Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

Кафедра «Нефтегазовое дело»

 

 

А.П. ЯНУКЯН

 

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

 

Сургут, 2015

 

УДК 468(034.5)

ББК 84.5+631+49

                Я60

 

Янукян А.П.

 

Я 60 Методы повышения нефтеотдачи:

учебное пособие / А. П. Янукян. – Сургут: СИНГ, 2015. – 145 с.

 

 

В учебном пособии содержатся сведения по различным аспектам методов повышения нефтеотдачи. Особое внимание уделяется вопросам вытеснения нефти из пласта различными агентами (водой, кислотными и щелочными растворами, полимерными растворами, растворами поверхностно-активных веществ). Рассматривается решение типовых задач по различным методам повышения нефтеотдачи.

Адресованное студентам технических вузов, пособие может быть полезно для начинающих изучение вопросов методов повышения нефтеотдачи в вузе. Также данное учебное пособие будет полезно для специалистов с высшим образованием, не имеющих технической подготовки. Издание может использоваться также как справочник для самостоятельного изучения отдельных аспектов разработки нефтяных месторождений.

 

Рецензенты:

 

Муравьев К. А. - к.т.н. и.о. заведующего кафедрой «Нефтегазовое дело» Сургутского института нефти газа (филиал) Тюменского индустриального университета

 

Вольф А.А – к.ф-м.н., доцент, ведущий научный сотрудник Тюменского отделения «СургуНИПИнефть»

 

УДК 468(034.5)

ББК 84.5+631+49 Я60

                    

 

 

© Сургутский институт нефти и газа (филиал) федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего образования «Тюменский индустриальный университет»                   

 

СОДЕРЖАНИЕ

№ П/П	ТЕМЫ ЛЕКЦИОННЫХ ЗАНЯТИЙ	СТР
1	КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ	4
2	ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ	8
3	ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ	24
4	ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КИСЛОТНЫХ И ЩЕЛОЧНЫХ РАСТВОРОВ	49
5	ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ОТОРОЧКОЙ ДВУОКИСИ УГЛЕРОДА	64
6	ПРИМЕНЕНИЕ БИОПОЛИМЕРОВ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ	68
7	ТЕПЛОВЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ	77
8	ГРП КАК МЕХАНИЧЕСКИЙ МЕТОД УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ	90
	ТЕМЫ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ
1	ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН	114
2	ПРИМЕНЕНИЕ ПОВЕРХНОСТНО-АКТИВНЫХ ВЕЩЕСТВ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ	116
3	РАСЧЕТ КОНЦЕНТРАЦИИ И КОЛИЧЕСТВА КИСЛОТЫ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СОЛЯНО КИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ	124
4	РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ДВОУКОСЬЮ УГЛЕРОДА	127
5	РАСЧЕТ СКОРОСТИ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ПОЛИМЕРНЫМ РАСТВОРОМ	129
6	ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕПЛОВЫХ МЕТОДОВ	132
7	РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ ГРП	141
	РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА	146

ЛЕКЦИЯ 1 КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

Классификация основных методов нефтеотдачи

ЛЕКЦИЯ 2 – ЗАВОДНЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ КАК МЕТОД ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении

Достигаемые значения нефтеотдачи пластов в зависимости от различных факторов показателей эффективности заводнения

Виды остаточных запасов нефти и её свойства

Показатели эффективности извлечения нефти из пластов при их заводнении

Системы разработки месторождения с использованием заводнения

ЛЕКЦИЯ 3 ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

 

Физико-химические методы регулирования охвата неоднородных пластов воздействием при заводнении

Методы повышения нефтеотдачи пластов на основе использования гелеобразующих композиций химреагентов

ЛЕКЦИЯ 4 ВЫТЕСНЕНИЕ НЕФТИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ КИСЛОТНЫХ И ЩЕЛОЧНЫХ РАСТВОРОВ

Гелеобразующие композиции на основе нефелина и соляной кислоты

Технология увеличения нефтеотдачи неоднородных пластов на основе использования отработанной щелочи

Трение

При проведении   гидроразрыва  до половины мощности механизмов, сосредоточенных на площадке, может затрачиваться на преодоление трения в НКТ. Некоторые жидкости проявляют большую силу трения, чем другие. Кроме того, трение тем выше, чем меньше диаметр труб. Учет трения жидкости и требования по расходу при проектировании гидроразрыва не менее важны, чем ограничение по давлению или совместимость с пластом. На основании информации по большому количеству гидроразрывов были составлены графики давления, которые помогут при проектировании энергетических потребностей процесса.

