Добавить материал и получить бесплатное свидетельство о публикации в СМИ
Эл. №ФС77-60625 от 20.01.2015
Свидетельство о публикации

Автоматическая выдача свидетельства о публикации в официальном СМИ сразу после добавления материала на сайт - Бесплатно

Добавить свой материал

За каждый опубликованный материал Вы получите бесплатное свидетельство о публикации от проекта «Инфоурок»

(Свидетельство о регистрации СМИ: Эл №ФС77-60625 от 20.01.2015)

Инфоурок / Другое / Другие методич. материалы / Сборник методических указаний для студентов по выполнению практических работ
ВНИМАНИЮ ВСЕХ УЧИТЕЛЕЙ: согласно Федеральному закону № 313-ФЗ все педагоги должны пройти обучение навыкам оказания первой помощи.

Дистанционный курс "Оказание первой помощи детям и взрослым" от проекта "Инфоурок" даёт Вам возможность привести свои знания в соответствие с требованиями закона и получить удостоверение о повышении квалификации установленного образца (180 часов). Начало обучения новой группы: 28 июня.

Подать заявку на курс
  • Другое

Сборник методических указаний для студентов по выполнению практических работ

библиотека
материалов

hello_html_15bceaf6.png

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

СРЕДНЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ



«О Т Р А Д Н Е Н С К И Й Н Е Ф Т Я Н О Й Т Е Х Н И К У М»











СБОРНИК МЕТОДИЧЕСКИХ УКАЗАНИЙ

ДЛЯ СТУДЕНТОВ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ

ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ



МДК.01.01 РАЗРАБОТКА

НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ПМ.01 Проведение технологических процессов разработки и эксплуатации

нефтяных и газовых месторождений

по специальности

131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений



ДЛЯ СТУДЕНТОВ ОЧНОЙ ФОРМЫ ОБУЧЕНИЯ
















Отрадный,2014

ОДОБРЕНО

Цикловой комиссией

профессионального цикла

по специальностям 131016, 131018

Председатель ЦК


_________  Абдрахманова Т.К.


«___» __________2014 года


УТВЕРЖДЕНО

Методическим Советом

ГБОУ СПО «ОНТ»


Председатель


_________  Серегина Л.Н.


«___» __________2014 года














Методические указания по выполнению практических работ предназначены для студентов специальности 131018 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений по междисциплинарному курсу Разработка нефтяных и газовых месторождений.






















Составитель Абдрахманова Т.К. – преподаватель ГБОУ СПО «ОНТ»







СОДЕРЖАНИЕ



ПР1 Определение приведенного пластового давления, давления насыщения нефти газом, объемного коэффициента плотности, усадки нефти в пластовых условиях, коэффициента сжимаемости и растворимости газа

4

ПР2 Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации залежи

9

ПР3 Расчет продолжительности разработки нефтяной залежи

15

ПР4 Обработка данных исследования скважины

при установившемся и неустановившемся режимах. Определение коэффициентов продуктивности, проницаемости

22

ПР5 Определение количества воды для ППД, приемистости скважин

30

ПР6 Расчет промышленного процесса внутрипластового горения

35

ПР7 Расчет солянокислотной обработки скважин

40

ПР8 Расчет термокислотной обработки пласта

48

ПР9 Расчет технологии проведения гидропескоструйной перфорации

56

Приложения для расчетов

62

Приложения к оформлению практических работ

67

Список используемой литературы

73








ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 1


ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ, ОБЪЕМНОГО КОЭФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ И РАСТВОРИМОСТИ

ГАЗА


Студент должен

знать:

  • состояние жидкостей и газов в пластовых условиях, молекулярно-поверхностные свойства системы «нефть-газ-вода-порода»

уметь:

  • определять приведенное пластовое давление насыщения нефти, объемный коэффициент сжимаемости газа, растворяемость газа



Исходные данные


По результатам пробной эксплуатации скважины получены следующие данные:


Таблица 1

вар.

hello_html_m53d4ecad.gifPпл МПа

пластовое давление

Тпл К

пластовая температура

pн кг/м3

плотность нефти

pг кг/м3

плотность газа

G0 т/м3

газовый фактор

pг отн кг/м3

относительная плотность газа

Н м

расстояние до середины пласта

Нвнк м

расстояние до ВНК

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

18,6


338



838

0,9

150


0,87


1800


1850

2

18,7

839

3

18,8

840

4

18,9

841

5

19,0

842

6

19,1

843

7

19,2

844

8

19,3

845

9

19,4

846

10

19,5

847

11

19,6

848

12

19,7

849

13

19,8

850

14

19,9

851



Продолжение таблицы 1


1

2

3

4

5

6

7

8

9

15

20,0


338



852

0,9

150


0,87


1800


1850

16

20,1

853

17

20,2

854

18

20,3

855

19

20,4

856

20

20,5

857

21

20,6

858

22

20,7

859

23

20,8

860

24

20,9

861

25

21,0

862

26

21,1

863

27

21,2

864

28

21,3

865

29

21,4

866

30

21,5

867


ЗАДАЧА 1


Определить давление насыщения нефти газом, объемный коэффициент, плотность нефти в пластовых условиях и усадку нефти


Решение:


1 Давление насыщения нефти газом находится по номограмме (см. приложение 1.1). Предварительно нужно перевести газовый фактор, данный в м3/т, в м33 по формуле:


G0 = G0 3/т) · p (т/м3); м33


2 Объемный коэффициент нефти Вн определяется по другой номограмме см И. Стендинга (см. приложение 1.2)


3 Для нахождения плотности нефти в пластовых условиях (с учетом растворенного газа) сначала определяем количество растворенного газа в 1 м3 нефти по формуле:


Gr = G033) · pr (кг/м3); кг/м3


плотность нефти в пластовых условиях определяем по формуле:


ρн. пл. = ρн + Gг / Вн, кг/м3


4 Усадка нефти определяется по формуле:


βус = ( Вн – 1 / Вн) ·100, %




ЗАДАЧА 2


Нефтяные газы подчиняются основным физическим законам состояния идеальных газов, но с некоторыми отклонениями от них. Для оценки степени этих отклонений используется коэффициент сжимаемости газа Ζ, который показывает отношение объемов реального и идеального газов при одних и тех же давлениях и температурах. Численное значение этого коэффициента для разных условий определяется экспериментальным путем.

Для смеси углеводородных газов величина Ζ зависит от приведенных среднекритических давлений и температуры:


Рпр = Рраб / Рср.кр.Тпр = Траб / Тср.кр.


где Рср.кр. = Σ ( у · Ркр );

Тср.кр. = Σ ( у · Ткр )


где у – объемное содержание в газе данного углеводорода в долях единицы;

Ркр и Ткр – критическое давление и температура в Па и К

При отсутствии данных о составе газа, можно использовать расчетные формулы А.З. Истомина. Определить коэффициент сжимаемости газа в пластовых условиях, если известно, что абсолютное пластовое давление Рпл; пластовая температура Тпл; относительная плотность газа по воздуху ρг.отн состав газа приведен в таблице:


Компоненты

Объемное содержание,

доли единицы

Ркр,

Мпа

у Ркр,

МПа

Ткр, К

у Ткр, К

СН4

0,75

4,73


190


С2Н6

0,08

4,98


305


С3Н8

0,09

4,34


370


С4Н10

0,04

3,87


425


С5Н12+В

0,04

3,40


470


Σ

1

-


-



Решение:


1 Приведенные давление и температура будут:


Рпр = Рпл / Σ ( у · Ркр );


Тпр = Тпл / Σ ( у · Ткр )


2 Для этих значений Рпр и Тпр по кривым Брауна найдем Ζ ( см. приложение 1.3)


3 Одновременно для сравнения определим коэффициент сжимаемости газа по формулам А.З. Истомина


Рпр = ( 4,937 – 0,464 · ρг. отн ) · 106, МПа


Тпр = 178,5 · ρг. отн + 97


Ζ = 1 – 10-2 ( 0,76 · Тпр3 – 9,36 · Тпр + 13 ) · ( 8 – Рпр ) · Рпр


Результаты, полученные по обоим методам, должны совпадать.



ЗАДАЧА 3


Определить коэффициент растворимости газа α, если в объеме нефти Vн при абсолютном давлении Р растворенный газ имеет Vг, приведенный к нормальным условиям.


Решение:

Коэффициент растворимости газа находится из закона Генри Vг


Vг = α·РVж


где Vгобъем растворенного газа

α – коэффициент растворимости

Р – давление

Vжобъем жидкости, в которой растворяется газ


α = Vг / Р · Vн, 1/МПа


принимаем Vг = G0 33); Vж = 1м3; Р = Рпл


ЗАДАЧА 4


Величина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласта в сводовой и крыльевых зонах.

Для того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно принимают начальное положение водонефтяного контакта (ВНК). Пластовое давление, приведенное к одной плоскости, называют приведенным пластовым давлением.

Исходные данные приведены в таблице 2


Решение:


Если пластовое давление, измеренное в трех скважинах (рис.1) Р1, Р2 и Р3, то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам:


Р1пр = Р1 + pнqh1;


Р2пр = Р2 + pнqh2;


Р3пр = Р3 pвqh3,


где h1, h2, h3расстояния от середины пласта в скважинах до ВНК;


pн плотность нефти;


pв плотность воды.

hello_html_m1ca1818b.jpg




Рисунок 1 - Схема определения приведенного пластового давления



Таблица 2


варианта


Рпл1,

Мпа

Рпл2,

Мпа

Рпл3,

Мпа

h1,

м

h2,

м

h3,

м

pн,

кг/м3

pж,

кг/м3

1

20

18

15

150

250

200

900

1080

2

29

26

20

30

100

40

820

1100

3

21

17

14

200

300

250

830

1070

4

23

19

16

120

210

130

840

1060

5

25

22

17

140

240

190

810

1050

6

27

24

20

50

120

60

825

1010

7

26

23

18

190

290

240

860

1090

8

28

25

19

130

220

140

855

1110

9

22

20

17

160

260

210

870

1020

10

24

22

16

20

90

30

825

1080

11

27

21

17

210

310

260

880

1100

12

30

28

26

110

200

120

800

1070

13

35

30

28

170

270

220

890

1020

14

31

26

24

40

110

50

850

1060

15

32

30

27

180

280

230

865

1020

16

36

31

29

150

240

160

910

1040

17

33

27

25

170

270

220

835

1030

18

34

29

27

60

130

70

845

1050

19

37

32

30

230

330

280

815

1060

20

38

33

31

90

180

100

900

1070






Продолжение таблицы 2


варианта


Рпл1,

Мпа

Рпл2,

Мпа

Рпл3,

Мпа

h1,

м

h2,

м

h3,

м

pн,

кг/м3

pж,

кг/м3

21

20

18

15

150

250

200

900

1080

22

29

26

20

30

100

40

820

1100

23

21

17

14

200

300

250

830

1070

24

23

19

16

120

210

130

840

1060

25

25

22

17

140

240

190

810

1050

26

27

24

20

50

120

60

825

1010

27

26

23

18

190

290

240

860

1090

28

28

25

19

130

220

140

855

1110

29

22

20

17

160

260

210

870

1020

30

24

22

16

20

90

30

825

1080



КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


  1. Охарактеризуйте элементарный, групповой и фракционный составы нефти.

  2. Как определяют плотность нефти? В каких пределах изменяется плотность нефтей?

  3. Что такое вязкость нефти? В каких пределах изменяется вязкость нефтей?

  4. Какие компоненты входят в состав природных газов?

  5. Какое давление называют давлением насыщения пластовой нефти?

  6. Классификация вод нефтяных и газовых месторождений.

  7. Как определяют пластовое давление и температуру?

  8. Какая необходимость пересчета пластового давления на определенный уровень?

  9. Какие специальные показатели введены для характеристики свойств нефти в пластовых условиях?

10. Какими поверхностными явлениями сопровождается движение жидкости и газов в пористых средах?

11. Охарактеризуйте виды гидродинамического несовершенства скважин.




















ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 2


Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации

залежи


Студент должен

знать:

  • пластовую энергию и силы, действующие в залежах нефти и газа, характеристику режимов, работы нефтяных и газовых залежей

уметь:

  • определить значение коэффициентов нефтеотдачи и газоотдачи пластов при различных режимах эксплуатации



ЗАДАЧА 1


Параметры нефтяной залежи с водонапорным режимом определены в результате исследования образцов кернов и геофизическими методами. При этом установлено, что среднее количество связанной (нагнетенной) воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно равны Ѕв = Ѕн. В ходе эксплуатации залежи средняя водонасыщенность стала увеличиваться. Через 6 лет она была равна Ѕв1; а через 9 лет - Ѕв2.

Требуется определить средний процент нефтеотдачи для указанных периодов времени. Исходные данные приведены в таблице 3.


Таблица 3


варианта


Ѕв, %

Ѕн, %

Ѕв1, %

Ѕв2, %

1

12

88

52

69

2

13

87

51

68

3

14

86

50

67

4

15

85

49

65

5

16

84

48

64

6

17

83

47

63

7

18

82

46

62

8

19

81

45

61

9

20

80

44

60

10

10

90

53

66

11

11

89

54

67

12

9

91

55

68

13

8

92

56

69

14

7

93

57

70

15

21

79

58

71

16

18

82

46

62

17

19

81

45

61

Продолжение таблицы 3


варианта

Ѕв, %

Ѕн, %

Ѕв1, %

Ѕв2, %

18

7

93

57

70

19

13

87

51

68

20

14

86

50

67

21

15

85

49

65

22

16

84

48

64

23

17

83

47

63

24

18

82

46

62

25

19

81

45

61

26

20

80

44

60

27

10

90

53

66

28

11

89

54

67

29

9

91

55

68

30

8

92

56

69



Решение:


Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасыщенности породы Ѕ на данный момент определяется по формуле:


Кот = (Ѕв – Ѕ ) / ( 100 – Ѕ ),

где в – Ѕ ) – количество воды, поступившей в залежь вместо такого же количества

добытой нефти;

( 100 – Ѕ ) – начальный запас нефти.


