Повышение нефтеотдачи пластов сочетанием тепловых и химических методов. Отчет по выполненным задачам по дисциплине Обеспечение и контроль технологии добычи нефти, газа и газового конденсата
![]()
|
Задача 10.7Для условий предыдущей задачи рассчитать размеры трещины, если разрыв проведен агрегатом 4АН-700, работающим на IV скорости (Qр = 0,0146м3/с), а объем жидкости Vж = 16,4 м3. Решение Вычисляем длину вертикальной трещины: ![]() Рассчитываем раскрытость трещины: ![]() Таким образом, в результате проведения гидроразрыва в данной скважине образуется вертикальная трещина длиной 69,3 м и шириной на стенке скважины 1,7 см. Задача 10.8Рассчитать основные показатели электротепловой обработки призабойной зоны скважины диаметром 168 мм. Продуктивный горизонт представлен песчаником, вязкость нефти в пластовых условиях μяп = 90 мПа • с, обводненность продукции В = 0,3. Используется электронагреватель мощностью N = 25 кВт, а радиус прогрева rп = 1,2 м. Решение.
![]() Рисунок 45 – Номограмма для расчета параметров периодической электротепловой обработки призабойной зоны
По рисунку 44 для обводненности В = 0,3 определяем параметр К:К=1,1. По номограмме для определения параметров электротепловой обработки (см. рис. 45) откладываем на левой оси абсцисс величину К = 1,1 и восстанавливаем из этой точки перпендикуляр до пересечения с линией Dc = 0,168 м и N = 25 кВт. Из точки пересечения проводим горизонталь до оси ординат, откуда ln ∆tзаб = 5,58. Таким образом, повышение забойной температуры составляет ∆tзаб = 265,1 °С. На правой оси абсцисс откладываем обводненность В = 0,3 и проводим горизонталь до пересечения с линией "песчаник, Dc = 168 мм". Из точки пересечения восстанавливаем перпендикуляр до пересечения со штриховой линией (точка А). Из точки А под углом 45° проводим линию до пересечения с левой осью абсцисс, получаем φл = 5,25. Для определения времени обработки воспользуемся номограммой на рис. 46. Откладываем на шкале φл величину 5,25 и опускаем вертикаль до пересечения с линией "песчаник". Точку пересечения проектируем на ось абсцисс со значением rп = 0. Находим точку В, через эту точку под углом 45° проводим линию. Откладываем на оси rп величину rп = 1,2 м. Восставляем перпендикуляр из этой точки до пересечения с проведенной под углом 45° линией. Проектируем точку пересечения (точка С) на ось логарифма времени обработки ln τ, получаем ln τ = 4,6. Откуда τ = 99,5 ч. Таким образом, параметры электротепловой обработки следующие: ∆tзаб = 265,1 °С; rп = 1,2 м; τ = 99,5 ч. Задача 10.9Рассчитать процесс гидропескоструйной обработки на глубине Н = 1370 м. Скважина имеет эксплуатационную колонну Dвн = 0,1505 м (условный диаметр 168 мм). При обработке используют колонну НКТ с условным диаметром 60,3 мм. Решение Вычисляем объем жидкости: Vж = 1,88 ![]() ![]() Общее количество песка: Qп = 1,13 ![]() ![]() ![]() Для насадок диаметром 4,5 мм задаем ∆pн = 20 МПа. ![]() ρжп = 1000(1 – 0,0385) + 2500 ![]() Следом мы рассчитываем расход: Q = 1,414 ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Определяем по рис. VIII.7 [6, c.327] ∆pτ + ∆pk при Q = 10 л/с для D = 168 мм, d = 60,3 мм, то ∆pτ + ∆pk = 0,115 МПа / 100 м. Рассчитываем ∆pτ + ∆pk при глубине Н = 1370 м. ![]() Потери давления ∆p = 1,6 + 20 + 3,5 + 3,5 = 25,1 МПа. Рассчитываем руд (qт = 68,7 Н/м, Fт = 1,986 ![]() ![]() Таким образом, ∆p = 25,1 Мпа < руд = 37,22 МПа, т.е процесс гидропескоструйной обработки возможен. Выбор необходимых агрегатов и их числа проводится аналогично, как при гидравлическом разрыве пласта. Глава 11 Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пластаЗадача 11.1Рассчитать основные показатели процесса закачки воды, если из залежи извлекается нефти Qнд = 11000 т/сут, воды Qв = 5600 т/сут, газовый фактор Go = 60 м3/м3, среднее пластовое давление меньше давления насыщения p’пл = 8,5 МПа; коэффициент растворимости газа в нефти α = 5 м3/(м3 • МПа), пластовая температура Tпл = 303 К, объемный коэффициент нефти bнкн = 1,15, плотность дегазированной нефти ρнд = 