!!! Методичка МУН. Методические указания по выполнению практических и самостоятельных работ Иркутск 2022
 Скачать 1.21 Mb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования ИРКУТСКИЙ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ Кафедра нефтегазового дела Повышение нефтеоотдачи пластов Методические указания по выполнению практических и самостоятельных работ Иркутск 2022 Повышение нефтеоотдачи пластов методические указания по выполнению практических и самостоятельных работ. / Сост Лагерев Р.Ю. Иркутск ИрНИТУ, 2022. 20 с. Изложены указания и рекомендации, необходимые для выполнения практических и самостоятельных работ для студентов, осваивающих основную профессиональную образовательную программу по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело. Предназначены для студентов дневной и заочной форм обучения. Рецензент к-т техн. наук, доцент А.К. Шмаков В целях освоения обучающимися основной профессиональной образовательной программы высшего образования по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело, ориентируясь на требования профессионального стандарта "Специалист по добыче нефти, газа и газового конденсата, утвержденного Приказом Минтруда России от 25.12.2014 N н, в части выполнения отдельных трудовых функции работников нефтегазовой отрасли, обучающимся необходимо овладеть практическими навыками по планированию, организации, управлению, контролю, анализу и регулированию рядом технологических процессов сопровождающих скважинную добычу нефти. Освоение программы дисциплин изложено по принципу от простого к более сложному. На первом этапе обучающиеся знакомятся с основными контролируемыми величинами, используемыми при скважинной добыче нефти. Далее выполняют ряд расчетно-графических работ и заканчивают освоение курса выполнением моделирования работы скважины с применением микротренажера Interference Testing (доступны на Google Play и AppStore) с последующей интерпретацией полученных данных. ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 1 Перевод основных контролируемых величин Цель работы – ознакомиться с переводными коэффициентами основных величин, используемых для целей контроля и регулирования технологических процессов сопровождающих скважинную добычу нефти. Теоретические положения Как известно, основными показателями, характеризующими работу системы «ПЛАСТ-ПЗС-СКВАЖИНА» являются следующие - пластовое давление – пл - забойное давление – Р зб ; - давление насыщения – Р нс ; - депрессия на пласт – Р - плотность воды (пластовая и поверхностная) – н - динамическая вязкость воды – µ ; - объемный коэффициент воды b ; - приёмистость скважины – Q ; - приведенный радиус скважины – пр - радиус контура закачки воды – R кп ; - уровень жидкости в скважине – ст - столб жидкости в скважине – H сж ; - коэффициент приемистости скважины – пр (PI) (К прод ) - скин (эффект) скважины – S; - мощность продуктивного пласта - h ; - проницаемость пласта - k ; - гидропроводность пласта - ε ; - подвижность воды – Ппзп ; - пьзопроводность пласта – χ ; - время переходного процесса – t пр. Методические указания ☝ Самостоятельно изучите и дайте определения вышеупомяных характеристик, характеризующих работу нагнетальной скважины и пласта- коллектора. Ознакомьтесь с нефтепромысловой размерностью контролируемых величин с учетом принятых переводных коэффициентов 5 Задание 1.1 - Выполните перевод следующих величин Дано Значение Ед. Сила закрытия задвижки F 26 +в Н Найти Расчет Ед. Силу закрытия задвижки F ??? кг·м/с 2 Силу закрытия задвижки F ??? кН Силу закрытия задвижки F ??? кгс 👆 Примечание в – номер вашего варианта Задание 1.2- Выполните перевод следующих величин Дано Значение Ед. Приёмистость