Следовательно, нефтеотдача составит:


через 6 лет


Кот1 = (Ѕв1 – Ѕ ) / ( 100 – Ѕ )


через 9 лет

Кот2 = (Ѕв2 – Ѕ ) / ( 100 – Ѕ )



ЗАДАЧА 2


Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали Qн1 и Qв2. К концу второго периода добыча составила Qн2 и Qв2. Кроме этого, вязкость нефти и воды в пластовых условиях: μн и μв; объемные коэффициенты нефти и воды: Вн и Вв.

Исходные данные приведены в таблице 4.





Таблица 4


вар.


Qн1,

м3/сут

Qн2,

м3/сут

Qв1,

м3/сут

Qв2,

м3/сут

μн,

мПа·с

μв

мПа·с

Вн

Вв

1

4000

1000

1000

4000

7,3

1

1,13

1,1

2

4050

1050

1050

4050

7,3

1

1,13

1,1

3

4100

1110

1110

4100

7,3

1

1,13

1,1

4

4150

1150

1150

4150

7,3

1

1,13

1,1

5

4200

1175

1175

4200

7

1

1,14

1,1

6

4250

1200

1200

4250

7

1

1,14

1,1

7

4300

1225

1225

4300

7

1

1,14

1,1

8

4350

1250

1250

4350

7

1

1,14

1,1

9

4400

1275

1275

4400

7

1

1,14

1,1

10

4450

1300

1300

4450

7

1

1,14

1,1

11

4500

1325

1325

4500

6,4

1

1,16

1,1

12

4550

1350

1350

4550

6,4

1

1,16

1,1

13

4600

1375

1375

4600

6,4

1

1,16

1,1

14

4650

1400

1400

4650

6,4

1

1,16

1,1

15

4700

1425

1425

4700

6,4

1

1,16

1,1

16

4750

1450

1450

4750

6,4

1

1,16

1,1

17

4800

1475

1475

4800

6,4

1

1,16

1,1

18

4850

1500

1500

4850

6

1

1,2

1,1

19

4900

1525

1525

4900

6

1

1,2

1,1

20

4950

1550

1550

4950

6

1

1,2

1,1

21

5000

1575

1575

5000

6

1

1,2

1,1

22

5050

1600

1600

5050

6

1

1,2

1,1

23

5100

1625

1625

5100

6

1

1,2

1,1

24

5150

1650

1650

5150

6

1

1,2

1,1

25

5200

1675

1675

5200

6

1

1,2

1,1

26

4100

1110

1110

4100

7,3

1

1,13

1,1

27

4150

1150

1150

4150

7,3

1

1,13

1,1

28

4200

1175

1175

4200

7

1

1,14

1,1

29

4250

1200

1200

4250

7

1

1,14

1,1

30

4300

1225

1225

4300

7

1

1,14

1,1




Решение:

1 Определяем значение С – процентное содержание воды в добываемой жидкости:

для первого периода:


С1 = 100 ( Qв1 / Qн1 + Qв1 )


для второго периода:


С2 = 100 ( Qв1 / Qн2 + Qв2 )


2 Определяем коэффициент μ – коэффициент, зависящий от физических свойств пластовой жидкости:


μ = μв · Вв / μн · Вн


3 Определяем нефтеотдачу по периодам, где прослеживается прямая зависимость от содержания воды, в добываемой жидкости:


для первого периода η1 = 1 / С1 + μ



для второго периода η2 = 1 / С2 + μ




ЗАДАЧА 3


Определить количество нефти, которое можно получить из залежи, за счет упругих свойств среды, внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения.

Залежь, ограниченная контуром нефтеносности, имеет площадь F,средняя ее мощность h, пористость породы m, количество связанной воды Ѕ, пластовая температура Тпл, начальное пластовое давление Рпл, давление насыщения Рнас. За период падения давления в пласте до уровня давления насыщения добыча нефти составила V = 5 · 106 м3.

Исходные данные приведены в таблице 5.


Таблица 5


вар


F, км2

h, м

m

Тпл, К

Ѕ, %

Рнас,

МПа

Рпл,

МПа

1

12

12

0,22

331

20

8

18

2

12,5

11

0,23

332

20

8,5

19

3

13

10

0,22

333

20

9

20

4

13,5

13

0,23

334

20

9,5

21

5

14

14

0,22

335

20

10

22

6

14,5

15

0,23

336

20

10,5

23

7

15

16

0,22

337

20

8

18

8

15,5

17

0,23

338

20

8,5

19

9

16

18

0,22

339

20

9

20

10

16,5

19

0,23

340

20

9,5

21

11

17

20

0,22

341

20

10

22

12

17,5

21

0,23

342

20

10,5

23

13

18

22

0,22

343

20

8

18

14

18,5

23

0,23

344

20

8,5

19

15

19

24

0,22

345

20

9

20

16

19,5

25

0,23

346

20

9,5

21

17

20

26

0,22

347

20

10

22

18

20,5

27

0,23

348

20

10,5

23

19

21

28

0,22

349

20

8

18

20

21,5

29

0,23

350

20

8,5

19

21

22

30

0,22

351

20

9

20

22

22,5

9

0,23

352

20

9,5

21

23

23

10

0,22

353

20

10

22



Продолжение таблицы 5


вар


F, км2

h, м

m

Тпл, К

Ѕ, %

Рнас,

МПа

Рпл,

МПа

24

12

12

0,22

331

20

8

18

25

12,5

11

0,23

332

20

8,5

19

26

13

10

0,22

333

20

9

20

27

13,5

13

0,23

334

20

9,5

21

28

14

14

0,22

335

20

10

22

29

14,5

15

0,23

336

20

10,5

23

30

15

16

0,22

337

20

8

18



Решение:


1 Определяем коэффициент сжимаемости нефти βн:


βн = Вн1 – Вн / ВнΔР


ΔР = Рпл - Рн

где Вн1 и Вн – объемные коэффициенты нефти при пластовой температуре Тпл и

давлениях Рнас и Рпл определяется по номограмме И. Стендинга

(см. приложение 1.2)


2 Коэффициент упругоемкости залежи определяется по формуле:



β * = m βн+ βп

где βп – коэффициент сжимаемости пор породы, принимаем равным 2 · 10-4 1 / МПа

3 Определяем объем залежи:


V = F · h


4 Определяем искомый запас нефти, определяемый действием упругих сил:


ΔVн = β * · V · ΔР


5 Для определения процента нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств среды подсчитываем общий начальный объем нефти в залежи:


Vнач = F · h · m ( 1 – Ѕ ) / Вн


где Ѕ – количество связанной воды


6 Определяем процент нефтеотдачи (коэффициент нефтеотдачи) из общего запаса нефти в залежи вследствие упругих свойств среды:


Кот = ΔVн · 100 / Vнач


7 Получено нефти, в результате внедрения воды из законтурной области:


ΔVн = V - ΔVн




КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


  1. Перечислите источники пластовой энергии.

  2. На что расходуется пластовая энергия?

  3. Охарактеризуйте режимы работы нефтяных залежей.

  4. Охарактеризуйте режимы работы газовых залежей.

  5. Дайте характеристику режимов вытеснения и режимов истощения работы нефтяных залежей.

  6. Охарактеризуйте понятие “нефтеотдача пласта.”

  7. Каково значение коэффициента нефтеотдачи для различных режимов работы нефтяной и газовой залежей?

  8. Охарактеризуйте механизм вытеснения нефти из пласта.



































ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 3


РАСЧЕТ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ. ПОДСЧЕТ ЗАПАСОВ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ


Студент должен

знать:

  • характеристику системы разработки, показатели и основы проектирования разработки

уметь:

  • рассчитывать продолжительность разработки нефтяной залежи, подсчитывать запасы нефтяной залежи


ЗАДАЧА 1


Определить продолжительность разработки круговой залежи

Для решения задачи необходимо изучить тему 5 «Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений».

Исходные данные приведены в таблице 6


Таблица 6


варианта

Радиус начального контура

нефтеносности

Rн, м

Радиус первого ряда R1, м


Радиус второго ряда R2, м

Радиус третьего ряда R3, м

Расстояние между

скважинами

S, м

Мощность пласта h, м

Средний коэффициент

пористости m, %

Предельно допустимый дебит каждой скважины q,

м3/сут

1

3200

2700

2280

1930

600

12

18

75

2

2700

2350

2000

1650

600

13

20

90

3

2400

1900

1620

1380

400

8

18

60

4

2000

1600

1200

800

300

10

13

40

5

2500

2100

1800

1500

400

12

14

50

6

3000

2400

2000

1600

300

10

12

50

7

2942

2092

1720

1529

500

2,5

19

85

8

3054

2540

2031

1590

300

8,3

13

72

9

3838

3043

2637

2140

400

6,4

15

83

10

4020

3222

2940

2000

500

13,5

18

94



Продолжение таблицы 6


варианта

Радиус начального

контура

нефтеносности

Rн, м

Радиус первого ряда

R1, м


Радиус второго ряда

R2, м

Радиус третьего ряда

R3, м

Расстояние между

скважинами

S, м

Мощность пласта h, м

Средний коэффициент пористости m, %

Предельно допустимый

дебит каждой

скважины q,

м3/сут

11

2433

1726

1217

800

400

7,8

22

105

12

3045

2419

1953

1294

350

5,5

14

63

13

2633

2153

1716

1357

450

6,9

19

75

14

2804

2395

1835

1448

550

12,4

23

82

15

2108

2342

1887

1552

600

11,5

24

92

16

2830

2416

2000

1603

380

9,4

16

69

17

29920

2448

1995

1680

480

8,7

20

77

18

2980

2407

1823

1596

580

6,8

22

86

19

3037

2344

1817

1420

600

11

25

98

20

2606

2319

1412

1263

455

8,8

21

73

21

3200

2700

2280

1930

600

12

18

75

22

2700

2350

2000

1650

600

13

20

90

23

2400

1900

1620

1380

400

8

18

60

24

2000

1600

1200

800

300

10

13

40

25

2500

2100

1800

1500

400

12

14

50

26

3200

2700

2280

1930

600

12

18

75

27

2700

2350

2000

1650

600

13

20

90

28

2400

1900

1620

1380

400

8

18

60

29

2000

1600

1200

800

300

10

13

40

30

2500

2100

1800

1500

400

12

14

50




Решение:


Продолжительность разработки месторождения определяется поэтапно. Каждый этап разработки соответствует продолжительности перемещения расчетного контура нефтеносности от его начального положения до линии первого ряда скважин R1, от линии первого ряда до линии второго ряда R2 и так далее (см.рис.2).


1 Рассчитываем запасы нефти извлекаемые на каждом этапе разработке.


V1 = hello_html_2c6f2263.gif·h·m, м3

V2 = hello_html_340b863c.gif·h·m, м3

V3 = hello_html_m7dada9fb.gif·h·m, м3

V4 = hello_html_7f2b0fea.gif·h·m, м3


где Rн – радиус начального контура нефтеносности;

R1, R2 и R3 – радиусы 1, 2 и 3 эксплуатационного ряда;

h – мощность пластов;

m – коэффициент пористости

rс – радиус центральной скважины, rс = 0,01 м.



hello_html_44d95b6.gif











Рисунок 2 - Схема расположения скважин круговой залежи


2 Определяем общие запасы нефти.



Vобщ = V1 + V2 + V3 + V4, м3.

3 Определяем число скважины в каждом ряду.


n1 = hello_html_1dac091c.gif

n2 = hello_html_8ce6ba7.gif

n3 = hello_html_7ec0f0cd.gif


где S – расстояние между скважинами, м.


4 Определяем суммарный дебит для каждого ряда.


Q1 = q·n1

Q2 = q·n2

Q3 = q·n3


где q – предельно допустимый дебит каждой скважины, м3/сут.


5 Определяем суммарный дебит всех скважин по этапам разработки.


Первый этап Qp1 = q·(n1 + n2 + n3 + 1), м3/сут;

Второй этап Qp2 = q·(n2 + n3 + 1), м3/сут;

Третий этап Qp3 = q·(n3 + 1), м3/сут.


6 Определяем продолжительность этапов разработки.


hello_html_c945aad.gif, сут;

hello_html_1a11561c.gif, сут;

hello_html_2c68c562.gif, сут.


7 Определяем общую продолжительность разработки залежи нефти.


hello_html_72970d85.gif, годы.



ЗАДАЧА 2


Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы.

Исходные данные приведены в таблице 7.