Безопасность

При выборе жидкости разрыва помимо опасности высокого давления, присутствующего при любом ГРП, следует учитывать также пожароопасность и токсичность жидкости.

 Удаление и определение количества жидкости.

Возврат скважины на добычу после гидроразрыва требует  тщательного планирования. Если давление на забое скважины недостаточно для того, чтобы скважина начала добывать сама, можно газифицировать жидкость, создав этим дополнительную знергию и понизив статическое давление. Некоторые жидкости разрыва, как жидкий CO2 или пены, удаляются очень быстро и с определением их объема.

Испытание на проницаемость

При выборе необходимых типов и размеров проппанта весьма важно определить его проницаемость. Прежде при    испытаниях проппантов применялись камеры радиальной фильтрации.Однако некоторые принципиальные сложности -явления, связанные с течениями, неподчиняющимися закону Дарси, и весьма низкие, не поддающиеся измерению, перепады давления не позволяли получать надежные результаты испытаний. Несовершенство радиальных камер привело к разработке линейных фильтрационных камер.        

Долговременная проницаемость.

Принципиальным недостатком методики АНИ является то, что она дает результаты только по кратковременной проницаемости. На промыслах было обнаруженно, что прогнозная добыча очень редко соответствовала фактической. Тому есть много причин, но главной причиной являлись чересчур оптимистические данные по кратковременной проницаемости, использованные при прогнозировании.

Типы проппантов

Первым материалом, который использовался для удержания трещины в раскрытом состоянии, был кремнистый песок. По мере развития технологии становилось ясно, что некоторые типы песка лучше других.

Кроме того, были созданы искусственные проппанты, пригодные для использования там, где естественные пески непригодны.

1) Керамические проппанты

Существует два типакерамических проппантов : агломерированный боксит и проппанты промежуточной прочности. Проницаемость последних близка к проницаемости агломерированного боксита, плотность же их ниже, чем у боксита, но чуть выше, чем у песка.

Агломерированный боксит - это высокопрочный проппант, разработанный компанией "Экссон продакшн рисерч". Изготавливают его из высококачественных импортных бокситовых руд. Процесс изготовления включает измельчение руды на   очень мелкие частицы, преобразование первичной руды в   сферические частицы нужного размера и обжиг их в печи  при достаточно высокой температуре, вызывающей процесс агломерации. Конечный продукт обычно содержит 85% Al2O3 . Остальные  15% составляют оксиды железа, титана и кремния. Удельная   плотность его 3,65 по сравнению с плотностью песка 2,65. Применяются агломерированные бокситы в основном в глубоких (глубже 3500 м) скважинах.

2) Керамики промежуточной плотности

Эти проппанты отличаются от агломерированных бокситов, прежде всего, своим составом. Содержание оксида алюминия в них ниже, содержание кремния - выше, а удельная плотность составляет 3,15. При давлениях до 80 Мпа   по проницаемости они близки к агломерированным бокситам. Поэтому в большинстве случаев, благодаря более низкой стоимости, ими заменяют бокситы.  

3) Керамики низкой плотности

Эти проппанты изготавливаются так же, как и другие керамики. Главное их отличие - состав. Они содержат 49% Al2O3  , 45% SiO2 , 2% TiO2 и следы других оксидов. Плотность этих проппантов равна 2,72 , то-есть они наиболее распространенные проппанты благодоря их цене, прочности плотности, близкой к плотности песка.