852 кг/м , объемный коэффициент пластовой воды bвпн = 1,01. Стоимость нагнетательной скважины Сс = 120000 руб., коэффициент приемистости нагнетательной скважины Кпрм = 50 м3/(сут • МПа), время работы нагнетательной скважины t = 12 лет, КПД насосного агрегата η = 0,6. Глубина скважины Lс = 1200 м, а плотность нагнетаемой воды ρв = 1050 кг/м3. Коэффициент сверхсжимасмости газа принять: z = 0,87. Решение: Вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины: ![]() При этом гидростатическое давление воды в скважине и давление на забое нагнетательной скважины: pст = 10-6 ![]() ![]() ![]() рзаб н = 8,1 + 12,4 – 3 = 17,5 МПа Рассчитываем Vнпл, Vгс впл и Vвпл. ![]() ![]() ![]() В свою очередь суточный объем закачки воды: Vв = 1,2 (14850 + 2750 + 5387) = 27585 м3/сут Таким образом, для заданных условий суточный объем закачки составляет 27585 м3 при давлении на устье нагнетательной скважины pун = 8,1 МПа. Задача 11.2Для условий предыдущей задачи рассчитать число нагнетательных скважин, если коэффициент приемистости их одинаков. Решение Рассчитываем приемистость одной скважины: qос = 50(17,5 – 8,5) = 450 м3/сут. Число нагнетательных скважин: n = 27585 / 450 = 61. Таким образом, в данных условиях требуется 61 нагнетательная скважина. Задачи 11.3Спроектировать процесс закачки газа с целью поддержания пластового давления для условий задачи 11.1. Коэффициент пропорциональности с = 24900 м3/(сут ![]() Решение Как следует из решения задачи 11.1, объем, освобожденный в пласте за счет флюидов за сутки, составляет Vпл = 27585 м3. Рассчитываем необходимый объем закачиваемого газа в стандартных условиях: ![]() Рассчитываем поглотительную способность одной нагнетательной скважины и число нагнетательных скважин: qгст = (102 – 8,52) ![]() ![]() Таким образом, для поддержания пластового давления требуется закачивать ежесекундно примерно 3,38 ![]() Задача 11.4Рассчитать процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе при следующих условиях: пористость терригенного пласта m = 0,31; толщина пласта h = 5,55 м; пластовая температура Тпл = 303 К; плотность пластовой нефти ρпн = 960 кг/м3; плотность воды р, = 1100 кг/м3; нефтенасыщенность пласта sн =0,76; водонасыщенность пласта sв = 0,24; расстояние от нагнетательной до добывающих скважин а = 300 м; забойное давление в добывающих скважинах рзаб д = 10 МПа; забойное давление в нагнетательной скважине рзаб н = 21 МПа; радиус нагнетательной и добывающих скважин rс = 0,075 м; проницаемость пласта для воздуха k = 0,35 • 10-12 м2; вязкость воздуха в пластовых условиях μг = 1,8 • 10-5 Па • с; расход топлива g = 27,4 кг/м3; удельный расход окислителя v’окс = 14,7 м3/кг. Принять радиус фронта горения в конце первого периода rc = 50 м, коэффициент охвата пласта по толщине αh = 0,9, коэффициент нефтеотдачи на участках, неохваченных горением, λ = 0,3. Решение Рассчитаем объем воздуха для выжигания 1 м3 пласта: V’ = 27,4 ![]() Предельный темп закачки воздуха: ![]() Вычисляем скорость продвижения фронта горения: ![]() По рисунку 47 определяем для hэ = 5 м, ![]() Вычисляем: ![]() По рисунку 48 определяем ![]() Вычисляем коэффициент s1 = 27,4 / (960 ![]() Вычислим коэффициент s2 = 0,092 ![]() ![]() Коэффициент нефтеотдачи в выжженной зоне: ![]() Коэффициент нефтеотдачи всего элемента: ![]() ![]() ![]() ![]() Рассчитаем длительность первого периода: τi = 50 / 0,145 = 345 сут. Потребное количество воздуха за этот период: Vн = 9,14 ![]() ![]() ![]() Gп = 15,77 ![]() ![]() ![]() Масса смеси азота и паров воды: ![]() Рассчитываем радиус фронта горения к моменту прорыва оторочки в добывающие скважины: ![]() Площадь выжженой зоны: sг = 8000 + 348 (99,4 – 50) = 25191,2 м2 Объем выжженой зоны: Vг = 25191,2 ![]() ![]() Суммарное количество воздуха для выжигания этого объема: ![]() Время выжигания: ![]() Объем извлекаемой из пласта нефти: Vн = 2 ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() Расход воздуха на извлечение 1 м3 нефти: G0 = 5,63 ![]() Дебит каждой добывающей скважины: Qн = 123831,4 / (4 ![]() |