скважины Q 35 +в м 3 /сут Найти Расчет Ед. Приёмистость скважины Q мс Приёмистость скважины Q ??? см 3 /с 👆 Примечание в – номер вашего варианта Задание 1.3 - Выполните перевод следующих величин Дано Значение Ед. Пластовое давление пл 15 +в МПа Найти Расчет Ед. Пластовое давление пл ??? Па Пластовое давление плат Пластовое давление пл ??? Нм 👆 Примечание в – номер вашего варианта Задание 1.4 - Выполните перевод следующих величин Дано Значение Ед. Проницаемость пласта k 3.2626E-13 м 2 Найти Расчет Ед. Проницаемость пласта k ??? мкм 2 Проницаемость пласта k ??? Д Проницаемость пласта k ??? мД Задание 1.5 - Выполните перевод следующих величин Дано Значение Ед. Гидропроводность ПЗП ε 6.7700E-10 м 3 /Па·с Найти Расчет Ед. Гидропроводность ПЗП ε ??? мкм 2 ·м/мПа·с Гидропроводность ПЗП ε ??? *10 10 ·м 3 /Па·с ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 2 Оценка пластового и забойного давлений Цель работы – ознакомиться с простейшими методами оценки пластового и забойного давлений в нагнетательных скважинах. Теоретические положения В промысловых условиях пластовое давление пл определяют по столбу жидкости, замерив предварительно статический уровень ст – уровень жидкости, установившийся в скважине после ее длительной остановки при условии, что на столб жидкости действует только атмосферное давление. Вместе с этим, забойное давление пл, определяют через динамический уровень дин, когда свежина вышла на стационарный (установившийся) режим работы. В основу расчета, как известно, заложена формула оценки гидростатического давления Р = 𝑝 ∙ 𝑔 ∙ ℎ (2.1) Методические указания В данной практической работе необходимо оценить значения пластового и забойного давлений на нагнетательной скважине, используя данные Дано Значение Ед. Статический уровень ст 900 +в м Динамически уровень дин 1500 +в м Глубина скважины h 2326 +в м Плотность воды н 1000 +в кг/м 3 Найти Расчет Ед. Пластовое давление Рпл Па Забойное давление Рзб Па Пластовое давление пл атм Забойное давление Рзб атм Пластовое давление пл ??? psi Забойное давление Рзб ??? psi ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 3 Оценка скорости потока в НКТ Цель работы – ознакомиться с методикой оценки скорости закачиваемой воды, через устьевую приёмистость скважины. Теоретические положения Оценка скорости потока в НКТ используется для решения многих практических нефтепромысловых задач, например, для целей промывки песчаной пробки на забое оценивают среднюю скорость оседания песчинок и сопоставляют ее со скорость восходящего потока, для расчета гидравлических потерь также необходимо знать скорость потока, для обоснования подбора скважинного оборудования и т.д. Как известно, скорость потока внутри НКТ зависит от внутреннего диаметра колонны и объема жидкости, проходящего через соответствующее сечение колонны. 𝑣 = 𝑄/𝑆 (3.1) Методические указания В данной практической работе необходимо оценить значения скорости потока в нагнетальных скважине, используя исходные данные, представленные ниже Дано Значение Ед. Внутренний диаметр НКТ Dнкт 73 +в мм Приемистость скважины Q 326 +в м 3 / сут Найти Расчет Ед. Площадь НКТ S ??? м 2 Скорость потока воды V ??? 