 

Время на проведение ГРП

Задача

Суточная добыча нефти Qн из элемента эксплуатационного объекта составляет 311,4 т, суточная добыча воды Qв составляет 104,2 т, суточнаядобыча газа Vг составляет 91970 ∙ 10³ м3, объемный коэффициент нефти bн равен 1,18, коэффициент растворимости газа в нефти α равен 7,7 м3/м3, плотность нефти ρн составляет 863 кг/м3, коэффициент сжимаемости газа Z равен 0,883, пластовое давление Pпл составляет 7,45 МПа, пластовая температура Тпл составляет 316,3 К, атмосферное давление P0 равно 0,1 МПа, коэффициент проницаемости пласта k равен 0,5・10-12 м2, перепад давления на забое ΔP равен 5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φ составляет 0,8, половина расстояния между нагнетательными скважинами R равна 400 м, радиус забоя скважины rс равен 0,075 м, вязкость воды μв равна 1 мПа・с. Определить количество воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.

 

Решение

1. Определяем объем нефти добываемой в пластовых условиях:

=425м³                             (1.1)                 

2. Определяем объем свободного газа в залежи, приведенный к

атмосферным условиям:

         V_св = V_г -  =91970 - =71270м³                      (1.2)

3. Определяем объем свободного газа в пластовых условиях:

 V_пл=

4. Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:

                V_св=  + V_пл + Q_в =425+976+104,2=1505,2 м³      (1.4)

5. Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в элемент эксплутационного объекта воды не менее указанного объёма. При K=1,2 –коэффициент избытка, потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объёма контурной воды):

 

                                           =VK=1505,2∙1,2=1806 м³/cym                          (1.5)

 

6. Определяем приемистость нагнетательных скважин:

q = = 0,0147м³/сек=1270м³/cym (1.6)

Варианты для самостоятельного решения

 

№	Qн	Qв	Vг	bн	a	ρн	Pпл	Tпл	k ∙10-12	∆P		R	re
1.	825	100	100000	1,5	8,8	890	8,9	350	1,8	1,1	0,9	600	0,164
2.	800	125	99980	1,49	8,7	888	8,85	349	1,75	1,2	0,89	590	0,162
3.	775	150	99960	1,48	8,6	886	8,8	348	1,7	1,3	0,88	580	0,16
4.	750	175	99940	1,47	8,5	884	8,75	347	1,65	1,4	0,87	570	0,158
5.	725	200	99920	1,46	8,4	882	8,7	346	1,6	1,5	0,86	560	0,156
6.	700	225	99900	1,45	8,3	880	8,65	345	1,55	1,6	0,85	550	0,154
7.	675	250	99880	1,44	8,2	878	8,6	344	1,5	1,7	0,84	540	0,152
8.	650	275	99860	1,43	8,1	876	8,55	343	1,45	1,8	0,83	530	0,15
9.	625	300	99840	1,42	8	874	8,5	342	1,4	1,9	0,82	520	0,148
10.	600	325	99820	1,41	7,9	872	8,45	341	1,35	2	0,81	510	0,146
11.	575	350	99800	1.4	7,8	870	8,4	340	1,3	2,1	0,8	500	0,144
12.	550	375	99780	1,39	7,7	868	8,35	339	1,25	2,2	0,79	490	0,142
13.	525	400	99760	1,38	7,6	866	8,3	338	1,2	2.3	0,78	480	0,14
14.	500	425	99740	1,37	7,5	864	8,25	337	1,15	2,4	0,77	470	0,138
15.	475	450	99720	1,36	7,4	862	8,2	336	1,1	2,5	0,76	460	0,136
16.	450	475	99700	1,35	7,3	860	8,15	335	1,05	2,6	0,75	450	0,134
17.	425	500	99680	1,34	7,2	858	8,1	334	1	2,7	0,74	440	0,132
18.	400	525	99660	1,33	7,1	856	8,05	333	0,95	2,8	0,73	430	0,13
19.	375	550	99640	1,32	7	854	8	332	0,9	2,9	0,72	420	0,128
20.	350	575	99620	1,31	6,9	852	7,95	331	0,85	3	0,71	410	0,126
21.	325	600	99600	1,3	6,8	850	7,9	330	0,8	3,1	0,7	400	0,124
22.	300	625	99580	1,29	6,7	848	7,85	329	0,75	3,2	0,69	390	0,122
23.	275	650	99560	1,28	6,6	846	7,8	328	0,7	3,3	0,68	380	0,12
24.	250	675	99540	1,27	6,5	844	7,75	327	0,65	3,4	0,67	370	0,118
25.	225	700	99520	1,26	6,4	842	7,7	326	0,6	3,5	0,66	360	0,116
26.	200	725	99500	1,25	6,3	840	7,65	325	0,55	3,6	0,65	350	0,114
27.	175	750	99480	1,24	6,2	838	7,6	324	0,5	3,7	0,64	340	0,112
28.	150	775	99460	1,23	6,1	836	7,55	323	0,45	3,8	0,63	330	0,11
29.	125	800	99440	1,22	6	834	7,5	322	0,4	3,9	0,62	320	0,108
30.	100	825	99420	1,21	5,9	832	7,45	321	0,35	4	0,61	310	0,106