Таблица 7

вар.

hello_html_m53d4ecad.gifPпл МПа

Пластовое

давление

Тпл К

пластовая температура

pн кг/м3

плотность нефти

pг кг/м3

плотность газа

G0 м33

газовый фактор

Ѕн

нефтенасыщен-

ность


h м

мощность пласта

m %

пористость

R3 м

Радиус третьего эксплуатационного

ряда


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

23,3


338



808

1,165

150


0,7

10

20

4,75

2

23,0

810

8

22

4,76

3

23,6

812

7

21

4,77

4

23,9

814

9

19

4,78

5

24,0

816

11

18

4,79

6

24,2

818

12

22

4,80

7

24,4

820

13

23

4,82

8

24,6

822

14

24

4,84

9

24,8

824

15

25

4,85

10

20,1

826

16

20

4,86

11

20,3

827

17

21

4,87

12

20,6

828

18

22

4,88

13

20,9

829

19

23

4,89

14

21,0

830

20

24

5,0

15

22,0

832

21

25

5,1

16

23,0

834

22

20

5,2

17

24,0

836

23

21

5,3

18

25,0

838

24

22

5.4

19

19,0

840

25

23

5,5

20

26,0

842

15

24

5,6

21

21,0

844

16

25

5,7

22

20,0

846

17

19

5,8

Продолжение таблицы 7


вар.

hello_html_m53d4ecad.gifPпл МПа

Пластовое

давление

Тпл К

Пластовая

температура

pн кг/м3

плотность нефти

pг кг/м3

плотность газа

G0 м33

газовый фактор

Ѕн

нефтенасыщен-

ность


h м

мощность пласта

m %

пористость

R3 м

Радиус третьего эксплуатационного

ряда


1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

23

23,3


338



808

1,165

150


0,7

10

20

4,75

24

23,0

810

8

22

4,76

25

23,6

812

7

21

4,77

26

23,9

814

9

19

4,78

27

24,0

816

11

18

4,79

28

24,2

818

12

22

4,80

29

24,4

820

13

23

4,82

29

24,6

822

14

24

4,84

30

24,8

824

15

25

4,85



Решение:


1 Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежи


F = π · R32, м2


2 Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти


ρн.д. = ρн / ρв


где ρв = 1000кг/м3


3 Находим значение эмпирического коэффициента λ0


λ0 = 10-3 [4,3 + 0,858 ρг + 5,2 (1-1,5·10-3·G0) · 10-3 G0 - 3,54 · ρн.д.]


4 Рассчитываем коэффициенты термического расширения дегазированной нефти


αн = 10-3


2,638 (1,169 - ρн.д.) при 0,78 ≤ ρн.д. ≥ 0,86

1,975 (1,272 - ρн.д.) при 0,86 ≤ ρн.д. ≥ 0,96


5 Рассчитываем объемный коэффициент


bн = 1 + λ0G0 + αн (t - 20) – βнΡпл


где βн = 5,6 · 10-4 , 1/МПа – коэффициент сжимаемости нефти



6 Определяем плотность нефти в пластовых условиях


ρн.п. = 1/ bн (ρн.д. + ρгG0), кг/м3


7 Балансовые запасы при пластовых условиях


Qн.б. = F · h · m · Sн · ρн.п. · 10-3, т


8 Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям


Q'н.б. = F · h · m · Sн · ρн.д. · 10-3, т


9 Определяем массу растворенного газа в нефти


Qг = Qн.б. - Q'н.б., т




КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


  1. Сформулируйте понятие системы разработки

  2. Назовите основные предпосылки для выделения объектов самостоятельной разработки

  3. Охарактеризуйте основные принципы рациональной системы разработки

  4. Назовите основные геологические данные, необходимые для составления проекта разработки

  5. Назовите основные периоды разработки нефтяного и газового месторождения

  6. В чем состоят особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений?

  7. Как проводится процесса регулирования, контроля и анализа процесса разработки месторождения?

  8. Что включает в себя проект разработки месторождения?
























ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 4


ОБРАБОТКА ДАННЫХ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИНЫ ПРИ УСТАНОВИВШЕМСЯ И НЕУСТАНОВИВШЕМСЯ РЕЖИМАХ.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПРОДУКТИВНОСТИ, ПРОНИЦАЕМОСТИ

ПЛАСТА


Студент должен

знать:

  • исследование скважины на приток при установившемся и неустановившемся режимах

уметь:

  • производить обработку данных исследования скважин

  • определять коэффициенты продуктивности и проницаемости пласта



ЗАДАЧА 1


Для решения задачи необходимо изучить раздел темы 6 «Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов при установившемся режиме»

Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима, замерены дебит и забойное давление.

Определить коэффициенты продуктивности, гидропроводность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта.

Результаты исследования и данные по скважине даны в таблицах 7, 8.


Таблица 7 Результаты исследования скважины



Режимы работы скважины

Пластовое давление Рпл,

МПа

Забойное

давление Рз,

МПа

Депрессия

hello_html_2e85d6ba.gifР = Рпл Рз

Дебит

жидкости

Qж, т/сут

Номера вариантов 1 – 5


1

28

23,1


65,4

2

28

23,95


55

3

28

25,7


32

4

28

27


12,5





Продолжение таблицы 7


Номера вариантов 6 – 10


1

18

15,6


56

2

18

13,8


110

3

18

11,6


180

4

18

8,9


270

Номера вариантов 11 – 15


1

16

14,8


50,2

2

16

13,5


105,4

3

16

11,8


176,1

4

16

9,1


289,8

Номера вариантов 16 – 20


1

13

12,7


25

2

13

11,7


65

3

13

10,7


100

4

13

9,2


150

Номера вариантов 21 – 25


1

18

15,6


56

2

18

13,8


110

3

18

11,6


180

4

18

8,9


270

Номера вариантов 2630


1

28

23,1


65,4

2

28

23,95


55

3

28

25,7


32

4

28

27


12,5



Таблица 8 Данные по скважине



Номера вариантов

Наименование исходных данных

Эффективная

мощность пласта

h, м

Условный радиус

контура

питания Rк, м

Диаметр скважины

по долоту Dд , мм

Плотность

жидкости pж, кг/м3

Динамическая

вязкость нефти

µ, мПа·с

Объемный

коэффициент

нефти b

Коэффициент гидродинамического несовершенства

скважины φс hello_html_m53d4ecad.gifhello_html_m53d4ecad.gifhello_html_m53d4ecad.gif

1

10

300

300

880

1,4

1,2

0,8

2

11

350

300

870

1,3

1,2

0,8

3

12

400

300

860

1,2

1,2

0,8

4

13

450

300

850

1,1

1,2

0,8

5

14

500

300

840

1,2

1,2

0,8

6

15

300

300

830

1,3

1,2

0,8

7

10

350

300

820

1,2

1,2

0,8



Продолжение таблицы 8



Номера вариантов

Наименование исходных данных

Эффективная мощность пласта

h, м

Условный радиус контура

питания Rк, м

Диаметр

скважины по

долоту Dд , мм

Плотность

жидкости

pж, кг/м3

Динамическая

вязкость нефти

µ, мПа·с

Объемный

коэффициент

нефти b

Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φсhello_html_m53d4ecad.gif

8

10

300

300

880

1,4

1,2

0,8

9

11

350

300

870

1,3

1,2

0,8

10

12

400

300

860

1,2

1,2

0,8

11

13

450

300

850

1,1

1,2

0,8

12

14

500

300

840

1,2

1,2

0,8

13

15

300

300

830

1,3

1,2

0,8

14

10

350

300

820

1,2

1,2

0,8

15

12

450

300

810

1,1

1,2

0,8

16

13

500

300

800

1,1

1,2

0,8

17

14

300

300

810

1,1

1,2

0,8

18

15

350

300

820

1,2

1,2

0,8

19

10

400

300

830

1,2

1,2

0,8

20

11

450

300

840

1,3

1,2

0,8

21

12

500

300

850

1,4

1,2

0,8

22

10,8

400

300

860

1,5

1,2

0,8

23

11,4

450

300

920

1,4

1,2

0,8

24

12,4

320

300

880

1,4

1,2

0,8

25

13,4

380

300

950

1,4

1,2

0,8

26

14,6

360

300

820

1,5

1,2

0,8

27

10,5

250

300

800

1,2

1,2

0,8

28

10

300

300

880

1,4

1,2

0,8

29

11

350

300

870

1,3

1,2

0,8

30

12

400

300

860

1,2

1,2

0,8




Решение:


1 По данным таблицы 7 на бумаге размером не менее полной страницы тетрадного листа строят в масштабе индикаторную диаграмму в координатах hello_html_2e85d6ba.gifP – Q. Для этого определяют депрессии давлений hello_html_2e85d6ba.gifР для каждого режима – заполняют таблицу 7


2 Определяем коэффициент продуктивности скважины. Для этого берут произвольно одну точку на прямоугольном участке индикаторной линии и определяют соответствующие им значения hello_html_2e85d6ba.gifPр и Qр. По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:


hello_html_m51108bd1.gif, т/сут · МПа.



hello_html_m78d3fa98.gif















Рисунок 3 - Форма индикаторной диаграммы в координатах hello_html_2e85d6ba.gifP Q.




3 Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из формул Дюпюи и уравнения притока:


hello_html_m27aa5c61.gif, мкм2


где Rк – условный радиус контура питания, м;
rс – радиус добывающей скважины, м;

h – эффективная мощность пласта, м;

µ - динамическая вязкость нефти, мПа · с;

b – объемный коэффициент нефти;

hello_html_76b1b3.gif - коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.


4 Определите подвижность нефти (пьезопроводность) по формуле:


hello_html_1f6624db.gif, м2/Па·с.


5 Определите гидропроводность пласта по формуле:


hello_html_m62c88280.gif , м2·м/Па·с.


ЗАДАЧА 2


Для решения задачи необходимо изучить раздел темы 6 «Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов при неустановившемся режиме»

Нефтяная скважина исследована на приток путем снятия кривой восстановления давления (КВД) на забое после остановки скважины.

Определить коэффициенты проницаемости, пьезопроводности, гидропроводность пласта, приведенный радиус скважины, коэффициенты продуктивности и гидродинамического совершенства скважины.

Результаты исследования и данные по скважине даны в таблицах 9, 10.



Таблица 9 Данные по скважине


Номера вариантов

Наименование исходных данных

Дебит жидкости,

Q т/сут

Коэффициент

Сжимаемости

нефти, βн МПа-1

Коэффициент

Сжимаемости

пласта, βп МПа-1

Эффективная

мощность пласта h, м

Условный радиус

контура питания Rк, м

Диаметр скважины,

мм

Плотность

жидкости pж, к

г/м3

Вязкость

нефти µ, мПа·с

Объемный

коэффициент

нефти b

Коэффициент

пористости, тhello_html_m53d4ecad.gifhello_html_m53d4ecad.gif

1

75


9,5·10-4




2·10-4





8,0

200

248

880

1,4

1,1

0,8

2

80

8,1

250

248

870

1,3

1,12

0,8

3

76

8,2

300

168

860

1,2

1,11

0,8

4

77

8,3

350

168

850

1,1

1,13

0,8

5

78

8,4

400

146

840

1,2

1,14

0,8

6

79

8,5

450

146

830

1,3

1,15

0,8

7

81

9,0

500

168

820

1,2

1,16

0,8

8

82

9,1

550

168

810

1,1

1,17

0,8

9

83

0,3

600

248

800

1,1

1,18

0,8

10

84

9,5

500

248

810

1,1

1,19

0,8

11

85

11

650

146

820

1,2

1,2

0,8

12

86

12

400

146

830

1,2

1,1

0,8

13

87

13

450

168

840

1,3

1,12

0,8

14

75

8,0

200

248

880

1,4

1,1

0,8

15

80

8,1

250

248

870

1,3

1,12

0,8

16

76

8,2

300

168

860

1,2

1,11

0,8

17

77

8,3

350

168

850

1,1

1,13

0,8

18

78

8,4

400

146

840

1,2

1,14

0,8

19

79

8,5

450

146

830

1,3

1,15

0,8

20

81

9,0

500

168

820

1,2

1,16

0,8

21

82

9,1

550

168

810

1,1

1,17

0,8

22

83

0,3

600

248

800

1,1

1,18

0,8

23

84

9,5

500

248

810

1,1

1,19

0,8

24

85

11

650

146

820

1,2

1,2

0,8

25

86

12

400

146

830

1,2

1,1

0,8

26

87

13

450

168

840

1,3

1,12

0,8

27

77

10,2

850

146

880

1,4

1,16

0,8

28

75

10,4

900

146

950

1,4

1,17

0,8

29

76

10,5

950

168

820

1,5

1,18

0,8

30

80

9,7

1000

168

800

1,2

1,19

0,8





Таблица 10 Результаты исследования скважины


Точки наблюд.


t,

сек

lgt

hello_html_2e85d6ba.gifРзаб,

МПа

Точки наблюд.

t,

сек

lgt

hello_html_2e85d6ba.gifРзаб,

МПа

1


30

1,477

0,002

10

18500

4,267

2,240

2


60

1,776

0,035

11

30000

4,477

2,320

3


300

2,477

0,170

12

70000

4,845

2,460

4


900

2,954

0,570

13

98000

4,998

2,550

5


1700

3,230

1,150

14

120000

5,079

2,560

6


2500

3,398

1,400

15

150000

5,176

2,600

7


4000

3,602

1,750

16

185000

5,270

2,630

8


7700

3,886

2,020

17

234000

5,369

2,680

9


10000

4,000

2,120

18

265000

5,423

2,700





Решение:


1 При неустановившемся режиме работы скважин их исследуют методом прослеживания скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и методом прослеживания скорости восстановления забойного давления после остановки фонтанной скважины. По исходным данным таблицы 9 на бумаге размером не менее полной страницы тетрадного листа строят в масштабе кривые восстановления давления.


hello_html_18aaca5e.gif















Рисунок 4 - Кривая восстановления давления (КВД) в скважине после ее остановки


2 Выбираем на прямолинейном участке полученной кривой (Рис.4) две точки 9, 18 снимаем с графика значения hello_html_5e435ff6.gif и hello_html_79722e54.gif, hello_html_3dd5c686.gif и hello_html_m4d5c8a5b.gif. Определяем уклон прямолинейного участка кривой к оси абсцисс (угловой коэффициент) по двум крайним точкам прямой:


hello_html_5f03697b.gif


где hello_html_5fea8cc8.gif и hello_html_79722e54.gif - соответственно значения забойного давления по таблице

hello_html_3dd5c686.gif и hello_html_m4d5c8a5b.gif- соответственно значения логарифма времени.


