Практика по разработке НГ месторождений. 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4

• Название: 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4
• Дата: 27.10.2022
• Размер: 2.71 Mb.
• Имя файла: Практика по разработке НГ месторождений.docx
• Тип: Закон; #757370
• страница: 10 из 11

Определение интервала перфорации в скважине при заданном начальном предельном безгазово-безводном дебите нефти

Скважина, предназначенная для разработки нефтяной оторочки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, перфорируется только в интервале, расположенном в середине нефтенасыщенной толщи. При этом расстояние от верхних перфорационных отверстий до первоначального положения газонефтяного контакта составляет h_o. На таком же расстоянии отстоят нижние перфорационные отверстия от первоначального положения водонефтяного контакта. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с образованием газового н водяного конусов представлена на рис. 7.3.



Рис. 7.3. Схема образования газового и водяного конусов

Требуется определить интервал перфорации в скважине h_с. Исходные данные для расчета приведены в табл. 7.3.

Таблица 7.3

Таблица исходных данных для определения интервала перфорации в скважине

Наименованное исходных	Значение
параметров		1	2
Радиус условного контура питания	rК, м	500	480
Высота столба нефти на условном контуре питания с радиусом	hK, м	20	22
Проницаемость пласта	k, м2	0.8∙10-12	0.8∙10-12
Вязкость нефти	µН, мПа∙с	1.5	1.3
Удельный вес нефти	γН, Н/м3	1.5	1.3
Удельный вес газа в пластовых ус­ловиях	γГ, Н/м3	8.9∙103	9.2∙103
Удельный вес воды	γВ, Н/м3	0.8∙103	0.7∙103
Радиус скважины	гс, м	9.81∙103	9.81∙103
Задан предельный начальный без­газово-безводный дебит скважины	qH, м3/сут	12.6	10

РЕШЕНИЕ

Выделим условно две зоны в области фильтрации нефти вблизи скважины: верхнюю и нижнюю, разделенные горизонтальной плоскостью. проходящей через середину интервала перфорации. Для первой зоны будем находить, соответственно, начальный безгазовый дебит, а для второй - начальный безводный дебит. Исходя из приближенной теории конусообразования. для предельного безгазового дебита будет справедливо выражение [1,3]:



(7.3)

где: - разность удельных весов нефти.

Соответственно, формула для предельного безводного дебита имеет вид:



(7.4)

где: - разность удельных весов нефти.

Полный предельный безгазово-безводный дебит нефти определяется суммой указанных дебитов:



По известному (из условия задачи) значению предельного без-газово-безводного дебита нефти q_H выразим и определим интервал перфорации в скважине h_C.

3. 
   РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ
   
   1. 
      Расчет основных показателен разработки нефтяной залежи методом создания внутрипластового движущегося очага горения
      

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

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

Таблица 8.1

Таблица исходных данных для расчета показателей разработки нефтяной залежи методом ВДОГ

Наименование исходных параметров	Значение
Толщина пласта	h, м	6
Коэффициент открытой пористости породы пласта	т	0.28
Пластовая температура	t, °С	21
Плотность нефти в пластовых условиях	ρ. кг/м3	945
Плотность воды	ρ. кг/м3	1000
Нефтенасыщенность пород пласта	Sh	0.72
Водонасыщенность	Sb	0.23
Расстояние между нагнетательной н экс­плуатационной скважинами	l , м	150
Абсолютное давление на забое эксплуата­ционных скважин	pЗ, МПа	8
Радиусы нагнетательных и эксплуатацион­ных скважин	rC , м	0.084
Эффективная проницаемость породы для окислителя (воздух)	k, мД	176
Объемный коэффициент охвата пласта оча­гом горения	АV	0.575
Безразмерный параметр формы фронта го­рения	id	6.06
Коэффициент нефтеотдачи из участков, не охваченных фронтом горения	ηн	0.4
Лабораторными экспериментами на модели пласта установлено.
Пористость	m'	0.4
Расход топлива (удельное количество кок­сового остатка)	g'КО кг/м3	21
Удельный расход окислителя	Vост, м'/КГ	12
Количество образующейся реакционной воды	g'В кг/м3	25
Теплота сгорания нефти	QH, ккал/кг	10000
Теплота сгорания газообразных продук­тов	QГ, ккал/ м3	300
Вязкость окислителя при пластовой темпе­ратуре	µ, мПа∙с	0.018
Минимальная скорость перемещения фрон­та горения	wф. м/сут	0.0375
Максимальная скорость перемещения фронта горения	w’ф. м/сут	0.15

