Методы повышения нефтеотдачи. Нургалиев. 1. определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и применимости нагнетательных скважин
 Скачать 91.47 Kb.
|
|
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПРИМЕНИМОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН Задача 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. Дано: -суточная добыча нефти Qн из элемента эксплуатационного объекта составляет 450 т; -суточная добыча воды Qв составляет 475 т; -суточная добыча газа Vг составляет 99700 ∙ 103 м3; -объемный коэффициент нефти bн равен 1,35; -коэффициент растворимости газа в нефти αравен7,3 м3/м3; -плотность нефти ρн составляет 860 кг/м3; -коэффициент сжимаемости газа Zравен 0,883; -пластовое давление Pпл составляет 8,15 МПа; -пластовая температура Тпл составляет 335 К; -атмосферное давление P0 равно 0,1 МПа; -коэффициент проницаемости пласта kравен 1,05・10-12 м2; -перепад давления на забое ΔPравен 2,6 МПа; -коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φсоставляет 0,75; -половина расстояния между нагнетательными скважинами Rравна 450 м; -радиус забоя скважины rс равен 0,134 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:  (450*103*1.35)/860= 706.4 м3 2. Определяем объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям:  99700-((7.3*8.15*450*103)/860) = 68568.89 м3 3. Определяем объем свободного газа в пластовых условиях:  (0.883*68568.89*0.1*106*335) / (8.15*106*273) = 911.617 м3 4. Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:  706.4+911.617+475= 2093 м3 5. Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в элемент эксплуатационного объекта воды не менее указанного объёма. При K=1,2 – коэффициент избытка, потребуется следующее количество воды (без учета, поступающего в залежь объёма контурной воды):  2093*1.2= 2511.6 м3/сут 6. Определяем приемистость нагнетательных скважин:  (2*3.14*1.05*10-12*10*2.6*106*0.75) / (1*10-3*ln (450/0.134)) =0.015837 м3/сек = 1368.3 м3/сут 2. ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-ФКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ 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)=αc, где α- коэффициент сорбции, определяемый экспериментально, с – концентрация. 2.1 РАСЧЕТ СКОРОСТИ ПРОДВИЖЕНИЯ ФРОНТА СОРБЦИИ ПАВ ПРИ ПРЯМОЛИНЕЙНОЙ ФИЛЬТРАЦИИ Задача Рассматривается прямолинейная фильтрация. В водонасыщенный участок пласта шириной b= 350 м, толщиной h= 10 м, пористостью m= 0,27 и с расстоянием между нагнетательной и добывающей галереями l= 400 м через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q= 450 м3/сут. ПАВ сорбируется скелетом породы по закону Генри, формула которого имеет вид a(c)=αc, где α- коэффициент сорбции; α= 0,28. 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:  Для решения задачи нужно записать начальное и граничное условия  Рисунок – Элемент прямолинейного пласта В начальный момент времени t = 0 в пласте при отсутствии в нагнетаемой воде ПАВ начальное условие примет вид: c (x, 0) = 0 Начиная с момента времени t = 0 в пласт через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией закачки c c0. Таким образом, граничное условие будет иметь вид c (0, t) = c0 Решение задачи определяют по формулам  Обозначим через  скорость фильтрации из первого выражения определяем скорость фронта сорбции  450 / (350*10) = 0.1285 м/сут  0.1285 / (0.27*1.2) = 0.396 м/сут Ответ: Скорость продвижения фронта сорбции ПАВ составит 0,396 м/сут. 3. РАСЧЕТ КОНЦЕНТРАЦИИ И КОЛИЧЕСТВА КИСЛОТЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНО КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ Задача Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения соляно кислотной обработки призабойной зоны скважины, составьте план обработки. Данные приведены в таблице.