3 Определяем коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания по формуле.


hello_html_134824a7.gif , мкм2


где Q – дебит нефти в пластовых условиях м3/сут;

hello_html_m554d9f56.gif - вязкость нефти в пластовых условиях мПа·с;

b – объемный коэффициент нефти;

i – уклон;

h – эффективная мощность пласта, м;

hello_html_644d471.gif - плотность нефти кг/м3.



4 Определяем коэффициент пьезопроводности (подвижности) пласта в радиусе контура питания по формуле.


hello_html_m1b4bc45f.gif


где К– коэффициент проницаемости, мкм2.

hello_html_m3eed1c64.gif - коэффициенте сжимаемости нефти, Па-1;

hello_html_7e00ef6b.gif- коэффициент сжимаемости породы Па-1;

m – коэффициент пористости, доли единиц;

hello_html_7aba1784.gif- вязкость нефти спз;


5 Определяется гидропроводность пласта по формуле


hello_html_1fc04ca.gif, м3/Па·с.


6 Определяется приведенный радиус скважины. Значение А снимается с графика. Для этого нужно продлить прямолинейный участок КВД до пресечения с осью hello_html_4db518af.gif.


hello_html_2b737d21.gif, м.


7 Определяется коэффициент гидродинамического совершенства.


hello_html_39b09728.gif


где Rk – радиус контура питания, м;

rс – радиус скважины м, rс = 0,124 м;

rпр – приведенный радиус скважины, м;



8 Определяем коэффициент продуктивности скважины


hello_html_46c369d8.gif , т/сут·МПа



КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


  1. Какие методы применяются для исследования скважин?

  2. Назовите параметры, определяемые при исследовании скважин.

  3. Как проводится исследование скважин на установившихся режимах?

  4. Сформулируйте понятие коэффициента продуктивности пласта.

  5. Какие причины приводят к необходимости ограничения дебита?

  6. Охарактеризуйте смысл проведения термодинамических исследований и гидропрослушивания пластов.

  7. Как проводится исследование скважин методом восстановления забойного давления?

  8. Назовите основную аппаратуру, используемую при исследовании скважин



ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 5


ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ПРИЕМИСТОСТИ СКВАЖИН


Студент должен

знать:

  • системы заводнения пластов для поддержания пластового давления;

  • требования, предъявляемые к закачиваемой в пласт воде;

уметь:

  • определять необходимое количество нагнетаемой в пласт воды, давления

нагнетания, приемистость нагнетательной скважины, число нагнетательных скважин;



ЗАДАЧА 1

Определить количество воды, нагнетаемой в пласт, определить приемистость скважин, количество нагнетаемых скважин и выполнить расчет потерь давления при заводнении.

Для решения задачи необходимо изучить разделы 1 – 7 Темы 7 «Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов»

Исходные данные приведены в таблице 11


Таблица 11


вар.

Суточная добыча

нефти Qн, т/сут

Объем добываемой

воды Qв, м3/сут

Суточная добыча

газа Vг, м3/сут

Объемный коэф. нефти bн

Плотность нефти ρн, кг/м3

Коэф. Растворимости

газа в нефти α, м33 МПа

Коэф. сжимаемости газа Z

Пластовое давление Pпл, МПа

Проницаемость

пласта для воды k, м2 · 10-12

Эффективная мощность h, м

Депрессия P, МПа

Коэф. гидродин. совершенства φ

Радиус скважины rс, мм

Половина расстояния между скважинами R, м

Вязкость воды µв, мПа·с

1

152

187

4630

1,4

820

6,5

0,87

16,4

0,14

9

2,7

0,81

84

450

1,03

2

180

210

4520

1,41

830

5,8

17,5

0,15

10

2,8

73

400

3

130

160

4820

1,42

840

6,2

17,5

0,16

11

2,9

84

480

4

145

140

4130

1,21

850

6,1

18,8

0,13

9

2,5

73

500

5

143

180

4450

1,22

850

5,9

19,9

0,17

10

3,0

73

400

6

176

195

4630

1,23

830

6,4

20,0

0,18

12

2,9

84

450

7

152

200

4520

1,25

820

6,5

16,4

0,19

8

2,8

73

480

8

180

225

4820

1,26

830

5,8

17,5

0,20

7

2,7

84

500

9

130

230

4130

1,27

840

6,2

17,8

0,13

11

3,0

73

400


Продолжение таблицы 11


вар.

Суточная добыча

нефти Qн, т/сут

Объем добываемой

воды Qв, м3/сут

Суточная добыча

газа Vг, м3/сут

Объемный коэф. нефти bн

Плотность нефти ρн, кг/м3

Коэф. растворимости

газа в нефти α, м33 МПа

Коэф. сжимаемости газа Z

Пластовое давление Pпл, МПа

Проницаемость пласта

для воды k, м2 · 10-12



Эффективная мощность h, м

Депрессия P, МПа

Коэф. гидродин. совершенства φ

Радиус скважины rс, мм

Половина расстояния между скважинами R, м

Вязкость воды µв, мПа·с

10

145

240

4450

1,28

850

6,1

0,87

18,9

0,14

9

2,9

0,81

84

450

1,03

11

143

200

4420

1,3

850

6,3

19,0

0,15

8

2,8

73

480

12

176

250

4350

1,31

870

5,9

20,0

0,16

9

2,7

84

500

13

152

200

4280

1,32

850

6,4

18,0

0,17

7

2,6

73

400

14

180

210

4290

1,5

860

6,8

19,0

0,18

9

2,8

73

500

15

153

220

4340

1,51

820

6,9

17,0

0,19

8

2,7

73

550

16

152

187

4630

1,4

820

6,5

16,4

0,14

9

2,7

84

450

17

180

210

4520

1,41

830

5,8

17,5

0,15

10

2,8

73

400

18

130

160

4820

1,42

840

6,2

17,5

0,16

11

2,9

84

480

19

145

140

4130

1,21

850

6,1

18,8

0,13

9

2,5

73

500

20

143

180

4450

1,22

850

5,9

19,9

0,17

10

3,0

73

400

21

176

195

4630

1,23

830

6,4

20,0

0,18

12

2,9

84

450

22

152

200

4520

1,25

820

6,5

16,4

0,19

8

2,8

73

480

23

180

225

4820

1,26

830

5,8

17,5

0,20

7

2,7

84

500

24

130

230

4130

1,27

840

6,2

17,8

0,13

11

3,0

73

400

25

145

240

4450

1,28

850

6,1

18,9

0,14

9

2,9

84

450

26

143

200

4420

1,3

850

6,3

19,0

0,15

8

2,8

73

480

27

176

250

4350

1,31

870

5,9

20,0

0,16

9

2,7

84

500

28

152

200

4280

1,32

850

6,4

18,0

0,17

7

2,6

73

400

29

180

210

4290

1,5

860

6,8

19,0

0,18

9

2,8

73

500

30

153

220

4340

1,51

820

6,9

17,0

0,19

8

2,7

73

550



Атмосферное давление Ратм = 0,1 МПа

Пластовая температура Тпл= 320

Диаметр трубопровода d = 114

Число отверстий на один погонный метр n = 10



Решение:


1 Расчет количества воды, нагнетаемой в пласт

Для ППД в залежи на одном уровне объем закачиваемой в пласт воды должен быть не менее объема извлекаемой из пласта жидкости и газа. При расчете объема воды необходимой для закачки, учитывают объем, перетекающий в законтурную часть пласта, где требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление.

Необходимое количество закачиваемой воды определяется по формуле:


VB= K(Qнпл + Vгпл + Qв), м3/сут


где К – коэффициент избытка (К = 1,1 – 1,3)

Qнпл – объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м3/сут

Vгпл – объем свободного газа в пласте, приведенный к пластовым условиям, м3/сут

Qв – объем добываемой из залежи воды, м3/сут

Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем:


hello_html_m6cd365e3.gif


где Qн – суточная добыча нефти из пласта

bн – объемный коэффициент нефти

н – плотность нефти


Объем свободного газа, приведенный к атмосферным условиям:


hello_html_m4bb48249.gif


где Vг – суточная добыча газа из пласта;

 - коэффициент растворимости газа в нефти м33 МПа

Рпл – пластовое давление Па;

н – плотность нефти


Отрицательное число означает, что в пласте нет газа, в дальнейших расчетах, это число не учитывается.

Объем свободного газа при пластовых условиях:


hello_html_m4239af9.gif


где Р0 – атмосферное давление,

Т0 – абсолютная температура, Т0 = 273 К,

Z – коэффициент сжимаемости газа;

Рпл – пластовое давление, Рпл = 16,4106

Тпл – пластовая температура, Тпл = 311 К


Суточная добыча в пластовых условиях составит:


Vв = K(Qнпл + Vгпл + Qв), м3/сут


где К – коэффициент избытка (К = 1,1 – 1,3), принимаем К = 1,3.



2 Определяем приемистость скважин


Средняя приемистость нагнетательных скважин определяется по формуле:


hello_html_m3597bbee.gif


где k – проницаемость пласта для воды, м2

h – эффективная мощность пласта, м

Р – перепад давления на забое, МПа

 - коэффициент гидродинамического совершенства скважины

 - вязкость воды, мПас

R – половина расстояния между нагнетательными скважинами, м

rс – радиус скважины, м



3 Определяем число нагнетательных скважин


hello_html_187b3fda.gif, шт



4 Выполняем расчет потерь давления при заводнении


4.1 Определяем гидравлические потери напора жидкости


hello_html_m6acd7e4.gif, МПа


где λ – коэффициент гидравлических сопротивлений

ρв - плотность воды, принимается ρв = 1000кг/м3

L - длина трубопровода, L = 500 м

dвн - внутренний диаметр трубопровода

υ - скорость движения воды


4.1.1 Для определения потери напора необходимо определить λ коэффициент гидравлического сопротивления, который зависит от числа Рейнольдса. Число Рейнольдса – это отношение сил инерции к силам вязкости жидкости. При ламинарном течении жидкости ( Rе ≤ 1530 ) коэффициент гидравлического сопротивления зависит от числа Рейнольдса, а при турбулентном течении (Rе ≥ 1530 ) нет.


Определяем число Рейнольдса


Re = hello_html_m2855958b.gif


где hello_html_2ba625b4.gif- кинематическая вязкость воды, м2


4.2 Определяем кинематическая вязкость воды

hello_html_74d5fc2f.gif



4.3 Определяем внутренний диаметр трубопровода



dвн = d – 2 · δ, м


где δ = 7мм (толщина стенки трубопровода)

Число Рейндольса больше 1530, следовательно, режим движения турбулентный, поэтому находим коэффициент гидравлического сопротивления по формуле:


hello_html_3d934a0d.gif



4.4 Определяем скорость движения воды


hello_html_m53d4ecad.gifhello_html_m470a801.gifм/с



По полученным исходным данным определяем гидравлические потери напора жидкости в трубопроводе


hello_html_m59e353f9.gif

МПа



Определяем общие потери давления:


Ртр = n ·Ртр , МПа


5 Определяем расход воды, приходящейся на одну скважину



Qскв = hello_html_m496aec64.gifм3/сут





КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


1 Какое значение имеет поддержание пластового давления?

2 Охарактеризуйте основные виды заводнения пластов.

3 Как определить количество нагнетаемой воды и количество нагнетательных скважин при заводнении пластов?

4 Какие требования предъявляются к закачиваемой в пласт воды?


ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 6


РАСЧЕТ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРОЦЕССА ВНУТРИПЛАСТОВОГО ГОРЕНИЯ


Студент должен

знать:

  • существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их

технологии;

  • основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи

и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.

уметь:

  • производить расчет промышленного процесса внутрипластового горения

  • производить расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта.


Внутрипластовое горение – это способ повышения коэффициента нефтеотдачи залежей нефтей высокой вязкости, более 30 мПа·с. При его использовании на поверхности каналов вмещающей породы должен образовываться твердый коксообразный осадок. В результате сжигания кокса в потоке нагнетаемого воздуха создается необходимая температура. Эффективность внутрипластового горения зависит от ряда параметров, связанных как с физико-химическими свойствами самой нефти, так и с коллекторскими свойствами пласта, глубиной его залегания.

Наиболее часто используется для осуществления внутрипластового горения пятиточечная схема расположения скважин с центральной нагнетательной скважиной.

Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».