 

 

Задача

Рассматривается прямолинейная фильтрация. В водонасыщенный участок пласта шириной b = 400м, толщиной h =15м, пористостью m = 0,25 и с расстоянием между нагнетательной и добывающей галереями l = 500м через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 500м3/сут. ПАВ сорбируется скелетом породы по закону Генри, формула которого имеет вид a(c)=αc, где α-коэффициент сорбции; α = 0,2 (см. рисунок 3.1). Определить скорость продвижения фронта сорбции ПАВ (фронта ПАВ).

Решение

Для определения скорости фронта ПАВ и распределения их концентрации в пласте используется уравнение материального баланса водного раствора ПАВ в первоначально водонасыщенном пласте [3]:

                                                 (2.1)

В начальный момент времени t = 0 в пласте при отсутствие в нагнетаемой воде ПАВ начальное условие примет вид:

c(x, 0) = 0

Начиная с момента времени t = 0 в пласт через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией закачки c = c0 . Таким образом, граничное условие будет иметь вид

c(0,t) = c₀

 

Решение задачи определяют по формулам

                                                (2.2)

 

                                                   (2.3)

Обозначим через скорость фильтрации из первого выражения (2.3) определяем скорость фронта сорбции

Ответ

Скорость продвижения фронта сорбции ПАВ составит 0,277 м/сут.

Варианты для самостоятельного решения

№			h,м	m, доли ед.	q, м3/сут	α, доли ед
1	400	200	14	0,23	350	0,32
2	450	200	8	0,21	400	0,30
3	500	200	16	0,27	450	0,28
4	550	200	10	0,19	300	0,34
5	600	200	12	0,25	500	0,26
6	400	250	8	0,25	400	0,34
7	450	250	16	0,23	450	0,32
8	500	250	10	0,21	500	0,30
9	550	250	12	0,27	350	0,26
10	600	250	14	0,19	300	0,28
11	400	300	16	0,19	500	0,28
12	450	300	10	0,25	300	0,26
13	500	300	12	0,23	350	0,34
14	550	300	14	0,21	450	0,30
15	600	300	16	0,27	400	0,32
16	400	350	10	0,27	450	0,28
17	450	350	12	0,19	500	0,30
18	500	350	14	0,25	300	0,30
19	550	350	8	0,23	400	0,28
20	600	350	16	0,21	350	0,30
21	400	400	12	0,21	300	0,30
22	450	400	14	0,27	350	0,28
23	500	400	8	0,19	400	0,26
24	550	400	16	0,25	500	0,32
25	600	400	10	0,23	450	0,34
26	650	450	12	0,21	400	0,32
27	700	450	14	0,23	350	0,26
28	750	450	8	0,25	500	0,34
29	800	450	16	0,26	400	0,32
30	850	450	6	0,25	350	0,30

Задача

В водонасыщенный участок пласта, имеющий rк = 200м и толщину h =10м и пористость m = 0,2, через центральную скважину радиусом rc=0,1м закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 250 м³/сут . ПАВ интенсивно сорбируются пористой средой по закону Генри. a(c) = α c , где α = 0,3.