Методические указания к решению задачи. Для решения задачи необходимо изучить тему и рассмотреть решение типовых задач. 1. Для заданных условий принимают концентрацию кислоты и объем раствора. 2. Определяют общий необходимый объем раствора соляной кислоты: V= V´·h´м3 V=0.6*10= 6 м3 где, V´ - расход раствора HCI на 1 м толщины пласта, м3 3. Количество концентрированной товарной соляной кислоты можно найти по формуле: Vk=(A*X*V(B-Z))/(B*Z(A-X)) Vk= (214*10*6*(226-27.5))/ (226*27.5*(214-10)) = 2 м3 где А и В – числовые коэффициенты, определяется по таблице, X– выбранная концентрация соляно-кислотного раствора, % Z – 27.5%-ная концентрация товарно-соляной кислоты. Таблица –Значения коэффициентов А и В:
4. При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют различные реагенты, выбирают их концентрацию. а) Ингибиторы в количестве 0,01 % объема кислотного раствора, например, Катапин-А. V1= (V*0.01)/100 V1= (6*0.01)/100= 0.0006 м3 б) Стабилизаторы, например, уксусную кислоту в количестве: Vу.к.= (1000*b*V)/C Vу.к. = (1000*1.5*0.0006)/80= 0,0113 м3 где, b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора 1.5%; C – концентрация уксусной кислоты, принимаем 80%. в) Интенсификаторы, например, Марвелан в количестве 1…1,5 % объема солянокислотного раствора. Vи = (V*1.5)/100= Vи = (6*1.5)/100= 0.09 м3 г) Хлористый барий для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом: Vх.б. =21.3*V((a*x)/z) *(1/ρх.б.) Vхб = 21.3*6*((0.6*10)/27.5) *(1/4) = 0.00697 м3 где, а – содержание SO3 в товарной соляной кислоте, а= 0,6 % ρх.б. – плотность хлористого бария, ρ= 4 кг/дм3. 5. Определяют количество воды необходимое для приготовления принятого объема соляно кислотного раствора: V=Vв - Vk - ΣVp= 6 - 2 - (0.0113+0.09+0.0069) = 3.89 м3 где ΣVр- суммарный объем всех добавляемых реагентов к соляно кислотному раствору, м3 6. Определяют количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства (при отсутствии пакера) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта: V´= 0.785d2об*𝑙 + 0.785 d2вн(Н-h) + 0.785D2Аh V´= 0.785*0.062*30+0.785*0.062*(1500-10) +0.785*0.2152*10 V´= 4.658 м3 7. Количество жидкости, которое заканчивают при закрытой задвижке затрубного пространства: V´´=V-V´ V´´= 6 - 4.658= 1.34 м3 8. Объем продавочной жидкости: Vпр=V´ 9. Выбирают необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны), его количество, характеристики.
10. Выбирают режим работы агрегата. Для этого, задавшись производительностью агрегата (q) на II, III и IV передачах определяют необходимое давление нагнетания: Рвн= Рзаб - Рж+ Ртр Рвн= 31.3 – 14.7 + 0.5 = 17.1 МПа где Рзаб – максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа, Рзаб= Рпл+q*10-3*(86400/K) Рзаб= 14+10*10-3*(86400/50) = 31.3 МПа где К=50 – коэффициент приемистости скважины Рж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа Рж=p*q*Hф Рж=1000*9.81*1500= 14.7 МПа Принимаем Ртр= 0,5…1,5 МПа. Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в пласт, т.е. Рнас≥ Рвн. 11. Определяют продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора: =(V+Vпр) *(103/(q*3600) = (6+4.658) * (103/(10*3600) = 0.296 ч Вывод: 1. Концентрация кислоты – 10 % 2. Необходимый объем раствора соляной кислоты – 6 м3 3. Количество концентраций товарной нефти – 2 м3 4. Концентрация и объем реагентов: 4.1. Ингибитор – 0.0006 м3 4.2. Стабилизатор – 0,0113 м3 4.3. Интексификатор – 0.09 м3 4.4. Хлористый барий – 0.00697 м3 5. Количество воды для приготовления соляно кислотного раствора – 3.83 м3 6. Количество раствора, закачиваемого в скважину – 4.658 м3 7. Количество жидкости закачиваемое в затруб – 1.34 м3 8. Объем продавочной жидкости – 3.83 м3 9. Оборудование ЦА-320 10. Продолжительность нагнетания 0.296 ч |