5 м 👆 Примечание в – номер вашего варианта ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 4 Оценка состояния призабойной зоны нагнетальной скважины Цель работы – изучение основных факторов, характеризующих гидравлическую связь между стволом скважины и пластом. Оценка связи численными методами. Теоретические положения ☝ При вскрытии пласта не на всю толщину скважиной с открытым забоем, а только на некоторую глубину, то ее называют гидродинамический несовершенной по степени вскрытия пласта. Вместе стем, если скважина вскрывает пласт до подошвы, но сообщение с пластом происходит только через специальные отверстия в обсадной колонне и цементном камне или через специальные фильтры, то такую скважину называют гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия пласта. Поскольку, скважина имеет приемистость только при наличии гидравлической связи с коллектором, качество и количество оттока жидкости в пласт зависит от степени и характера вскрытия продуктивного пласта (см. рисунки ниже, определяющих величину скин-фактора S и коэффициента гидравлического совершенствования скважины C S С С С + + = 2 1 , (5.1) где C 1 – безразмерная величина, определяющая дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по степени вскрытия пласта (скважина вскрывает пласт не на всю глубину C 2 – безразмерная величина, определяющая дополнительное фильтрационное сопротивление, обусловленное несовершенством скважины по характеру вскрытия пласта S – скин-фактор – ухудшения проницаемости в призабойной зоне пласта, обусловленное несовершенством скважины по качеству вскрытия пласта из-за: ц п б S S S S + + = (5.2) где б – первичного вскрытия бурением п – вторичного вскрытия перфорацией ц – цементированием. Если скважина подтверждена загрязнению, со снижением проницаемости в призабойной зоне, то +S – положителен. Если скважина интенсифицирована, когда в ней выполнена какая-то работа по воздействию на пласт (сильнокислотная обработка, импульсное воздействие, то пласт очищается ив призабойной зоне может оказаться проницаемость выше проницаемости пласта. Тогда -S – становится отрицательным. Гидродинамическое совершенство скважины также принято оценивать приведенным радиусом скважины Приведенный радиус скважины характеризует гидродинамическое совершенство скважины и рассматривается как радиус такой воображаемой скважины, которая в аналогичных условиях дает такую же приемистость, что реальная скважина пр, (5.3) где r c – радиус скважины. После логарифмирования [5.3] получаем формулу оценки гидродинамического совершенства скважины С : С = пр, аналогично С 𝑅 к /𝑟 пр ln 𝑅 к /𝑟 с , (5.4) Методические указания В данной практической работе необходимо оценить значения гидродинамического совершенства нагнетальных скважины, используя исходные данные, представленные ниже Дано Значение Ед. Радиус скважины кв см Приведенный радиус r пр +в 1 см Контур закачки воды км Найти Расчет Ед. C ??? 👆 Примечание в – номер вашего варианта ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 5 Оценка пластового давления через индикаторную диаграмму Цель работы – ознакомиться с методикой оценки пластового давления пл через уравнение индикаторной диаграммы нагнетальной скважины. Теоретические положения Как известно, пластовое давление Рпл скважины можно приблизительно найти на установившемся режиме эксплуатации, через парные значения забойных давлений Pзб и соответствующие им значения приёмистости Для этих целей необходимо исследовать скважину на различных режимах на каждом из которых зафиксировать приёмистость и соответствующее ей забойное давление. Полученные данные используется для получения графика зависимости приемистости скважины от забойного давления и получили название индикаторных диаграмм. Индикаторной диаграммой (ИД) скважины называется графическая зависимость установившейся приёмистости Q от депрессии ∆P или забойного давления Р зб : Рисунок 5.1 – Общий вид индикаторной диаграммы нагнетательной скважины Диаграмма Q=f(P зб ) предназначена для оценки величины пластового давления (Р пл ), которые определяются путем продолжения индикаторной линии до пересечения с осью ординат. То есть при Q=0 скважина не работает, а забойное давление стремится к пластовому (P зб →P пл ). Таким образом, для оценки пластового давления требуется нахождение уравнения индикаторной диаграммы, получить которое можно через оценку координат двух точек, лежащих на одной прямой 𝑥 − 𝑥1 (𝑥2 − 𝑥1) = 𝑦 − 𝑦1 (𝑦2 − где x1 и x2 – значения приёмистости нагнетательной скважины, снятые на установившемся режиме фильтрации y = 0.375x + 1.625 R² = 1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0.0 5.0 10.0 15.0 Забойное д ав л е н и е Приёмистость Индикаторная диаграмма 12 y1 и y2 – значения забойных давлений скважины, соответствующих приёмистости x1 и x2. ☝ Приняв, в полученном линейном уравнение y=kx+b значения приёмистости равным нулю – получают оценку пластового давления. Методические указания В данной практической работе необходимо оценить значение пластового давления, используя данные, полученные по результатам исследования скважин на установившихся режимах. Дано Значение Ед. Приёмистость 1 в м3/(сут · МПа) Приёмистость 2 в м3/(сут · МПа) Забойное давление 1 Pзб1 13 МПа Забойное давление 2 Pзб2 15 МПа Найти Расчет Ед. Пластовое давление пл 10.75 МПа Пластовое давление пл 10 750 000 Па Пластовое давление пл 107.5 атм 👆 Примечание в – номер вашего варианта ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 6 Оценка коэффициента приёмистости нагнетательной скважины Цель работы – ознакомиться с понятием коэффициент приёмистости скважины PI (Productivity Index) и методами его оценивания. Теоретические положения Для выбора скважинного и устьевого оборудования, для установления оптимального режима работы нагнетательных скважин важно знать значение коэффициента приёмистости скважины, поскольку, как известно, именно этот коэффициент предопределяет оптимальность закачки воды в продуктивный пласт 𝑄 = 𝑃𝐼 ∙ (𝑃зб − пл Коэффициент приёмистости (1) - количество воды, которое может быть закачено в пласт при создании перепада давления на ее забоев МПа. ☝ Коэффициент приёмистости (2) – отношение ее приемистости к перепаду (репрессии) между соответствующими забойными пластовым давлениями. 13 ☝ Коэффициент приёмистости (3) – показывает, насколько может измениться объем закачки воды в скважину при изменении репрессии на пласт на единицу. Исходя из определений и зависимости (7.1) коэффициент PI равен 𝑃𝐼 = 𝑄 (𝑃зб−𝑃пл) (7.2) Фактически коэффициент приёмистости НС в соответствии с функциональными зависимостями после изменения ее забойного давления устанавливается не сразу, а в течение некоторого времени ее эксплуатации. Поэтому для его определения PI требуется, чтобы скважина находилась на стационарном режиме эксплуатации (установившемся режиме фильтрации. Используя крайние значения замеров приемистости и репресиии на установившемся режиме фильтрации, определяют (7.3) Как видно из формулы [6.3] размерность коэффициента приёмистости зависит от принятой размерности Q и ∆P . В нефтепромысловой практике обычно используют [т/сут·МПа] [м 3 /сут·МПа] [м 3 /с·МПа] При известных фильтрационных характеристиках пласта коэффициент приёмистости может быть также определен по формуле пр к r R h k PI ln 2 = , где k – коэффициент проницаемости, м μ – динамическая вязкость воды, Пас R кп – радиус контура закачки (расстояния между НС) [м]; r пр – приведенный радиус скважины м. Здесь, k – важнейший гидродинамический параметр пористой среды. Он характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации жидкости, на единичной площади фильтрации. Методические указания В данной практической работе необходимо оценить значения коэффициента приёмистости скважины, используя исходные данные, представленные ниже 1 2 1 2 P P Q Q К PI пр − − = = Задание 7.1 – Оценка PI поданным исследования скважины Дано Значение Ед. Приёмистость 1 в м3/сут Репрессия 