого имеет вид , где . На стадии проталкивания оторочки водой происходит десорбция ПАВ (т.е. обратное растворение части адсорбированного ПАВ в проталкиваемой воде) [4]:

, где ;

характеризует, необратимо сорбированное породой, количество ПАВ (рисунок 5.1).

Определить оптимальный объём оторочки ПАВ и время, необходимое для её создания. Оптимальным считать такой объём оторочки, который исчезает при подходе фронта ПАВ к линии отбора. Движение жидкостей считать прямолинейным, а сами жидкости- несжимаемыми.

Решение

На стадии создания оторочки ПАВ решение известно (см. задачу 3):

где .

Считается, что в момент времени формирование оторочки закончилось и началась стадия проталкивания её по пласту водой, закачиваемой с расходом q. Уравнение распределения концентрации ПАВ в пласте на стадии проталкивания оторочки водой

(5.1)

В момент времени (момент окончания создания оторочки и начала проталкивания её водой) во всех сечениях пласта, через которые прошел фронт оторочки ПАВ, концентрация ПАВ будет равна концентрации закачки. Таким образом, начальное условие имеет вид

(5.2)

Начиная с момента времени оторочка будет проталкиваться водой, не содержашей ПАВ. Поэтому граничное условие примет вид

, (5.3)

Решая уравнение (5.1) с начальным и граничным условиями (5.2),(5.3), получим

(5.4)

где хт - скорость тыла оторочки, определяемая по соотношению:

(5.5)

Характерное распределение концентрации ПАВ в пласте показано на рисунке 5.2.

Рисунок 5.2 Зависимость концентрации ПАВ в пласте при проталкивании оторочки раствора водой (случай линейных изотерм сорбции и десорбции ПАВ) от расстояния

с - концентрация ПАВ, x_ф (t) и x_т (t) - соответственно положение фронта и тыла оторочки ПАВ в момент времени t

Движение жидкостей - прямолинейно-параллельное. Время создания оторочки определяется по формуле:

метод повышение нефтеотдача

(5.6)

года.

Объем оторочки ПАВ при этом составит:

(5.7)

Ответ. Для условий нашей задачи оптимальным является объем оторочки ПАВ, равный 15 % порового объема пласта Vпор.

Варианты задачи

№	l, м	b, м	h, м	m, доли ед.	q, м3/сут	б, доли ед
1	2	3	4	5	6	7
1	400	200	14	0,23	350	0,32
2	450	200	8	0,21	400	0,30
3	500	200	16	0,27	450	0,28
4	550	200	10	0,19	300	0,34
5	600	200	12	0,25	500	0,26
6	400	250	8	0,25	400	0,34
7	450	250	16	0,23	450	0,32
8	500	250	10	0,21	500	0,30
9	550	250	12	0,27	350	0,26
10	600	250	14	0,19	300	0,28
11	400	300	16	0,19	500	0,28
12	450	300	10	0,25	300	0,26
13	500	300	12	0,23	350	0,34
14	550	300	14	0,21	450	0,30
15	600	300	8	0,27	400	0,32
16	400	350	10	0,27	450	0,26
17	450	350	12	0,19	500	0,34
18	500	350	14	0,25	300	0,32
19	550	350	8	0,23	400	0,28
20	600	350	16	0,21	350	0,30
21	400	400	12	0,21	300	0,30
22	450	400	14	0,27	350	0,28
23	500	400	8	0,19	400	0,26
24	550	400	16	0,25	500	0,32
25	600	400	10	0,23	450	0,34
26	500	250	16	0,19	300	0,26
27	550	300	12	0,25	400	0,28
28	600	300	14	0,23	350	0,28
29	400	300	8	0,21	300	0,26
30	450	300	16	0,27	350	0,34

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

К тепловым методом увеличения нефтеотдачи относится закачка в пласт теплоносителя (горячей воды или пара). Засчет превышения температуры закачиваемого теплоносителя над пластовой температурой происходит передача тепла пластовым флюидам. Динамическая вязкость нефти снижается, увеличивается ее подвижность, глобулы нефти, «прилипшие» к поверхности поровых каналов, отрываются. Происходит тепловое расширение коллектора, нефти, воды, и что и ведет к увеличению нефтеотдачи.

Задача

В нагнетательную скважину закачивается теплоноситель - горячая вода. Глубина скважины З=1300м; геотермический градиент Гт=0,01°С; диаметр скважины dc=0,168м; расход закачиваемой в пласт воды qв=500м3/сут; температура воды на устье Ту=180 °С. Теплопроводность окружающих скважину пород лоп=2,33Вт/(м·К); температуропроводность пород чоп=8,55·10-7 м2/с; плотность воды св=103кг/м3; теплоемкость воды св=4,2кДж/(кг·К).