Исходные данные приведены в таблице 12


Теплота сгорания: - нефти Qн = 10000 ккал/кг;

- газообразных продуктов Qг = 300 ккал/м3

- пористость пласта по модели m' = 40%



1 Определяем удельное количество коксового остатка.


hello_html_m129ed9d6.gif, кг/м3,


где hello_html_67d6cd78.gif - расход топлива (коксового остатка на 1 м3), кг;

m – пористость в природных условиях, %;

hello_html_m7c9bbe87.gif - пористость пласта по модели, %, hello_html_m7c9bbe87.gif = 40%;







Таблица 12


Номера вариантов

Наименование исходных данных

Эффективная мощность пласта h, м

Пластовая температура t, оС

Плотность пластовой нефти pн, кг/м3

Плотность воды pв, кг/м3

Расстояние от нагнет. до добыв., lн, м

Давление на забое в добыв. скв., Рд кг/м3

Радиус нагнет. скв. rс, мм

Количество коксового остатка qко, кг/м3

Расход воздуха (окислителя) Vокс, м3/кг

Пористость породы m, %

Нефтенасыщеность породы Sн, %

Водонасыщенность породы Sв, %

Проницаемость для окислителя Кэ, мД

Количество реакционной воды q'в, кг/м3

Вязкость окислителя µок, спз

1

7

22

940

1010

150

8

73

20

12

30

72

23

150

25

0,016

2

7,5

22

945

1015

200

8,5

73

19

12,5

20

68

23

145

26

0,017

3

8

23

950

1020

250

9

84

21

13

25

74

32

155

22

0,018

4

6,5

23

955

1005

255

9,5

73

28

13,5

22

74

26

160

21

0,015

5

8,5

24

930

1015

260

10

84

19

14

23

73

23

165

23

0,016

6

6,6

24

935

1020

265

8,6

73

20

14,4

24

75

26

170

27

0,017

7

6,7

25

920

1015

270

8,7

84

21

12

21

72

24

151

24

0,018

8

6,8

25

925

1005

275

8,8

84

20

12,5

21

73

26

152

25

0,015

9

6,9

26

930

1010

280

8,9

73

19

13

19

74

25

153

26

0,016

10

7,2

26

935

1015

285

9,1

73

19

13,5

19

75

21

156

22

0,018

11

7,6

27

940

1005

290

9,2

84

18

14

18

76

23

159

21

0,017

12

7,8

27

945

1010

295

9,3

73

18

14,5

18

77

21

162

25

0,016

13

8,2

27

950

1015

300

8

84

17

15

17

70

22

164

23

0,018

14

8,4

27

955

1020

305

8,1

73

17

11,5

17

75

29

166

22

0,019

15

8,6

28

960

1005

310

8,2

84

20

12

20

73

24

168

24

0,022

16

8,8

26

920

1015

320

8,3

73

20

12,5

21

72

26

170

26

0,020

17

7,2

25

930

1020

330

8,4

84

21

13

22

71

15

165

25

0,022

18

6,5

25

955

1005

340

8,5

84

21

13,5

23

78

23

169

23

0,021

19

8,7

26

910

1005

350

8,6

73

23

11,5

24

77

27

161

24

0,022

20

7,5

28

915

1010

360

8,8

73

24

12,5

25

75

25

163

28

0,023

21

8,5

24

930

1015

260

10

84

19

14

23

73

23

165

23

0,016

22

6,6

24

935

1020

265

8,6

73

20

14,4

24

75

26

170

27

0,017

23

6,7

25

920

1015

270

8,7

84

21

12

21

72

24

151

24

0,018

24

6,8

25

925

1005

275

8,8

84

20

12,5

21

73

26

152

25

0,015

25

6,9

26

930

1010

280

8,9

73

19

13

19

74

25

153

26

0,016

26

7,2

26

935

1015

285

9,1

73

19

13,5

19

75

21

156

22

0,018

27

7,6

27

940

1005

290

9,2

84

18

14

18

76

23

159

21

0,017

28

7,8

27

945

1010

295

9,3

73

18

14,5

18

77

21

162

25

0,016

29

8,2

27

950

1015

300

8

84

17

15

17

70

22

164

23

0,018

30

8,4

27

955

1020

305

8,1

73

17

11,5

17

75

29

166

22

0,019





Решение:


2 Определяем объем окислителя (воздуха) требующегося для выработки (выжигания).


Vок = qко· Vост, м33.


где Vост – удельный расход окислителя на 1 кг, м3;


3 Определяем минимальная плотность потока окислителя.


hello_html_dbd75dd.gif, м32·сут.


где hello_html_2ed002ba.gif - минимальная скорость перемещения очага горения hello_html_2ed002ba.gif = 0,0375 м/сут.



4 Определяем суммарный объем требующего окислителя для выработки одного пяти точечного элемента пласта.


U = 2· Vок·l2·h·Av , м3


где l – расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами, м;

h – мощность пласта, м;

Av – объемный коэффициент охвата пласта очагом горения в определенной

зависимости с безмерным параметром формы фронта горения и определяется

по таблице.


Таблица Значение коэффициентов iq и Av.


Iq

3,39

4,77

6,06

hello_html_m74e6612e.gif

Av

0,50

0,55

0,575

0,626


Так как форма фронта горения бесконечна, тогда принимаем объемный коэффициент равный 0,626.


5 Определяем предельный максимальный расход окислителя. Так как для обеспечения коэффициента охвата 0,626 требуется теоретически бесконечно большой расход окислителя, мы принимаем значение iq = 6,06, которому соответствует коэффициент охвата пласта по объему Av = 0,575.


hello_html_m31820776.gif, м3/сут


6 Определяем продолжительность первого периода разработки, при котором объем окислителя достигает значение предельного максимального значения.


hello_html_57044891.gif , сут


где hello_html_2ed002ba.gif- максимальная скорость перемещения фронта горения. Принимается hello_html_2ed002ba.gif= 0,15 м/сут.


7 Определяем количество окислителя израсходованного за этот период.


hello_html_m7555efae.gif, м3


8 Определяем количество окислителя израсходованного в основной (период)


u2 = u – 2·u1, м3


9 Определяем продолжительность основного периода разработки участка.


hello_html_d25545a.gif , сут


10 Определяем общую продолжительность разработки всего участка.


T = 2·t1 + t2, сут


Расчет давления на устье нагнетательной скважины.


1 Определить абсолютное давление на устье нагнетательной скважины.


hello_html_6ef6e54b.gif МПа




где Ра – абсолютное давление на забое эксплуатационной скважины, кг/см2;

hello_html_ma413522.gif - вязкость окислителя при пластовой температуре, спз;

кэ – эффективная проницаемость для окислителя (воздуха), мД;

rc – радиус эксплуатационных и нагнетательных скважин, мм.



2 Определяем количество извлекаемой нефти. Определяем коэффициент нефтеотдачи для этого необходимо знать количество коксового остатка Sо и углеводородного газа Stx в долях порового объема.


hello_html_m63f38429.gif


где hello_html_7e811b0a.gif - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3.



hello_html_7de75774.gif


где Qг – теплота сгорания газообразных продуктов, ккал/кг;

Qн – теплота сгорания нефти, ккал/кг.



3 Определяем коэффициент нефтеотдачи.


hello_html_m3db3e326.gif


где Sн – нефтенасыщеность пласта, уд.ед

η´н – коэффициент нефтеотдачи из участков, не охваченных фронтом горения. Принимаем η´н = 0,4


4 Определяем количество извлекаемой нефти.


Vн = S·h·m·Sн·hello_html_m27d9ba9b.gif, м3


где S – площадь участка


S = 2·l2, м2



5 Определяем удельное количество образующейся реакционной воды.


hello_html_4256f224.gif, кг/м3


где hello_html_5559d71f.gif - количество образующейся реакционной воды на 1 м3 , кг/м3.



6 Определяем суммарное количество получаемой воды.


hello_html_1a5520a9.gif, м3


где Sв – водонасыщенность, уд.ед.



7 Определяем дебит нефти во втором периоде разработки.


hello_html_5f231622.gif , м3/сут.


КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


1 Какие существуют тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов?

2 Какие образуются зоны при вытеснении нефти паром?

3 Сущность процесса внутрипластового горения.

4 В чем заключается технология процесса внутрипластового горения?

5 Принципиальная схема внутрипластового горения.

6 Сущность процесса влажного внутрипластового горения.





ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 7


РАСЧЕТ СОЛЯНОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПЛАСТА


Студент должен

знать:

  • существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их

технологии;

  • основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи

и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.

уметь:

  • производить расчет солянокислотной обработки пласта


Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».

Исходные данные приведены в таблице 13.


Таблица 13


вар

Глубина скважины,

Н, м

Диаметр эксплуат. колонны

D1 мм

Толщина стенки

труб

δ1 мм

Толщина стенки

НКТ

δ2 мм

Диаметр НКТ

d, мм

Эффектив. мощность пласта

h,м

Глубина зумпфа

l3 м

1

1500

146

7

5

60

11

2,0

2

1550

168

8

6

73

15

2,1

3

1650

146

9

7

61

21

2,2

4

1570

168

10

8

71

12

2,3

5

1660

146

10,1

9

70

16

2,4

6

1540

168

10,2

10

62

17

2,5

7

1620

146

7

5

63

22

2,6

8

1750

168

10,6

6

64

25

2,7

9

1570

146

7

7

65

17

2,8

10

1600

168

8

8

66

18

2,9

11

1710

146

9

9

72

19

2,1

12

1520

168

10

10

73

20

2,2

13

1630

146

5

5

67

23

2,3

14

1750

168

10,2

6

68

12

2,4

15

1530

146

7

7

69

16

2,5

16

1680

168

10,6

8

60

17

2,6

17

1740

146

7

9

73

22

2,7

18

1560

168

8

10

61

25

2,1

19

1660

146

9

5

71

17

2,8







Продолжение таблицы 13


вар

Глубина скважины,

Н, м

Диаметр эксплуат. Колонны

D1 мм

Толщина стенки

труб

δ1 мм

Толщина стенки

НКТ

δ2 мм

Диаметр НКТ

d, мм

Эффектив. мощность пласта

h,м

Глубина зумпфа

l3 м

20

1700

168

10

6

70

18

2,9

21

1800

146

10,1

7

62

19

2,1

22

1570

168

5

8

63

20

2,3

23

1640

146

7

9

64

23

2,4

24

1770

168

10,6

10

65

11

2,5

25

1830

146

7

5

66

15

2,6

26

1900

168

8

6

72

21

2,7

27

1560

146

9

7

73

12

2,8

28

1790

168

10

8

67

16

2,9

29

1830

146

10,1

9

68

17

2,1

30

1910

168

5

10

69

22

2,2



1 Выбираем кислоту и норму расхода

Солянокислотная обработка скважины основана на взаимодействие соляной кислоты с породами сложенными известняками и доломитами, и способности растворять их, а также растворять карбонатный цемент в песчаных пластах.


2HCl+CaCO2=CaCl+H2O+CO2


При взаимодействии с доломитами


4HCl+CaMg(CO3)2 = CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2


Солянокислотную обработку при забойной зоны применяют на пластах сложенных песчаниками имеющими карбонатный цемент. Хлористый кальций и хлористый магний, соли хорошо растворимы в воде. Это носители кислоты и легко удаляются из скважины. А при давлении 7,6 МПа растворяются в той же воде.

Для обработки используют синтетическую соляную кислоту марки Б ГОСТ 857-78, имеющую концентрацию 31,5 % и наименьшее количество примесей. Концентрацию раствора выбирают в зависимости от проницаемости и пластового давления, и она равна 8%. Характеристика соляной кислоты приведена в таблице 7.1.



Талица 7.1 Характеристика марок соляной кислоты


Наименование

Нормы, обусловленные стандартом

Содержание соляной кислоты, %

35

31,5

Содержание плавиковой кислоты, %

-

-

Содержание серной кислоты, %

Не более 0,005

Не более 0,005

Содержание железа, %

Не более 0,015

Не более 0,015



Рекомендуемая концентрация раствора соляной кислоты и нормы ее расхода в зависимости от характеристики пласта представлена в таблице 7.2.



Таблица 7.2 Характеристика пласта и нормы расхода соляной кислоты


Характеристика пласта

HCL,%


Нормы расхода м3

Для карбонатной породы с высокой проницаемостью при низком пластовом давлении

10-12

1,0-1,5

Для карбонатной породы с низкой проницаемостью при высоком пластовом давлении

15-12

0,5-0,6

Для песчаников с карбонатным цементом, при средних показателях проницаемости и пластового давления

8-10

0,8-1,0



Так пласт сложен песчаниками с карбонатными цементами со средней проницаемостью и пластовым давлением, то согласно таблице 2 выбираем концентрацию соляной кислоты 8%, а норму расхода на 1м мощности пласта 0,8


1.1 Определяем объём соляно-кислотного раствора


Vр = n · h, м3



где n - это норма расхода на 1м мощности пласта, принимаем n = 0,8 м3



2 Расчет количества концентрированной кислоты, воды и реагентов


Концентрированную соляную кислоту разводят до заданного содержания на месте ее хранения (кислотная база) или непосредственно у скважины перед ее обработкой. Так как соляная кислота, поступающая с заводов, может иметь различную концентрацию, необходимо рассчитывать количество воды и кислоты.

Для уменьшения влияния соляной кислоты на металл оборудования в нее добавляют специальные вещества, называемые ингибиторами.

Соляная кислота, взаимодействуя с железом и глинами, образует соли железа и алюминия, выпадающие в пластовых условиях в осадок.

С цементом и песчаником кислота может образовывать гель кремниевой кислоты, также выпадающие в осадок. Для борьбы с этими нежелательными явлениями в кислотный раствор добавляют стабилизаторы – уксусную и плавиковую кислоты.

Продукты взаимодействия кислот с породой в процессе освоения скважины следует удалять из пласта. Для этого в кислоту при ее подготовке добавляют вещества, которые называются интенсификаторами. Это поверхностно-активные вещества, снижающие поверхностное натяжение продуктов реакции.

Порядок добавления различных реагентов в кислоту при ее подготовке следующий: вода – ингибиторы – стабилизаторы (уксусная и плавиковая кислоты) – техническая соляная кислота – хлористый барий – интенсификатор.