1 ∆P1 18 МПа Приёмистость 2 в м3/сут Репрессия 2 ∆P2 6 МПа Найти Значение Ед. PI скважины PI ??? м3/(сут · МПа) PI скважины PI ??? мс · Па) МОДЕЛИРОВАНИЕ НА МИКРОТРЕНАЖЕРЕ INTERFERENCE TESTING (ДОПОЛНЕНИЕ) Проведение межскважинного гидропрослушивания (ГДП). Цель работы – ознакомиться с методикой проведения гидропрослушивания нефтяных (ГДП) скважин. ГДП позволяет определять параметры пласта, линий выклинивания, тектонических нарушений, гидродинамическую связь между скважинами, выявлять непроницаемые границы, оценивать степень участия матрицы трещиновато-пористого коллектора в разработке, путем оценивания значений гидропроводности ε и пьезопроводности λ пласта между скважинами. ГДП заключается в наблюдении за изменением давления водной из скважин (пьезометрической или простаивающей) при создании возмущения в соседней (добывающей или нагнетательной) скважине при фильтрации в пласте однофазной или водо-нефтяной смеси Схема процессов изменения давления при ГДП Таким образом, запомните основные цели проведения ГДП: а определение и λ пласта в районе исследуемых скважин 15 б определение профиля притока (расхода) и параметров по разрезу пласта д контроль и регулирование текущей нефтенасыщенности пласта при вытеснении нефти водой. ☝ Если при ГДП в скважине не отмечается реагирование на изменение отбора в соседней скважине, то это указывает на наличие между скважинами непроницаемого экрана (тектонического нарушения, выклинивания пласта. ГДП позволяет выявить особенности строения пласта, которые не всегда представляется возможным установить в процессе разведки и геологического изучения месторождения. Методические указания Для выполнения практической работы вам потребуется скачать приложение Interference Testing . Цель моделирования работы скважин заключается в наблюдении за изменением уровня жидкости (давления) в скважине, обусловленным изменением отбора жидкости в соседней. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в "возмущающей" скважине и начало изменения давления в "реагирующей" скважине повремени пробега "волны давления" от одной скважины до другой, при известном расстоянии между скважинами и зафиксированном времени пробега "волны давления" необходимо получить следующие фильтрационные свойства 1. Пьезопроводность пласта – λ 2. Гидропроводность пласта – . 3. Проницаемость пласта – Шаг 1. Нажмите вкладку НОВЫЕ ДАННЫЕ чтобы сгенерировать свои исходные данные для выполнения практической работы. Шаг 2. Нажмите вкладку СМОТРЕТЬ ДАННЫЕ и сохраните их в виде принт скрина: Шаг 3. Запишите начальное значение динамического уровня H дн = статическому H ст и заполните таблицу с исходными данными по вашему варианту Исходные данные для расчета Параметр Значение Ед. 1. Глубина пласта Hскв 720 м 2. Расстояние между скважинами Rкп 464 м 3. Мощность пластам. Плотность нефти p 828 кг/м 3 6. Вязкость нефти µ 5.5 мПа·с 7. Статический уровень ст 198 м 8. Дебит по вариантам) см. Шаг 4. Q 56 м 3 /сут Шаг 4. Задайте суточный дебит Q сут на возмущающей скважине с помощью бегунка в м 3 /сут. Шаг 5. Нажмите ЗАПУСТИТЬ и фиксируйте изменение ( +1м) динамического уровня дн в реагирующей скважине (гр. 3). Если не успеете зафиксировать данные нажмите НАЧАТЬ ЗАНОВО. H дн =f(t) Шаг 6. Пересчитайте полученные значения дн м в забойное давление P зб Па (гр. 4). P зб = p·g·(L-H дн ) Шаг 7. Посчитайте разницу между забойным давлением в i-ый момент времени P збi [Па] и забойным давлением до запуска скважины P збо [Па] (гр. 5). ∆P зб = P збi - P збо Шаг 8. Посчитайте значение абсолютное изменение ∆P збi для каждого интервала наблюдений [Па] – (гр. 6). ∆P зб = P збi - P зб(i+1) Результаты подготовки исходных данных представьте по форме телицы