РЕШЕНИЕ

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

(8.1)

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

(8.2)

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

(8.3)

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

(8.4)

Определяем предельный максимальный расход окислителя:

(8.5)

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

(8.6)

Количество израсходованного за этот период окислителя составит:

(8.7)

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

(8.8)

Продолжительность основного периода:

(8.9)

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

(8.10)

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



(8.11)

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



(8.12)

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



(8.13)

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

(8.14)

Определяем удельное количество образующейся реакционной воды:

(8.15)

Суммарное количество получаемой воды [м³] формуле:

(8.16)

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

(8.17)

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

2. 
   Расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта
   

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

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

РЕШЕНИЕ

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

(8.18)

Таблица 8.2

Таблица исходных данных для расчета показателей промышленного процесса тепловой обработки пласта

Наименование исходных параметров	Значение
Расстояние между эксплуатационными и нагнетательными скважинами	R, м	100
Средняя толщина пласта	h, м	20
Коэффициент открытой пористости породы пласта	т	0.2
Нефтенасыщенность породы пласта	SН	0.5
Коэффициент вытеснения нефти паром	η1	0.8
Прирост температуры перегретого пара от­носительно начальной температуры	ΔTП, °С	700
Прирост температуры холодной воды до точки кипения	ΔTВ, °С	150
Теплоемкость воды	СВ, ккал/кг °С	1
Теплота испарения воды	/, ккал/кг	500
Теплота сгорания природного газа	Q, ккал/кг	8000
Приемистость нагнетательной скважины для газовоздушной смеси при предвари­тельном нагреве пласта	К, м3/сут	1∙105
Теплоемкость перегретого пара	Сп, ккал/м3 °С	500
Производительность нагнетательной уста­новки для воды	qНВ, м3/сут	500
Плотность воды	ρ, кг/м3	1000

Абсолютные запасы нефти в элементе на начало тепловой обработки:

(8.19)

Из этих запасов можно вытеснить паром следующий объем нефти:

(8.20)

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



(8.21)

Для нагрева такого объема пласта следующее количество тепловой энергии:

(8.22)

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

(8.23)

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

(8.24)

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

(8.25)

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

(8.26)

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

(8.27)

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

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

(8.28)­

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

(8.29)

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

(8.30)

3. 
   Расчет тепловой обработки истощенного нефтяного пласта комбинированным методом
   

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

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

Таблица 8.3

Таблица исходных данных для расчета показателей тепловой обработки пласта комбинированным методом

Наименование исходных параметров	Значение
Коэффициент теплопроводности неф- тесодержащнх пород	λ, ккал/(м∙°С∙ч)	1
Удельная теплоемкость нефтесодер­жащих пород	С, ккал/(м3∙°С)	550
Удельная теплоемкость насыщенных жидкостью пород	Сп. ккал/(м3∙°С)	675
Удельная теплоемкость нагнетаемого рабочего агента	Сi. ккал/(м3∙°С)	875
Среднее увеличение температуры пла­ста по сравнению с его нормальной температурой	ΔT, °С	175
Радиус фронта температурной волны	rф, м	100
Радиус местоположения температур­ного импульса	r, м	50
Средняя толщина пласта	h, м	20
Коэффициент открытой пористости породы пласта	т	0.2
Расход нагнетаемого агента	Vi, м3/ч	17.5
Коэффициент приемистости нагнета­тельной скважины	К, м3/(кгс/см2)	24
Объем пласта, подвергаемого обработке	VП, м3	628∙103
Прирост тепловой энергии в 1мл рабо­чего агента при Д7=175 °С	ΔQi, ккал/ м3	154∙103
Прирост тепловой энергии в 1м3 пласта при Д7=175 °С	ΔQП, ккал/ м3	118.5∙103

РЕШЕНИЕ

Удельные потерн тепловой энергии на 1м³ обработанной части пласта:

(8.31)

Коэффициент полезного действия теплоинжекцнонного процесса:



(8.32)

Среднее увеличение температуры пласта на расстоянии r от оси скважины:



(8.33)

Максимальная продолжительность теплоинжекцнонного процесса в часах:



(8.34)

Следовательно, темп закачки горячей воды должен быть равным:



(8.35)

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

(8.36)

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