Поддержание пластового давления. Методы увеличения производительности скважины. Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пласта

• Название: Методы увеличения производительности скважины. Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пласта
• Анкор: Поддержание пластового давления
• Дата: 23.03.2023
• Размер: 0.97 Mb.
• Имя файла: parkhomenko 3 modul.docx
• Тип: Реферат; #1010918

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

“РОССИЙСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ДРУЖБЫ НАРОДОВ”

ИНЖЕНЕРНАЯ АКАДЕМИЯ

Департамент недропользования и нефтегазового дела


Реферат на тему:

«Методы увеличения производительности скважины. Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пласта»

по дисциплине: «Управление энергетическим состоянием залежи»
Выполнила: студент гр. ИНГбд-03–19

Пархоменко У. Ю.

Преподаватель: к.т.н., доцент Малюков В. П.

Директор департамента:

к.г.-м.н., доцент Котельников А.Е.


Москва

2023 г.

Содержание

Введение 3

1. Методы увеличения производительности скважины 4

1.1. Расчет размеров трещин 4

1.2. Проектирование периодической электротепловой обработки призабойной зоны 5

1.3. Проектирование гидропескоструйной обработки. 8

2. Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пласта 12

2.1. Проектирование процесса закачки воды 12

2.2. Расчет числа нагнетательных скважин 14

Заключение 15

Список использованных источников 16

Введение

Методы увеличения производительности скважин (методы интенсификации притока) играют сегодня существенную роль. Известно большое количество различающихся по принципу действия методов увеличения производительности скважин, но не все они получили одинаковое распространение на практике. Ниже будут представлены только на некоторых из них, получивших широкое применение на нефтяных промыслах нашей страны.

Поддержание пластового давления - эффективное средство разработки нефтяного месторождения. Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико-экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения.

1. Методы увеличения производительности скважины

1.1. Расчет размеров трещин

В случае образования горизонтальной трещины радиус ее RT (в м) можно вычислить по следующей эмпирической формуле:

(1.1)

где Q – темп закачки жидкости разрыва, м³/с; μ_жр – вязкость жидкости разрыва, Па • с; t – время закачки жидкости разрыва, с; k – проницаемость призабойной зоны, м².

Ширина (раскрытость) трещины на стенке скважины ꞷ₀ в случае разрыва фильтрующейся жидкостью рассчитывается по формуле

(1.2)

а при разрыве нефильтрующейся жидкостью по формуле

(1.3)

В случае образования вертикальной трещины при разрыве пласта фильтрующейся жидкостью: раскрытость трещины

(1.4)

где m ― пористость пласта; длина трещины

(1.5)

В случае разрыва пласта нефильтрующейся жидкостью: раскрытость трещины

(1.6)

длина трещины

(1.7)

Задача 1.1. Для условий предыдущей задачи рассчитать размеры трещины, если разрыв проведен агрегатом 4АН-700, работающим на IV скорости (Q_p = 0,0146 м³/с), а объем жидкости V_ж = 16,4 м³.

Решение. Вычисляем по (1.7) длину вертикальной трещины

Рассчитываем по (1.6) 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.

1.2. Проектирование периодической электротепловой обработки призабойной зоны

Периодическая электротепловая обработка призабойной зоны ― эффективное средство повышения дебитов добывающих скважин, когда продукция представлена вязкой жидкостью (нефтью) и в призабойной зоне происходит отложение смол и парафинов.

Для расчета этого процесса используются графические зависимости, представленные на рис. 1.1, 1.2 и 1.3. Пользование указанными графиками покажем на конкретном примере.

Рис. 1.1 Зависимость параметра К от обводненности продукции при вязкости пластовой нефти μнп>80мПа * С

Задача 1.2. Рассчитать основные показатели электротепловой обработки призабойной зоны скважины диаметром 168 мм. Продуктивный горизонт представлен песчаником, вязкость нефти в пластовых условиях μ_нп = 90 мПа • с, обводненность продукции В = 0,3. Используется электронагреватель мощностью N = 25 кВт, а радиус прогрева r_п = 1,2 м.

Решение. По рис. 1.1 для обводненности В = 0,3 определяем параметр К: К = 1,1.

По номограмме для определения параметров электротепловой обработки (см. рис. 1.2) откладываем на левой оси абсцисс величину К = 1,1 и восстанавливаем из этой точки перпендикуляр до пересечения с линией D_c = 0,168 м и N = 25 кВт. Из точки пересечения проводим горизонталь до оси ординат, откуда = 5,58. Таким образом, повышение забойной температуры составляет = 265,1 °С. На правой оси абсцисс откладываем обводненность В = 0,3 и проводим горизонталь до пересечения с линией "песчаник, D_c = 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 φ_п = 5,25. Для определения времени обработки воспользуемся номограммой на рис. 1.3. Откладываем на шкале φ_п величину 5,25 и опускаем вертикаль до пересечения с линией "песчаник". Точку пересечения проектируем на ось абсцисс со значением r_п = 0. Находим точку В. Через точку В под углом 45° проводим линию.