2.1 Определяем объем товарной кислоты.


hello_html_m587ea451.gifм3

где α - переводной коэффициент, который определяется путем интерполяции значений переводного коэффициента из таблицы 7.3, принимаем α = 4,470



Таблица 7.3 Значение переводных коэффициентов


Концентрация кислотного раствора,%

Концентрация товарной кислоты

32

31

30

28

27

24

22

20

8

4,470

4,325

3,847

4,160

3,400

3,236

2,938

2,647

9

3,954

3,820

3,400

3,680

3,047

2,861

2,599

2,341

10

3,541

3,420

3,047

3,295

2,755

2,563

2,328

2,097

11

3,204

3,100

2,755

2,980

2,514

2,298

2,106

1,892

12

2,923

2,825

2,514

2,720

2,412

2,097

1,921

1,730

13

2,685

2,600

2,312

2,500

2,217

1,943

1,765

1,590

14

2,481

2,400

2,1335

2,310

2,048

1,803

1,631

1,490

15

2,305

2,230

1,983

2,145

1,903

1,669

1,515

1,365



2.2 Определяем вес товарной кислоты


hello_html_1f38af6.gifкг


hello_html_m59c4b62a.gif- плотность концентрированной кислоты, hello_html_m59c4b62a.gif = 1040 кг/м3



2.3 Определяем объем воды для приготовления кислотного раствора


Vв=Vр - Vк - Vдоб, м3


где Vp- объем соляно-кислотного раствора , Vp= 5,6 м3

Vk- объем соляной кислоты, Vk= 1,25 м3

Vдоб - объем добавок, м3.



2.4 Определяем количество добавок


Vдоб = (Vх.б.+Vинт+Vук+Vинг), м3


где Vх.б.- это объем хлористого бария т.к. в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, который нейтрализуется добавкой хлористого бария.

Vинг - объем ингибитора, м3

Vук - объем стабилизатора,м3

Vинт - объем интенсификатора,м3


Таблица 7.5 Виды ингибиторов


Ингибитор

Оптимальное дозирование объема раствора кислоты, %

Пластовая температура, оС

Формалин

0,6 – 0,8

20 – 40

Уникол-ПБ-5

0,25 – 0,5

20 – 40

Катапин-А

0,05 – 0,1

20 – 40

Катапин-К

0,05 – 0,1

20 – 40

Уротропин

0,2 – 0,25

20 – 40

U-1-А + уротропин

(0,1 + 0,2) – (0,4 + 0,8)

20 – 40

U-1-А + уротропин + йодистый кальций

0,4 + 0,8 + 0,01

20 – 40



Таблица 7.6 Виды интенсификаторов


ПАВ

Оптимальное дозирование, %

Необходимость ингибитора

Катапин-А

0,3

Не нужен

Катапин-А

0,3

Не нужен

Карбозолин-О

0,5

Не нужен

Марвелан-КО

0,5

Желательно

Са-Де

0,3

Обязательно

УФЭв

0,3

Желательно

ОП-10

0,3

Обязательно


Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4% серной кислоты, которую необходимо нейтрализовать добавкой хлористого бария.


2.4.1 Для определения объема хлористого бария находим количество хлористого бария


Gх.б. = 21,3·Vр·(hello_html_m564629a1.gif, кг

где C - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, C = 0,4%

Xр - концентрация раствора, Xр = 15%

Xк - концентрация товарной соляной кислоты, Xк = 31,5%



2.4.2 Определяем объем хлористого бария


Vх.б.hello_html_37593887.gif


где Gх.б - количество хлористого бария

hello_html_1daef52.gif- плотность хлористого бария, принимается hello_html_1daef52.gif= 4000 кг/м3


2.4.3 Определяем объём реагента В-2, применяемого в качестве ингибитора


hello_html_m1a8f73a6.gifм3

где bн - норма добавки ингибитора принимается bн = 0,2%

Cн - объемная доля товарного ингибитора Cн = 100%



2.4.4 Определяем объем уксусной кислоты принимаемой в качестве стабилизатора.


hello_html_m61a8e4fe.gifм3


где bук - норма добавок 100% уксусной кислоты, bук = 3%

Cук - объемная доля товарной уксусной кислоты,Cук = 80%



2.4.5 Определяем объем интенсификатора типа Марвелан-КО


hello_html_42868f35.gifм3


где bин - норма добавок и интенсификатора, bин = 0,5%

Cин - объемная доля товарного интенсификатора, Cин=100%


Определяем общее число добавок и воды


Vдоб = (Vх.б.+Vинт+Vук+Vинг), м3


Vв=Vр-Vк-Vдоб, м3



3 Расчет процесса обработки скважин


В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена водой, зумпф скважины изолируется закачкой бланкета концентрированным раствором хлористого кальция с плотностью ρСаСlhello_html_m4bcd60e4.gif = 1200 кг/м3


3.1 Определяем объем закачиваемого бланкета.


hello_html_m5dfa39eb.gif, м3


где Dвн - внутренний диаметр эксплуатационной колонны


hello_html_64fe5a45.gif, м


где hello_html_m401c5bc3.gif - толщина стенки труб

D1 - диаметр эксплуатационной колонны


Для получения от 1м3 раствора хлористого кальция, плотностью 1200 кг/м3 требуется 540 кг CaCl2 и 0,66 м3 H2O.


3.2 Определяем количество хлористого кальция


GСаСlhello_html_m4bcd60e4.gif = 540 · Vбл, кг


Vв = 0,66 · Vбл, м3


4 Приготовление солянокислотного раствора


Данный раздел не рассчитывается

После приготовления соляно-кислотного раствора, ареометром проверяют полученную концентрацию раствора НСl и если она не соответствует 15%, добавляют воду или концентрированную кислоту.

Если концентрация получилась ниже запланированной (ниже 15%), то количество добавляемой концентрированной кислоты вычисляем по формуле


ΔН = Vр · ( ρзρф / ρ - ρз)


где Vр – объем приготовленного раствора кислоты, м3

ρз – плотность раствора запланированной кислоты

ρф – фактическая плотность раствора приготовленной кислоты

ρ - плотность концентрированной кислоты


Если концентрация НСl в приготовленном растворе получилась выше запланированной, то количество добавляемой воды определяем по формуле


ΔННhello_html_m4bcd60e4.gifО = Vр · ( ρф - ρз / ρз - 1000)


где ΔННhello_html_m4bcd60e4.gifО – объем добавляемой воды, м3


5 План обработки призабойной зоны скважины


В процессе подготовительных работ скважина промыта и заполнена водой. Зумпф скважины изолируется закачкой бланкета. Трубы спускаются до нижних отверстий интервала перфорации и при небольшой подаче насоса УНЦ1-160х500К закачивается раствор СаС l2 плотностью 1200 кг/м3



Таблица 7.7 Техническаяхарактеристика насоса на агрегате УНЦ1-160*500К


Скорость

Плунжер диаметром 100мм

Плунжер диаметром 120 мм

Теоретическая подача

насоса, л/с

Давление МПа

Теоретическая подача

насоса л/с

Давление МПа

2

2,50

47,6

3,60

33,2

3

4,76

25,0

6,85

17,4

4

8,48

14,0

12,22

9,7

5

10,81

11,0

15,72

7,6


5.1 Транспортировка бланкета осуществляется продавкой водой в объеме выкидной линии длиной 2,5 м и НКТ длиной определяемой по формуле


hello_html_m43301720.gifм

где Н – глубина скважины, м

lз – глубина зумпфа, м


5.2 Определяем объем выкидной линии.


hello_html_m62652701.gifм3


где lвык = 25 м

hello_html_15b1c3d.gifмм


5.3 Определяем объем НКТ


hello_html_m36293a56.gifм3


5.4 Определяем общий объем продавочной воды


hello_html_4c6a3a97.gif, м3


5. 5 Трубы приподнимают и устанавливают на 1-2 м выше нижних отверстий перфораций. Размещают и обвязывают оборудованием. Закачивают кислотный раствор в объеме выкидной линии НКТ и ствола скважины вдоль интервала перфорации


hello_html_m36fb8acc.gifм3


Задвижку закрывают на затрубном пространстве и насосом агрегата закачивают остальной кислотный раствор


hello_html_m24308c0c.gifм3



ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 8


РАСЧЕТ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН


Студент должен

знать:

  • существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их

технологии;

  • основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи

и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.

уметь:

  • производить расчет термокислотной обработки пласта



Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».

Плотные малопроницаемые доломиты и некоторые другие породы плохо растворяются в холодной кислоте. Взаимодействие кислоты с породой часто мешают отложения на забое скважины парафина, смол и асфальтеновых веществ. Поэтому для повышения эффективности обработки скважин применяют горячую кислоту.

Кислоту нагревают химическим путем, т.е. за счет экзотермической реакции взаимодействия соляной кислоты с реагентами, загружаемыми в специальный наконечник, опускаемый на трубах в скважину. Лучшим реагентом для термокислотных обработок является магний. При растворении магния в соляной кислоте выделяется большое количество теплоты, а продукты реакции хорошо растворяются в воде.

Исходные данные приведены в таблице 14.


Таблица 14


варианта

Глубина скважины Н, м

Диаметр эксплуатац. колонны D,мм

Эффектив. мощность пласта hэ, м

Статичес. уровень от устья скв. hст, м

Начальный

дебит скв. Qн, т/сут

Текущий дебит скв.

Qт, т/сут

Газовый

фактор G0, м3

Содержание воды В, %

Удельный вес нефти γ, т/м3

Температура

забое tз, оС

Температура

раствора t, оС

Глубина зумпфа hз, м

Диаметр прутков

dп, мм

1

2190

146

14

20

74

72

460

3

0,87

59

20

1,5

20

2

168

12

21

71

70

459

4

0,81

58

21

1,4

3

146

13

19

72

71

458

5

0,82

57

22

1,6

4

168

14,5

20

73

72

457

6

0,83

56

23

1,7

5

146

11

22

74

73

456

1

0,84

55

24

1,5

6

168

10

23

75

74

455

2

0,85

51

25

1,8

7

146

12,5

19

74

73

450

3

0,86

52

26

1,5

8

168

14

20

74

72

449

4

0,87

53

27

1,4

9

146

12,5

21

71

70

448

5

0,88

54

28

1,7

10

168

9

19

72

71

460

7

0,81

55

20

1,3



Продолжение таблицы 14


варианта

Глубина скважины Н, м

Диаметр эксплуатац. колонны D,мм

Эффектив. мощность пласта hэ, м

Статичес. уровень от устья скв. hст, м

Начальный

дебит скв. Qн, т/сут

Текущий дебит скв.

Qт, т/сут


фактор G0, м3

Содержание воды В, %

Удельный вес нефти γ, т/м3

Температура

забое tз, оС

Температура

раствора t, оС

Глубина зумпфа hз, м

Диаметр прутков

магния dп, мм

11


146

13,5

20

73

72

459

3

0,82

56

21

1,8

20

12

168

10,5

22

74

73

458

3

0,83

57

22

1,9

13

146

11

23

75

74

457

4

0,84

58

23

1,6

14

168

12

19

74

72

456

5

0,85

59

24

1,5

15

146

13

22

70

69

455

6

0,89

60

25

1,4

16

168

14

24

72

71

450

1

0,86

61

26

1,8

17

146

15

20

75

74

449

2

0,87

62

27

1,5

18

146

14

20

74

72

460

3

0,87

59

20

1,5

19

168

12

21

71

70

459

4

0,81

58

21

1,4

20

146

13

19

72

71

458

5

0,82

57

22

1,6

21

168

14,5

20

73

72

457

6

0,83

56

23

1,7

22

146

11

22

74

73

456

1

0,84

55

24

1,5

23

168

10

23

75

74

455

2

0,85

51

25

1,8

24

146

12,5

19

74

73

450

3

0,86

52

26

1,5

25

168

14

20

74

72

449

4

0,87

53

27

1,4

26

146

12,5

21

71

70

448

5

0,88

54

28

1,7

27

168

9

19

72

71

460

7

0,81

55

20

1,3

28

146

13,5

20

73

72

459

3

0,82

56

21

1,8

29

168

10,5

22

74

73

458

3

0,83

57

22

1,9

30

146

11

23

75

74

457

4

0,84

58

23

1,6


Вид магния прутки

Проведение термокислотной обработки впервые


1 Расчет количества магния и кислоты

Количество магния, необходимое для термокислотной обработки определяем по формуле

Gм=Vр(t2 - t)C / 4520 , кг


где Vр - объем солянокислотного раствора, Vр = 4м3 = 4000кг ;

t2 - конечная температура солянокислотного раствора;

t- начальная температура солянокислотного раствора;

С - теплоемкость хлористого магния, С = 0,75ккал;

4520 - количество тепла, выделяющееся при полном сгорании 1 кг магния, ккал.


Для подогрева стенок скважины с целью расплавления и удаления парафина задаемся конечной температурой солянокислотного раствора в пределах 70-100оС (принимаем t2 = 85оС)

Для первой фазы (термохимическая обработка забоя) обработки применяем 4м3 15%-ого солянокислотного раствора.


При первичной обработке рекомендуется принимать 0.8 м3 солянокислотного раствора на 1 м эффективной мощности пласта.


VP = N·h, м3


где N - норма расхода солянокислотного раствор, N = 0,8 м 3/м;

h - эффективная мощность пласта, м.



Из общего количества солянокислотного раствора 4м3 расходуется для первой фазы обработки и (VP - 4м 3 ) для второй фазы обработки призабойной зоны.

Концентрация солянокислотного раствора после раствора магния


Х2 = X1-AGм / 3,33AVр+Gм, %


где Х1и Х2 - начальная и конечная концентрации солянокислотного раствора, %

А – числовой коэффициент, который определяется по таблице:


z,x

Б,А

z,x

Б,А

5.15 – 12,19

214

29,95 – 31,52

227,3

13,19 – 18,11

218

32,10 – 33,4

229,5

19,06 – 24,75

221,5

34,32 – 37,22

232

25,75 – 29,59

226





А - числовой коэффициент, который при концентрации кислоты до 18% равен 218,

а при концентрации кислоты до 12% - 214;

Gм - количество магния, кг



Конечная концентрация солянокислотного раствора принимается равной 12%.