На некоторой глубине под землей имеется некоторый слой пород, называемый нейтральным, в котором температура не зависит от климатических условий на поверхности. Температура нейтрального слоя и0 = 10 °С. Требуется определить температуру Тз на забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды[4] .

Решение

Температуру воды на забое скважины определяем по формуле А. Ю. Намиота:

, (6.1)

; (6.2)

. (6.3)

При выводе формулы (6.1) предполагалось, что теплопроводность окружающих пород в направлении, перпендикулярном к оси скважины, равна реальной, а в направлении, параллельном ее оси,-- нулю.

Подставив исходные данные, получим

Ответ. Температура на забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды будет равна 146,7єC.

Варианты задачи

№	З	Гт	dc	qв	Ту	лоп	чоп, 10-7	св	св	и0
1	1900	0,03	0,168	500	250	2,33	8,55	103	4,2	39
2	1900	0,03	0,168	490	245	2,33	8,5	103	4,2	38
3	1900	0,03	0,168	480	240	2,33	8,45	103	4,2	37
4	1800	0,03	0,168	470	235	2,33	8,4	103	4,2	36
5	1800	0,03	0,168	460	230	2,33	8,35	103	4,2	35
6	1800	0,03	0,168	450	225	2,3	8,3	103	4,2	34
7	1700	0,025	0,168	440	220	2,3	8,25	103	4,2	33
8	1700	0,025	0,168	430	215	2,3	8,2	103	4,2	32
9	1700	0,025	0,168	420	210	2,3	8,15	103	4,2	31
10	1600	0,025	0,168	410	205	2,3	8,1	103	4,2	30
11	1600	0,025	0,110	400	200	2,22	8,05	103	4,2	29
12	1600	0,025	0,110	390	195	2,22	8	103	4,2	28
13	1500	0,02	0,110	380	185	2,22	7,95	103	4,2	27
14	1500	0,02	0,110	370	180	2,22	7,9	103	4,2	26
15	1500	0,02	0,110	360	175	2,22	7,85	103	4,2	25
16	1400	0,02	0,110	350	170	2,2	7,8	103	4,2	24
17	1400	0,02	0,110	340	165	2,2	7,75	103	4,2	23
18	1400	0,02	0,110	330	160	2,2	7,7	103	4,2	22
19	1300	0,015	0,110	320	155	2,2	7,65	103	4,2	21
20	1300	0,015	0,110	310	150	2,2	7,6	103	4,2	20
21	1300	0,015	0,124	300	145	2,12	7,55	103	4,2	19
22	1200	0,015	0,124	290	140	2,12	7,5	103	4,2	18
23	1200	0,015	0,124	280	135	2,12	7,45	103	4,2	17
24	1200	0,015	0,124	270	130	2,12	7,4	103	4,2	16
25	1100	0,01	0,124	260	125	2,12	7,35	103	4,2	15
26	1100	0,01	0,124	250	120	2,1	7,3	103	4,2	14
27	1100	0,01	0,124	240	115	2,1	7,25	103	4,2	13
28	1000	0,01	0,124	230	110	2,1	7,2	103	4,2	12
29	1000	0,01	0,124	220	105	2,1	7,15	103	4,2	11
30	1000	0,01	0,124	210	100	2,1	7,1	103	4,2	10

7. Определение степени сухости пара на забое нагнетательной скважины

При вытеснении нефти из пласта паром для определения площади прогрева необходимо знать степень сухости пара на забое нагнетательной скважины.

Задача

С целью повышения нефтеотдачи пласта в нагнетательную скважину закачивается пар. Глубина скважины З=250м; диаметр скважины dc=0,143м; темп нагнетания пара qп=500т/сут; степень сухости пара на устье Ху=0,8; температура пара Тп=250°С; средняя начальная температура в скважине Тср=15°С; скрытая теплота парообразования оп=1750кДж/кг; теплопроводность окружающих скважину пород лоп=8,1Вт/(м·К); температуропроводность окружающих скважину пород чоп=2,89·10-6 м2/с. Требуется определить степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после начала закачки [4] .

Решение

Степень сухости пара на забое нагнетательных скважин можно вычислить, используя следующую зависимость:

, (7.1)

; (7.2)

; (7.3)

Хз -- степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через время t.

Тогда

;

.

Подставив в формулу (5.7) соответствующие значения, получим

.