Рис. 1.2 Номограмма для расчета параметров периодической электротепловой обработки призабойной зоны

Рис. 1.3 Номограмма для расчета продолжительности электротепловой обработки

Откладываем на оси r_п величину r_п = 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 , получаем . Откуда τ = 99,5 ч. Таким образом, параметры электротепловой обработки следующие: = 265,1°С; гп = 1,2 м; r_п = 99,5 ч.

1.3. Проектирование гидропескоструйной обработки.

Гидропескоструйная обработка призабойной зоны скважины предназначена для повышения ее проницаемости и является эффективным методом увеличения производительности скважины.

Основными характеристиками, которые требуется рассчитать при этом методе обработки, являются:

общее количество жидкости и песка для успешного осуществления процесса;

расход рабочей жидкости;

гидравлические потери в различных элементах;

давление жидкостно-песчаной смеси на выходе из насадок;

предельно безопасная длина колонны НКТ;

допустимое устьевое давление.

Общее количество жидкости (в м³) V_ж принимается равным примерно (2,3–2,5) объемам скважины V_с:

,

(1.8)

причем 0,4V_ж используют для транспортировки песка на забой; 0,4V_ж– на промывку скважины после осуществления процесса;

0,2V_ж – на возможную потерю циркуляции вследствие поглощения жидкости пластом.

Общее количество песка (в кг) Q_п рассчитывают на объем 0,6V_ж, причем массовая концентрация песка С_п = 100 кг/м³:

(1.9)

Расход рабочей жидкости (как правило, используется вода), м³/с

(1.10)

где μ – коэффициент расхода, принимаемый приблизительно 0,82; n_н – число насадок (обычно n_н = 4); f_н – площадь поперечного сечения насадки на выходе, м²; – потери давления в насадках, МПа; р_жп – плотность смеси жидкости и песка, кг/м³; рассчитывается по (1.8) с учетом (1.9). Потери давления в насадках принимаются равными: при d_н = 6 мм – (10–12) МПа, при d = (3–4,5) мм – (18–20) МПа.

Гидравлические потери при проведении гидропескоструйной обработки

(1.11)

где – соответственно потери давления в НКТ и в кольцевом пространстве, МПа. Эти потери можно определять графически; – потери давления в полости, образующейся в результате воздействия на породу абразивной струи, МПа. Исходя из опыта проведения гидропескоструйных обработок, можно принять = 3,5 МПа.

Допустимое давление на устье, МПа

(1.12)

где Н – глубина спуска НКТ, м; q_т – нагрузка от веса 1 м труб, Н/м; F_т – площадь поперечного сечения труб, м²; К – коэффициент запаса (К = 1,5); Р_стр – страгивающая нагрузка резьбового соединения, Н. Эта нагрузка (в Н) рассчитывается по формуле

(1.13)

где b – толщина стенки трубы по впадине первой полной нитки, находящейся в зацеплении, м; D – средний диаметр трубы по первой полной нитке, находящейся в зацеплении, м; σ_т – предел текучести материала труб, Н/м²;l – полезная длина нарезки (нитки с полным профилем), м; β – угол между гранью нарезки и осью трубы (0=60°); φ – угол трения (φ=18°).

Для НКТ из стали группы прочности Д страгивающая нагрузка составляет: d = 0,06 м Р = 205 кН; d = 0,073 м Р = 287 кН; d = 0,089 м; Р_стр = 452 кН.

Для безаварийного процесса необходимо выполнить условие:

(1.14)

Объемная концентрация песка:

(1.15)

Плотность жидкости с песком, кг/м³:

(1.16)

Предельная безопасная длина колонны НКТ H определяется из (1.12).

Задача 1.2. Рассчитать процесс гидропескоструйной обработки на глубине H = 1370 м. Скважина имеет эксплуатационную колонну D_вн = 0,1505 м (условный диаметр 168 мм). При обработке используют колонну НКТ условным диаметром 60,3 мм.

Решение. Вычисляем по (1.8) объем жидкости

Общее количество песка по (1.9)

Для насадков диаметром 4,5 мм задаем = 20 МПа. По формуле (1.15) рассчитываем объемную концентрацию песка:

а затем по (1.16)

,

Вычисляем по (1.10) расход:



Определяем : при Q = 10 л/с для 168 мм d = 60,3 мм = 0,115 МПа/100 м.

Рассчитываем при глубине H = 1370 м

Потери давления по формуле (1.11) = 1,6 + 20 + 3,5 = 25,1 МПа. Рассчитываем по (1.12) ( = 68,7 Н/м. F_т = 1,986 • 10^–3 м², Р_стр = 205кН):

Таким образом, = 25,1 МПа < р_уд ―37,22 МПа, т.е. процесс гидропескоструйной обработки возможен. Выбор необходимых агрегатов и их числа проводится аналогично, как при гидравлическом разрыве пласта.

2. Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пласта

2.1. Проектирование процесса закачки воды

Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды. Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их приемистость.

Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле академика А. П. Крылова:

(2.1)

где С_с – стоимость нагнетательной скважины, руб.; η – КПД насосного агрегата; К_прм – коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м³/(сут • МПа); t – время работы нагнетательной скважины, год; w – энергетические затраты на нагнетание 1 м³ воды при повышении давления на 1 МПа, кВт • ч/(м³ • МПа) (w= 0,27); С_в – стоимость 1 кВт • ч электроэнергии, руб/(кВт • ч) (С_в =0,015); р_ст – гидростатическое давление воды в скважине глубиной L_с МПа

(2.2)

– среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа; р_тр – потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа. Давление на забое нагнетательной скважины

(2.3)

Величину можно принять равной 3 МПа.

Необходимое количество закачиваемой воды V_в (в м³/сут) рассчитывают по формуле

,

(2.4)

где – объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м³/сут; – объем свободного газа в пласте при и Т_пл, который добывается вместе с нефтью за сутки, м³/сут; – объем добываемой из залежи воды, м³/сут. Объем нефти в пластовых условиях

(2.5)

объем свободного газа

(2.6)

объем воды

(2.7)

где , – соответственно количество дегазированной нефти и воды, добываемое из залежи за сутки, т/сут; , – соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях; G₀ – газовый фактор, м³/м³; α - средний коэффициент растворимости газа в нефти, м³/(м³ • МПа).

Задача 2.1. Рассчитать основные показатели процесса закачки воды, если из залежи извлекается нефти Q_нд = 11000 т/сут, воды Q_в = 5600 т/сут, газовый фактор G₀ = 60 м³/м³, среднее пластовое давление меньше давления насыщения = 8,5 МПа; коэффициент растворимости газа в нефти α = 5 м³/(м³ • МПа), пластовая температура Т_пл = 303 К, объемный коэффициент нефти = 1,15, плотность дегазированной нефти = 852 кг/м , объемный коэффициент пластовой воды = 1.01. Стоимость нагнетательной скважины С_с = 120000 руб., коэффициент приемистости нагнетательной скважины К_прм = 50 м³/(сут • МПа), время работы нагнетательной скважины t = 12 лет, КПД насосного агрегата η = 0,6. Глубина скважины L_с= 1200 м, а плотность нагнетаемой воды р_в = 1050 кг/м³. Коэффициент сверхсжимасмости газа принять: z= 0,87.

Решение. По формуле (2.1) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины:

При этом гидростатическое давление воды в скважине

Давление на забое нагнетательной скважины

Рассчитываем , и

По формуле (1.4) суточный объем закачки воды V_в = 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 p_ун = 8,1 МПа.

2.2. Расчет числа нагнетательных скважин

Объем закачки воды в одну нагнетательную скважину

(1.8)

Тогда число нагнетательных скважин

(1.9)

Задача 2.2. Для условий предыдущей задачи рассчитать число нагнетательных скважин, если коэффициент приемистости их одинаков.

Решение. Рассчитываем приемистость одной скважины:

Число нагнетательных скважин n = 27585/450 = 61. Таким образом, в данных условиях требуется 61 нагнегательиая скважина.

Заключение

В данной работы были приведены методики, даны методов увеличения производительности скважины, включая такие как расчет размеров трещин, проектирование периодической электротепловой обработки призабойной зоны и гидропескоструйной обработки. Рассмотрены были также вопросы поддержание пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта, в том числе и проектирование процесса закачки воды и расчет числа нагнетательных скважин. Изложены примеры решения задач по данным вопросам.

Список использованных источников

1. 
   Галиев Р. Н., Кемалов Р. А. Актуальность применения пластовой минерализованной воды в целях поддержания пластового давления//Научный электронный архив. URL: http://econf.rae.ru/article/10505 (дата обращения: 13.03.2023).
   
2. 
   Коваленко И. В., Сохошко С. К., Плешанов Н. Н. Поддержание пластового давления путем закачки воды в горизонтальные скважины в условиях геологической определенности континентальных отложений высоковязкой нефти Восточно-Мессояхского месторождения//Известия вузов. Нефть и газ. 2018. №2. – С 44–55.
   
3. 
   Мищенко И. Т. Расчеты при добыче нефти и газа - М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 2008. - 296 с.
   
4. 
   Тютяев А.В., Должиков А.С., Зверева И. С. Расчетный метод оценки эффективности электропрогрева нефтяных скважин//Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2–19. – С. 4188–4191;
   
5. 
   Хавкин А. Я. Физика нефтегазовых пластов и нелинейные явления: Учебное пособие. - М.: Изд-во «НЕФТЬ и ГАЗ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина. 2019. - 288 с.