ниже Подготовка исходных данных гр гр гр гр гр гр t, ч t, с дн, м P зб , Па ∆P зб , Па ∆P зб ,' Па 0 0 198 4240039 7 25200 199 4231916 8123 8123 12 43200 200 4223794 16245 8123 17 61200 201 4215671 24368 8123 20 72000 202 4207548 32491 8123 24 86400 203 4199426 40613 8123 27 97200 204 4191303 48736 8123 30 108000 205 4183180 56859 8123 34 122400 206 4175058 64981 8123 38 136800 207 4166935 73104 8123 43 154800 208 4158812 81227 8123 48 172800 209 4150689 89349 8123 51 183600 210 4142567 97472 8123 56 201600 211 4134444 105595 8123 62 223200 212 4126321 113718 8123 68 244800 213 4118199 121840 8123 74 266400 214 4110076 129963 8123 80 288000 215 4101953 138086 8123 88 316800 216 4093831 146208 8123 95 342000 217 4085708 154331 8123 102 367200 218 4077585 162454 8123 Подготовка исходных данных завершена, последующие этапы анализа данных направлены на обработку полученных исходных данных. Шаг 9. Для каждого интервала наблюдений найдите обратные значения их продолжительности – Гр. Шаг 10. Для каждого интервала наблюдений рассчитайте величину 1/t ср.i – Гр Шаг 11. Для каждого интервала наблюдений рассчитайте произведение – (гр. 9). Шаг 12. Для каждого интервала наблюдений рассчитайте величину 𝜑 – (гр. Шаг 13. Для каждого интервала времени прологарифмируйте величину натуральным логарифмом (гр. Результаты обработки исходных данных представьте по форме таблицы ниже Результаты обработки исходных данных гр гр гр гр гр 1/ t, с 1/t ср ∆P зб ,' *(1/tср) 𝜑 ln( 𝜑) 3.97E-05 1.98E-05 0.1612 0.1612 -1.8253 2.31E-05 3.14E-05 0.2552 0.4163 -0.8763 1.63E-05 1.97E-05 0.1604 0.5767 -0.5504 1.39E-05 1.51E-05 0.1228 0.6995 -0.3574 1.16E-05 1.27E-05 0.1034 0.8029 -0.2195 1.03E-05 1.09E-05 0.0888 0.8917 -0.1146 9.26E-06 9.77E-06 0.0794 0.9711 -0.0294 8.17E-06 8.71E-06 0.0708 1.0419 0.0410 7.31E-06 7.74E-06 0.0629 1.1047 0.0996 6.46E-06 6.88E-06 0.0559 1.1607 0.1490 5.79E-06 6.12E-06 0.0497 1.2104 0.1909 5.45E-06 5.62E-06 0.0456 1.2560 0.2279 4.96E-06 5.20E-06 0.0423 1.2983 0.2610 4.48E-06 4.72E-06 0.0383 1.3366 0.2901 4.08E-06 4.28E-06 0.0348 1.3714 0.3158 3.75E-06 3.92E-06 0.0318 1.4032 0.3388 3.47E-06 3.61E-06 0.0293 1.4326 0.3595 3.16E-06 3.31E-06 0.0269 1.4595 0.3781 2.92E-06 3.04E-06 0.0247 1.4842 0.3949 2.72E-06 2.82E-06 0.0229 1.5071 0.4102 Обработка исходных данных завершена, последующие шаги направлены на интерпретацию полученных исходных данных, через кривую ГДП. Шаг 14. Далее постройте график ГДП: ln( 𝜑)=f(1/t ср ) , который интерполируйте линейной функций ln( 𝜑)=A(1/t) + Шаг 15. По показателю A линии тренда найдите коэффициент пьезопроводности пласта χ : Пьезопроводность пластам Шаг 16. По показателю B линии тренда найдите коэффициент гидропроводности пласта ε : Гидропроводность пласта ε= 4.8E-10 м 3 /Па·с 4.834886 *10 10 ·м 3 /Па·с y = -61573x + 0,5496 R² = 0,9957 -2,5 -2 -1,5 -1 -0,5 0 0,5 1 0,00E+005,00E-061,00E-051,50E-052,00E-052,50E-053,00E-053,50E-054,00E-054,50E-05 Шаг 17. По показателю гидропроводности найдите коэффициент проницаемости пласта k : 6.2E-13 м 2 Проницаемость пласта k = 0.618416 мкм 630.784 мД Шаг 18. Нажмите клавишу ДАТЬ ОТВЕТ и введите полученные результаты проведенного ГДП Шаг 19. После ввода полученных результатов нажмите ПРОВЕРИТЬ ОТВЕТЫ Шаг 20. Работа считается выполненной и принятой, если результаты ГДП прошли проверку в программе Interference СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 1. РД 153-39.0-109-01. Руководящий документ. Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений" 2. Р. Г. ШАГИЕВ Исследование скважин по КВД 3. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ.ред. ШК. ГИМАТУДИНОВА / Р. С. Андриасов, И. Т. Мищенко, АИ. Петров и др. М, Недра, 1983, 455 с. |