Ответ. Степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после начала закачки будет равна 0,747.

Варианты задачи

№	З	Ху	dc	qп	Тп	лоп	чоп, 10-6	Тср	оп
1.	650	0,93	0,168	500	250	8,55	2,33	39	2450
2.	650	0,93	0,168	490	245	8,5	2,33	38	2400
3.	650	0,93	0,168	480	240	8,45	2,33	37	2350
4.	600	0,93	0,168	470	235	8,4	2,33	36	2300
5.	600	0,93	0,168	460	230	8,35	2,33	35	2250
6.	600	0,93	0,168	450	225	8,3	2,3	34	2200
7.	550	0,92	0,168	440	220	8,25	2,3	33	2150
8.	550	0,92	0,168	430	215	8,2	2,3	32	2100
9.	550	0,92	0,168	420	210	8,15	2,3	31	2050
10.	500	0,92	0,168	410	205	8,1	2,3	30	2000
11.	500	0,92	0,110	400	200	8,05	2,22	29	1950
12.	500	0,92	0,110	390	195	8	2,22	28	1900
13.	450	0,82	0,110	380	185	7,95	2,22	27	1850
14.	450	0,82	0,110	370	180	7,9	2,22	26	1800
15.	450	0,82	0,110	360	175	7,85	2,22	25	1750
16.	400	0,82	0,110	350	170	7,8	2,2	24	1700
17.	400	0,82	0,110	340	165	7,75	2,2	23	1650
18.	400	0,82	0,110	330	160	7,7	2,2	22	1600
19.	350	0,85	0,110	320	155	7,65	2,2	21	1550
20.	350	0,85	0,110	310	150	7,6	2,2	20	1500
21.	350	0,85	0,124	300	145	7,55	2,12	19	1450
22.	300	0,85	0,124	290	140	7,5	2,12	18	1400
23.	300	0,85	0,124	280	135	7,45	2,12	17	1350
24.	300	0,85	0,124	270	130	7,4	2,12	16	1300
25.	250	0,8	0,124	260	125	7,35	2,12	15	1250
26.	250	0,8	0,124	250	120	7,3	2,1	14	1200
27.	250	0,8	0,124	240	115	7,25	2,1	13	1150
28.	200	0,8	0,124	230	110	7,2	2,1	12	1100
29.	200	0,8	0,124	220	105	7,15	2,1	11	1050
30.	200	0,8	0,124	210	100	7,1	2,1	10	1000

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

Задача

Нефтяная залежь разрабатывается с применением метода нагнетания пара. Система расстановки скважин - площадная. Темп закачки пара в одну нагнетательную скважину qп=287,7 т/сут; степень сухости пара на забое нагнетательной скважины Хз=0,6; скрытая теплота испарения оп=1250кДж/кг; теплоемкость горячей воды св=4,2 кДж/(кг-К); температура пара Тп=340 °С; толщина пласта h = 45 м; коэффициент охвата пласта процессом по толщине з2=0,8; начальная температура пласта Т0=25 °С; теплопроводность пласта и окружающих его пород лпл= = лоп= = 2,205 Вт/(м·К); плотность пласта и окружающих его пород спл = соп = 2600 кг/м3; теплоемкость пласта и окружающих его пород спл = соп = 0,85 кДж/(кг·К).

Рассчитать площадь нагретой части пласта в одном элементе системы расстановки скважин через 1 год после начала нагнетания пара.

Решение

Площадь прогретой части пласта определим по формуле Маркса-Лангенхейма:

, (8.1)

где qт - темп подачи тепла в пласт, кДж/с;

; (8.2)

; t - время нагнетания. (8.3)

. (8.4)

В методике Маркса--Лангенхейма использовали следующие допущения.

1. Теплопроводность пласта в направлении, параллельном напластованию, равна нулю, а в перпендикулярном -- бесконечности.

2. Теплопроводность окружающих пород перпендикулярно к пласту равна реальной теплопроводности пород, а параллельно пласту - нулю.

Подставив исходные данные в формулы, получим

;

;

Тогда

Ответ. Площадь нагретой части пласта в одном элементе системы расстановки скважин через 1 год после начала нагнетания пара составит 6949 м2.