Количество магния, необходимое для снижения концентрации кислотного раствора с 15% до 12%


Gм = 3,33 · Vр(A1X1/A1 - X1 - A2X2/A2 - X2), кг


где А1и А2 - числовые коэффициенты для начальной и конечной концентрации

кислотного раствора, A1 = 218; А2 = 214.


Таким образом, для проведения термокислотной обработки необходимо иметь 15,2 кг магния. При этом конечная температура солянокислотного раствора


t2 = t1+ 4520Gм/VрC , °С.


2 Расчет реакционного наконечника


При расчете реакционного наконечника определяется его длина и диаметр.

Диаметр реакционного наконечника принимается максимально возможным для спуска в эксплуатационную колонну. В эксплуатационную колонну диаметром 168 мм (внутренний диаметр 144 мм) или диаметром 146 мм (внутренний диаметр 122 мм) можно спустить реакционный наконечник из труб условного диаметра 89 мм, внутренний диаметр равен 76 мм.

Длина реакционной камеры наконечника определяется по формуле


l1 = Gм/qм,, м


где Gм - масса загруженного в наконечник магния, кг;

qм - масса одного пучка прутков магния, кг.



qм = hello_html_368a497d.gif·V, кг


где V - объем прутков, помещающихся в 1 м трубы условного диаметра 89 мм;

hello_html_368a497d.gif- удельный вес технического магния, hello_html_368a497d.gif = 1,77кг/дм3


V = 0,785dп2 n1 · 1, м3


где dп - диаметр прутка магния, м;

n1- число прутков, помещаемых по диаметру реакционного наконечника


n1 =hello_html_6f95504e.gif· n


где hello_html_6f95504e.gif - коэффициент, применяемый для снижения гидравлических сопротивлений

при прокачке солянокислотного раствора в начальный период

(hello_html_6f95504e.gif = 0,75-0,80; принимается hello_html_6f95504e.gif = 0,75);

n - число прутков, которое может поместиться по диаметру реакционного наконечника


n = n' + n"


n ´= 360 / 2hello_html_2e28ff68.gif


hello_html_2e28ff68.gif= arcsin · rп / R- rп



n" = 360 / 2 ·hello_html_m154a5599.gif


hello_html_m154a5599.gif= arcsin · rп / R- rп -dп


Следовательно, во втором ряду разместить прутков больше нельзя. Можно разместить один пруток по центру камеры.



Общая длина реакционного наконечника


l= l1 + l2


где l 2 – длина нижней камеры реакционного наконечника, l 2 = 4,05м


На рис.5 изображен реакционный наконечник, который спускается на насосно-компрессорных трубах до забоя скважины.

Верхняя труба 3 наконечника через перевод­ник 2 крепится к муфте насосно-компрессорных труб. Эта труба (контактный ствол наконечника) заполняется стержнями магния; в ней происходит реакция между магнием и прокачиваемым через трубу кислотным раство­ром. Нижняя труба 6, в которую из верхней трубы через пласти­ну-решетку 4 поступает кислотный раствор, нагретый вследствие реакции с магнием, предназначена для выброса горячей кислоты на стенки скважины через ниппели 7, ввинченные в отверстия трубы. Эти отверстия расположены попарно в шахматном порядке через каждые 0,5 м по длине трубы.

hello_html_m7c288d09.jpg























Рисунок 5 Реакционный наконечник



4 Расчет концентрированной кислоты, воды и присадок

Для первой фазы

4.1 Для термокислотной обработки соляной кислотой 27,5% концентрации и определяем количество концентрированной кислоты


hello_html_630f80b4.gif, м3


где Vр- объём 15% соляной кислоты;

α – переводной коэффициент, при концентрации соляной кислоты 27,5% и разбавленной кислоты 15%, принимаем α = 1,943.



При удельном весе 27,5%-ной кислоты hello_html_368a497d.gif = 1,139 т/м3 – масса концентрированной кислоты


4.1 Определяем вес концентрированной кислоты


hello_html_m723add0b.gif, кг


где ρHCl – плотность 27,5% соляной кислоты, ρHCl = 1739 кг/ м3



4.2 Принимаем объем воды, необходимой для приготовления солянокислотного раствора


Vв = 4 · 444 = 1,776м3


4.3 Для термохимической обработки в качестве ингибитора необходимо применять формалин, так как тормозит реакцию Mg с соляной кислотой


Gф = 1000Х1 ·Vр / (440 + У)У, кг


где Gф - количество формалина, кг

У – концентрация формалина, У = 40%



4.4 Определяем количество стабилизатора

В качестве стабилизатора для предупреждения выпадения солей железа при нейтрализации соляной кислоты в породе применяют уксусную кислоту СН3СООН.


Vук = 1000 b Vр / С, м3

где b – добавка уксусной кислоты к объему раствора, %;

С – концентрация товарной кислоты, С = 80%



b = f + 0,8, %


где f - содержание в солянокислотном растворе Fе2О3, %. В соляной кислоте из абгазов органических производств Fе2О3 содержится не более 0,03%, принимается f = 0,03%



4.5 Определяем количество плавиковой кислоты (фтористо-водородная) её добавляют к солянокислотному раствору при обработке скважин, эксплуатирующих песчаные пласты с карбонатным цементом. Её присутствие в растворе предупреждает образование на забое гелекремниевой кислоты способное закупорить поровые каналы призабойной зоны.

Для растворения содержащихся в породе кремнистых соединений и предупреждения их выпадения в виде геля кремниевой кислоты к соляной кислоте добавляем плавиковую

кислоту HF.


VНF = 100bVр / m, м3


где b - добавка плавиковой кислоты к объему раствора принимается, b = 1%;

m - концентрация товарной плавиковой кислоты %-ного содержания HF

принимается m = 60%


4.6 В товарной соляной кислоте из абгазов органических производств содержится примесь серной кислоты в ненормируемом количестве. Принимается количество серной кислоты в пересчете на SO3 равным 0,5%.

После разбавления кислоты водой содержание SО3 понизится до следующей величины:


SO3' = Vhcl · % · SO3 / Vр


Допустимое количество SО3 в растворе равно 0,02%. Излишки SO3 в количестве

SO3 = Vр – 0,02 необходимо нейтрализовать хлористым барием BaCl 2 · 2Н2О, потребное количество хлористого бария для нейтрализации SO3


G ВаСl = 3,05SO 3X 1Vр, кг


где SO3 - количество SO3 подлежащее нейтрализации, %;

Х1 – концентрация солянокислотного раствора, %;

Vр – объем солянокислотного раствора, м3


Для растворения хлористого бария понадобится воды


VB = GBаСl /100 ·l , м3


4.7 В качестве интенсификатора применяем НЧК (нейтрализованный черный контакт)


Vнчк = 0,4X 1V р , м3


4.8 Объем добавок


Vдоб = Gф + VНF + Vук +VB + Vнчк , м3



4.9 Объем воды, необходимый для приготовления солянокислотного раствора


Vв' = Vв – Vдоб , м3



Для второй фазы


Количество кислоты


Vhci = Vp/α, м3


Ghci = hello_html_368a497d.gifVНСl, кг


В качестве ингибитора необходимо применять только уникол


Vу-к = 74b X2VP/A-X2


где b - добавка уникола к соляной кислоте, % (для уникода марки У-К, b = 0.3% от

количества 27%-ной кислоты)

X2 – 12% концентрация солянокислотного раствора

VP – объем солянокислотного раствора, м3

А = 214 – коэффициент


Остальные добавки применяются те же, что и для первой фазы обработки. Объем уксусной кислоты

Vук = 1000bVр / C , м3


Объем плавиковой кислоты


VНF = 1000bVP/ m , м3

Вес хлористого бария


G ВаСl = 3,05SO 3X 1Vр, кг



Объем воды, потребляемой для растворения хлористого бария


VН2О = 14,3 / 100 · 1 , м3



Объем НЧК Vнчк = 0,4X2VP, м3



Объем добавок Vдоб = Gф + VНF + Vук +VB + Vнчк , м3



Объем воды VВ = Vр – V нсl – Vдоб , м3


Для проведения термокислотной обработки потребуется следующее суммарное количество кислоты, воды и добавок:


Товарной кислоты GHCl, т;

Воды VB, м3;

Формалина GФ , кг;

Уникола Vy-K , м3;

Уксусной кислоты Vукс , м3;

Плавиковой кислоты Vhf , м3;

Хлористого бария Gвсl , кг;

Для растворения хлористого бария потребуется воды и НЧК: VВ , м3; Vнчк , м3.



КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


1 Какое значение имеет поддержание пластового давления?

2 Методы увеличения проницаемости призабойной зоны скважин

3 Техника проведения солянокислотной обработки нефтяных и газовых скважин

4 Реагенты, применяемые при солянокислотной обработке скважин

5 Термокислотная обработка скважин




ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 9


РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИИ ПРОВЕДЕНИЯ ГИДРОПЕСКОСТРУЙНОЙ

ПЕРФОРАЦИИ


Студент должен

знать:

  • существующие методы увеличения нефтеотдачи и газоотдачи пластов, их

технологии;

  • основные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи

и газоотдачи пластов для условий разработки месторождений.

уметь:

  • производить расчет технологии проведения гидропескоструйной перфорации


Прежде чем приступить к расчетам, необходимо изучить тему 7 « Поддержание пластового давления и методы увеличения нефтеотдачи пластов».

Исходные данные приведены в таблице 15


Таблица 15


варианта

Глубина

скважины,

Н, м

Диаметр

скважины

D мм

Диаметр

отверстия

d1 мм

Проницаемость

k, мД

Условный

диаметр НКТ

d, мм

Эффективная мощность

пласта

h,м

Средний размер песка d3 мм

Число насадок

n шт.

1

2500

146

5,4 мм

5

60

11

0,70

4 штуки

2

2550

168

6

73

15

0,71

3

2650

146

7

61

21

0,62

4

2570

168

8

71

12

0,63

5

2660

146

9

70

16

0,64

6

2540

168

10

62

17

0,65

7

2620

146

5

63

22

0,66

8

1750

168

6

64

25

0,67

9

1570

146

7

65

17

0,68

10

1600

168

8

66

18

0,69

11

1710

146

9

72

19

0,71

12

1520

168

10

73

20

0,72

13

1630

146

5

67

23

0,73

14

1750

168

6

68

12

0,64

15

1530

146

7

69

16

0,65

16

1680

168

8

60

17

0,66

17

1740

146

9

73

22

0,67

18

1560

168

10

61

25

0,71

19

1660

146

5

71

17

0,68


Продолжение таблицы 15


варианта

Глубина

скважины,

Н, м

Диаметр

скважины

D мм

Диаметр

отверстия

d1 мм

Проницаемость

k, мД

Условный

диаметр

НКТ d, мм

Эффективная мощность

пласта

h,м

Средний размер песка d3 мм

Число насадок

n шт.

20

2500

146

5,4 мм

5

60

11

0,70

4 штуки

21

2550

168

6

73

15

0,71

22

2650

146

7

61

21

0,62

23

2570

168

8

71

12

0,63

24

2660

146

9

70

16

0,64

25

2540

168

10

62

17

0,65

26

2620

146

5

63

22

0,66

27

1750

168

6

64

25

0,67

28

1570

146

7

65

17

0,68

29

1600

168

8

66

18

0,69

30

1710

146

9

72

19

0,71



1 Расход воды и песка потребляемого при гидропескоструйной перфорации


Гидропескоструйная перфорация чаще всего используется в условиях, когда кумулятивное или пулевое перфорирование не дает должного результата. При такой перфорации диаметры отверстий в колонне равны 12-20 мм, глубина каналов в 2,5-4 раза больше, чем при кумулятивной перфорации, и достигает 500 мм, а площадь фильтрации канала выше в 20-30 раз.

Следует учитывать еще одно преимущество гидропескоструйного перфорирования пластов – получение материнской породы из вскрываемого пласта в виде шлама, содержащего остатки полезного ископаемого. Причем этот “сопутствующий” эффект иногда оказывается решающим и единственным источником надежной информации о пласте.

Эффективность гидропескоструйного разрушения определяется энергией струи, которую принять характеризовать перепадом давления в насадках, гидравлической характеристикой, формируемой в насадке струи, и содержанием в ней абразива.



1.1 Определяем общее количество жидкости по формуле


hello_html_m2774d226.gif, м3


где Dвн - внутренний диаметр скважины, принимаем


Dвн = D - 2hello_html_102990ec.gifhello_html_m20941de0.gif, м


где hello_html_m20941de0.gif- толщина стенки обсадной колонны, принимаем hello_html_m20941de0.gif= 7hello_html_102990ec.gif10-3 м. [ см. К.В.Иогосян Спутник буровика М.Недра 1986г, табл.6 стр.126]

H - глубина скважины, м.