Варианты задачи

№	h	Хз	cоп	qп	Тп	лоп	соп	Т0	оп	св	з2
1.	65	0,83	0,868	500	250	3,55	2330	39	2450	4,2	0,8
2.	65	0,83	0,868	490	245	3,5	2330	38	2400	4,2	0,79
3.	65	0,83	0,868	480	240	3,45	2330	37	2350	4,2	0,78
4.	60	0,83	0,868	470	235	3,4	2330	36	2300	4,2	0,77
5.	60	0,83	0,868	460	230	3,35	2330	35	2250	4,2	0,76
6.	60	0,83	0,868	450	225	3,3	2300	34	2200	4,2	0,75
7.	55	0,72	0,868	440	220	3,25	2300	33	2150	4,2	0,74
8.	55	0,72	0,868	430	215	3,2	2300	32	2100	4,2	0,73
9.	55	0,72	0,868	420	210	3,15	2300	31	2050	4,2	0,72
10.	50	0,72	0,868	410	205	3,1	2300	30	2000	4,2	0,71
11.	50	0,72	0,810	400	200	3,05	2220	29	1950	4,2	0,70
12.	50	0,72	0,810	390	195	3	2220	28	1900	4,2	0,69
13.	45	0,62	0,810	380	185	2,95	2220	27	1850	4,2	0,68
14.	45	0,62	0,810	370	180	2,9	2220	26	1800	4,2	0,67
15.	45	0,62	0,810	360	175	2,85	2,22	25	1750	4,2	0,66
16.	40	0,62	0,810	350	170	2,8	2200	24	1700	4,2	0,65
17.	40	0,62	0,810	340	165	2,75	2200	23	1650	4,2	0,64
18.	40	0,62	0,810	330	160	2,7	2200	22	1600	4,2	0,63
19.	35	0,55	0,810	320	155	2,65	2200	21	1550	4,2	0,62
20.	35	0,55	0,810	310	150	2,6	2200	20	1500	4,2	0,61
21.	35	0,55	0,824	300	145	2,55	2120	19	1450	4,2	0,60
22.	30	0,55	0,824	290	140	2,5	2120	18	1400	4,2	0,59
23.	30	0,55	0,824	280	135	2,45	2120	17	1350	4,2	0,58
24.	30	0,55	0,824	270	130	2,4	2120	16	1300	4,2	0,57
25.	25	0,5	0,824	260	125	2,35	2120	15	1250	4,2	0,56
26.	25	0,5	0,824	250	120	2,3	2100	14	1200	4,2	0,55
27.	25	0,5	0,824	240	115	2,25	2100	13	1150	4,2	0,54
28.	20	0,5	0,824	230	110	2,2	2100	12	1100	4,2	0,53
29.	20	0,5	0,824	220	105	2,15	2100	11	1050	4,2	0,52
30.	20	0,5	0,824	210	100	2,1	2100	10	1000	4,2	0,51

Критерии оценки работы студентов

Таблица 1

1 срок предоставления результатов тек. контроля	2 срок предоставления результатов тек. контроля	1 срок предоставления результатов тек. контроля	Итого
0-30	0-60	0-100	0-100

Таблица 2

№	Виды контрольных мероприятий	баллы	№ недели
1	Работа на лекциях	0-10	1-6
2	Решение задач на практич. занятиях	0-10	1-6
3	Защита тем 1,2	0-10	5-6
Итого	0-30
№	Виды контрольных мероприятий	баллы	№ недели
4	Работа на лекциях	0-10	7-12
5	Решение задач на практич. занятиях	0-10	7-12
6	Защита тем 3,4	0-10	11-12
Итого	0-60
№	Виды контрольных мероприятий	баллы	№ недели
7	Работа на лекциях	0-10	1-6
8	Решение задач на практич. занятиях	0-10	1-6
9	Защита тем 5,6	0-10	5-6
Итого	0-100

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов.- М.: Недра, 1985.- 308с.

2. Коротенко В.А., Соколова В.И. Выбор оптимального режима работы скважины после гидроразрыва сложно построенного коллектора./ Новые технологии для ТЭК Западной Сибири: Сб. науч. тр.- Регион. научно-практич. конференции, посвященной 40-летию каф. РЭНГМ,ТюмГНГУ. Вып. 3.- Тюмень, 2008. - С. 106-110.

3. Коротенко В.А., Дегтярев В.А. Гидроразрыв пласта, состоящего из двух прослоев разной проницаемости./ Нефть и газ Западной Сибири, материалы научно-технической конференции, посвященной 45-летию Тюменского топливно-энергитического комплекса и 80-летию Грайфера В.И. , 2009, - С.99-101.

4. Желтов Ю.П., Стрижов И.Н., Золотухин А.Б., Зайцев В.М. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений.: Учеб. пособие для вузов: М., Недра, 1985, 296с.

Размещено на Allbest.ru