1.2 Общее количество песка рассчитываем по формуле


Qп = 1,13hello_html_102990ec.gifD2внhello_html_102990ec.gifHhello_html_102990ec.gifCп, кг


где Cп - массовая концентрация песка, Cп = 100 кг/м3



1.3 Определяем расход рабочей жидкости по формуле


Q = 1,414hello_html_102990ec.gifhello_html_m77b294c2.gifhello_html_102990ec.gifnhello_html_102990ec.giffнhello_html_102990ec.gifhello_html_m7a09c3ed.gifhello_html_m53d4ecad.gif, м3


где hello_html_m77b294c2.gif- коэффициент расхода, принимаем hello_html_m77b294c2.gif= 0,82;

n - число насадок; n = 4;

fн - площадь поперечного сечения насадки


fн = 0,785hello_html_102990ec.gifdн2, м2


где 0,785 коэффициент;

dн - диаметр отверстия насадки, м


где hello_html_a31ce1f.gif- потери давления в насадках, МПа .Принимаем hello_html_a31ce1f.gif= 10-12 МПа, так как

dн = 5,4hello_html_102990ec.gif10-3 м;

hello_html_m5fb394d7.gif- плотность смеси жидкости и песка, кг/м3


hello_html_416367ae.gif, кг/м3


где hello_html_m67c8985f.gif- плотность жидкости используемой в качестве песконосителя, hello_html_m67c8985f.gif= 1000 кг/м3

hello_html_3408156c.gif- плотность песка, hello_html_3408156c.gif=2500 кг/м3

hello_html_m7bb37f71.gif- объемная концентрация песка в смеси


hello_html_7abb1e7c.gif,


где Cп - массовая концентрация песка, Cп = 100 кг/м3



1.4 Определяем количество воды для перфорации


Qж = 2,5hello_html_102990ec.gifVж, м3


где 2,5 - потребное количество жидкости устанавливается из расчета двух объемов скважины ( один объем для подачи песка на забой скважины, и второй объем для продавливания песка и промывки скважины по окончанию процесса ) плюс 0,5 объема на потерю за счет фильтрации в пласт


2 Расчет необходимого числа насосных агрегатов


Для осуществления гидропескоструйной перфорации выбираем насосный агрегат типа 5АН-700 производительностью 22 л/с.

Число необходимых для проведения гидропескоструйной перфорации агрегатов данного типа определяется по формуле


N = Q/q+1


где Q - расход жидкости (темп закачки)

q - производительность одного насосного агрегата

Техническая характеристика насосных агрегатов


Насосный агрегат

4АН-700

5АН-700

Максимальное давление, МПа

70

20

Подача , л/с

6

22



3 Технологический расчет гидропескоструйной перфорации


Перфорация осуществляется специальным пескоструйным ап­паратом, АП-6М, спускаемым в скважину на НКТ.



hello_html_5337f30c.png





Рисунок 6 Принципиальная схема аппарата для гидропескоструйной перфорации


1 корпус перфоратора; 2 резьба для соединения с НКТ; 3 шар опрессовочного клапана; 4 седло опрессовочного (верхнего) клапана; 5 канал; 6 насадки;

7 нижний шар малого диаметра; 8 седло нижнего шарового клапана;

9 центратор; 10 хвостовик



3.1 Определяем глубину проникновения струи в пласт


hello_html_m18b8f6e9.gif, м


где k = lн/dн - отношение длинны начального участка lн с постоянной скоростью

к диаметру насадки dн , k = 22-110 (принимаем k = 22)

hello_html_648d5455.gif- отношение средней скорости струи в любом поперечном сечении

основного участка струи к скорости на ее оси в том же сечении, hello_html_648d5455.gif= 0,425

hello_html_m20941de0.gif- сила сцепления породы, hello_html_m20941de0.gif= 2МПа

В - коэффициент зависящий от угла hello_html_m154a5599.gif между плоскостями

ограничивающими разрушенное пространство ( при hello_html_m154a5599.gif= 1200, В = 0,675)



3.2 Определяем гидравлические потери при гидропескоструйной перфорации


hello_html_3dfbf3f2.gif , МПа


где hello_html_a31ce1f.gif- потери напора в насадках, МПа


hello_html_a31ce1f.gif= (5hello_html_102990ec.gif102hello_html_102990ec.gifQ2hello_html_102990ec.gifhello_html_m5fb394d7.gif)/(n2hello_html_102990ec.giff2hello_html_102990ec.gifµр2hello_html_102990ec.gifg), МПа


hello_html_m11e9de92.gif, МПа


где hello_html_m26bde5c1.gif- коэффициент сопротивления в промывочных трубах, hello_html_m26bde5c1.gif= 0,035;

dв - внутренний диаметр НКТ

µр - коэффициент расхода, принимаем µр = 0,82


dв = d-2hello_html_102990ec.gifhello_html_m20941de0.gif, м


где δ - толщина стенки НКТ, δ = 8мм



hello_html_37907462.gif, МПа


где hello_html_m4a6fe03a.gif - коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве

hello_html_mf80a183.gif- потери напора в кольцевом пространстве, МПа



Для определения коэффициента трения при движении воды в кольцевом пространстве найдем число Рейнольдса


hello_html_2be5b572.gif


где dз – средний диаметр зерен песка;

hello_html_m40407ad2.gif - скорость движения жидкости в кольцевом пространстве между колоннами труб, м/с


hello_html_m6527dff.gif


где m – условная пористость твердой фазы в трубах


hello_html_m621a9954.gif


hello_html_m53d4ecad.gifhello_html_m4e588dab.gif- вязкость песчано – жидкостной смеси


hello_html_m3d3af8c9.gif


где с = 0,0357 – объемная концентрация песка;

е – основание натуральных логарифмов, е = 2,72;

hello_html_58042bca.gif- вязкость воды, hello_html_58042bca.gif= 0,1 Паhello_html_102990ec.gifс



Учитывая, что режим движения турбулентный определяем коэффициент трения при движении жидкости в кольцевом пространстве


hello_html_m3af9ead7.gif


Потери напора в кольцевом пространстве составляют



рп - потери напора в полости образованной абразивной струей, по опытным данным изменяются от 2 до 5 МПа. Принимаем среднее значение рп = 3,5МПа



4 Определяем число насадок по формуле


hello_html_m2e06ba8b.gif




Вывод : Технологический расчет гидропескоструйной перфорации показал, что число насадок выбрано верно.



КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ


1 Технология проведения гидропескоструйной перфорации.

2 Какие технологические проблемы эксплуатации скважин, позволяет решить гидропескоструйная перфорация?





































ПРИЛОЖЕНИЯ ДЛЯ РАСЧЕТОВ




















ПРИЛОЖЕНИЕ 1.1

НОММОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ




hello_html_16cdab00.jpg




ПРИЛОЖЕНИЕ 1.2

НОММОГРАММА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТИ

hello_html_m57652082.jpg


ПРИЛОЖЕНИЕ 1.3

КРИВЫЕ БРАУНА ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ ГАЗА

hello_html_370cab3d.jpg

ПРИЛОЖЕНИЕ 1.4


ТАБЛИЦА ПЕРЕВОДА ЕДИНИЦ ИЗМЕРЕНИЯ В ЕДИНИЦЫ СИСТЕМЫ СИ


Наименование единиц


Внесистемные единицы

Единицы СИ

Длина

1 км (микрон)

1 мкм (микрометр) = 10-6 м

Масса

1 т

103 кг

Сила

1 кГ

1 дин (дина)

9,81 Н

10-5 Н

Плотность

1 т/м3

1 кг/дм3

1 г/см3


1000 кг/м3

Удельный объем

1 м3

1 дм3/кг

1 см3


10-3 м3/кг

Давление

1 кПа

1 МПа

1 Бар

1 ат

1 мм рт.ст.

1 дин/см2

1 кгс/м2

1·103 Па

1·106 Па

1·105 Па

9,81·104 Па

133,3 Па

0,1 Па

9,81·104 Па

Динамическая вязкость

1 пз (пауз)

1 спз (сантипауз)

1 мпз

кгс·с/м2

кг/(с·м)

1 Па·с

1·10-3 Па·с

1·10-4 Па·с

9,81 Па·с

1 Па·с

Проницаемость

1 д (дарси)

10-12 м2

Пьезопроводность

1 см2

10-4 м2

Поверхностное натяжение

кгс/м

9,81 н/м

Объемный расход

1 м3

1 л/ч

1 л/мин

278·10 м3

278·10-9 м/с

16,67·10-6 м3

Напряжение

кгс/см2

кгс/мм2

кгс/м2

9,81 кПа

9,81 МПа

9,81 Па

Сила, вес

1 тс

1 кгс

1 гс

9,8 кН

9,8 Н

9,8 мН


ПРИСТАВКИ ДЛЯ ОБРАЗОВАНИЯ КРАТНЫХ И ДОЛЬНЫХ ЕДИНИЦ


Тера – Т - 1012

Гига – Г - 109

Мега – М - 106

Кило – к - 103

Деци – д - 10-1

Санти – с - 10-2

Милли – м - 10-3

Микро – мк - 10-6

Нано – н - 10-9

Пико – п - 10-12




















ПРИЛОЖЕНИЯ

ДЛЯ ОФОРМЛЕНИЯ ПРАКТИЧЕСКИХ РАБОТ
























Мhello_html_m560929d.gifинистерство образования и науки Самарской области

(малые буквы, шрифт: 18 курсив)


ГБОУ СПО Отрадненский нефтяной техникум

(малые буквы, шрифт: 18 курсив)








ПРАКТИЧЕСКИЕ РАБОТЫ

(большие буквы, шрифт: 36 курсив)


МДК.01.01 Разработка нефтяных и газовых месторождений

(малые буквы, шрифт: 24 курсив)



ОНТ0. 131018. 12РЭ106 ПЗ

(большие буквы, шрифт: 32 курсив)






Руководитель Т.К. Абдрахманова


Разработал И.А. Парьев


(малые буквы, шрифт: 18 курсив)







2014

(шрифт: 24 курсив)

Сhello_html_7941e21c.gifОДЕРЖАНИЕ

(большие буквы, шрифт: 32 курсив)

стр

ПР1 Определение приведенного пластового давления, давления насыщения нефти газом, объемного коэффициента плотности, усадки нефти в пластовых условиях, коэффициента сжимаемости и растворимости газа

ПР2 Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации залежи

ПР3 Расчет продолжительности разработки нефтяной залежи

ПР4 Обработка данных исследования скважины при установившемся и неустановившемся режимах. Определение коэффициентов продуктивности, проницаемости

ПР5 Определение количества воды для ППД, приемистости скважин

ПР6 Расчет промышленного процесса внутрипластового горения

ПР7 Расчет солянокислотной обработки скважин

ПР8 Расчет термокислотной обработки пласта

ПР9 Расчет технологии проведения гидропескоструйной перфорации

Список использованной литературы

(малые буквы, шрифт: 18 курсив; одинарный междустрочный интервал)


















Пhello_html_5f73881c.gifРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 1

(большие буквы, шрифт: 24курсив)

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРИВЕДЕННОГО ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ДАВЛЕНИЯ НАСЫЩЕНИЯ НЕФТИ ГАЗОМ, ОБЪЕМНОГО КОЭФИЦИЕНТА СЖИМАЕМОСТИ И РАСТВОРИМОСТИ

ГАЗА

(большие буквы, шрифт: 24 курсив)


Исходные данные

(малые буквы, шрифт: 18 курсив; одинарный междустрочный интервал)


По результатам пробной эксплуатации скважины получены следующие данные:


и так далее


Внимание!!!

При выполнении практических работ давать определения терминов, понятий, физических величин, встречающихся в практических работах

Исходные данные оформлять в виде таблиц, сами таблицы располагать по ширине текста.

Решения выполнять с пояснением символов, обозначающих физические величины; со ссылками на литературу, таблицы, формулы.

Для пояснения и наглядности решения приводить рисунки, строить графики, сопровождая их необходимыми пояснениями.

Текст пояснительной записки практических работ оформляется следующим образом:

- 12 шрифт, одинарный междустрочный интервал

- Границы текста: сверху – 10мм

снизу – 10мм

справа – 5мм

слева – 3мм


















Сhello_html_5f73881c.gifПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

(большие буквы, шрифт: 24 курсив)


  1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1985. 421с.

  2. Габриэлянц Г.А. Геология поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений М.: Недра, 2000. -587с.

  3. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений М.: Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и энергетическому образованию, 2004. 232с.

  4. Ильский А.Л., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы М.: Недра, 1989. 396с.

  5. Иогосян К.В. Спутник буровика М.: Недра, 1986 294с

  6. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела Уфа: Дизайн-полиграф-сервис, 2001.-544с.

  7. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1971. 368с.

  8. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1970. 448с.

  9. Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1982. 376с.

(малые буквы, шрифт: 18 курсив; одинарный междустрочный интервал)



















СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ


  1. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1985.

  2. Габриэлянц Г.А. Геология поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений М.: Недра, 2000.

  3. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений М.: Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и энергетическому образованию, 2004.

  4. Иогосян К.В. Спутник буровика М.: Недра, 1986.

  5. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела Уфа: Дизайн-полиграф-сервис, 2001.

  6. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1971.

  7. Муравьев И.М. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1970.

  8. Сидоров Н.А. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин М.: Недра, 1982.







Подайте заявку сейчас на любой интересующий Вас курс переподготовки, чтобы получить диплом со скидкой 50% уже осенью 2017 года.


Выберите специальность, которую Вы хотите получить:

Обучение проходит дистанционно на сайте проекта "Инфоурок".
По итогам обучения слушателям выдаются печатные дипломы установленного образца.

ПЕРЕЙТИ В КАТАЛОГ КУРСОВ

Краткое описание документа:

Методические указания по выполнению практических работ

предназначены для студентов третьего курса дневного и заочного

отделений специальности 131018

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений  

по междисциплинарному курсу МДК.01.01 Разработка нефтяных

и газовых месторождений. Междисциплинарный курс является

частью профессионального модуля ПМ.01 Проведение

технологических процессов разработки и эксплуатации нефтяных и

газовых месторождений. Разработка соответствует требованиям

ЕСКД. Рекомендовано преподавателям профессионального цикла

среднего профессионального образования.

Автор
Дата добавления 11.04.2015
Раздел Другое
Подраздел Другие методич. материалы
Просмотров797
Номер материала 480710
Получить свидетельство о публикации
Похожие материалы

Включите уведомления прямо сейчас и мы сразу сообщим Вам о важных новостях. Не волнуйтесь, мы будем отправлять только самое главное.
Специальное предложение
Вверх