Определить закон движения фронта ПАВ (фронта сорбции ПАВ) и время подхода его к линии отбора, расположенной на расстоянии r=r_к=200м от центральной нагнетательной скважины. Движение жидкостей в пласте считать плоско-радиальным, а жидкости несжимаемыми.

Решение

Положение фронта ПАВ в момент времени t после его закачки в нагнетательную скважину можно определить по соотношению (4.2). Рисунок 4.1 – Схема элемента пласта при плоско-радиальной фильтрации

Дифференцируя обе части уравнения (2.5) по t, определяется скорость продвижения фронта ПАВ

                                   (2.6)

Таким образом, скорость продвижения фронта ПАВ в случае плоско-радиальной фильтрации падает с течением времени убывает обратно пропорционально rф (t).

Определяется время подхода фронта ПАВ к линии отбора. Для этого подставляется в соотношение (2.2) значение rф(t)=r_к и обе части полученного равенства возводятся в квадрат

 

Ответ

Время подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора составит 3,58 года.

Варианты для самостоятельного решения

 

№			h,м	m, доли ед.	q, м3/сут	α, доли ед
1	400	200	14	0,23	350	0,32
2	450	200	8	0,21	400	0,30
3	500	200	16	0,27	450	0,28
4	550	200	10	0,19	300	0,34
5	600	200	12	0,25	500	0,26
6	400	250	8	0,25	400	0,34
7	450	250	16	0,23	450	0,32
8	500	250	10	0,21	500	0,30
9	550	250	12	0,27	350	0,26
10	600	250	14	0,19	300	0,28
11	400	300	16	0,19	500	0,28
12	450	300	10	0,25	300	0,26
13	500	300	12	0,23	350	0,34
14	550	300	14	0,21	450	0,30
15	600	300	16	0,27	400	0,32
16	400	350	10	0,27	450	0,28
17	450	350	12	0,19	500	0,30
18	500	350	14	0,25	300	0,30
19	550	350	8	0,23	400	0,28
20	600	350	16	0,21	350	0,30
21	400	400	12	0,21	300	0,30
22	450	400	14	0,27	350	0,28
23	500	400	8	0,19	400	0,26
24	550	400	16	0,25	500	0,32
25	600	400	10	0,23	450	0,34
26	650	450	12	0,21	400	0,32
27	700	450	14	0,23	350	0,26
28	750	450	8	0,25	500	0,34
29	800	450	16	0,26	400	0,32
30	850	450	6	0,25	350	0,30

Задача

В пласт, первоначально насыщенный водой с пористостью m = 0,2 и

имеющий размеры l = 500м, b = 30м, h = 10м, закачивается оторочка ПАВ с концентрацией с0 = 0,001 при расходе q = 400м3/сут. Оторочка проталкивается водой с тем же расходом q. ПАВ адсорбируется пористой средой по закону, формула которого имеет вид a(c) = α c , где α = 0,3. На стадии проталкивания оторочки водой происходит десорбция ПАВ (т.е. обратное растворение части адсорбированного ПАВ в проталкиваемой воде) [4]:

 

характеризует, необратимо сорбированное породой, количество ПАВ. Определить оптимальный объём оторочки ПАВ и время, необходимое для её создания. Оптимальным считать такой объём оторочки, который исчезает при подходе фронта ПАВ к линии отбора. Движение жидкостей считать прямолинейным, а сами жидкости- несжимаемыми.

 

Решение

На стадии создания оторочки ПАВ решение известно (см. задачу 3):

Считается, что в момент времени t = t* формирование оторочки закончилось и началась стадия проталкивания её по пласту водой, закачиваемой с расходом q. Уравнение распределения концентрации ПАВ в пласте на стадии проталкивания оторочки водой

 

В момент времени t = t* (момент окончания создания оторочки и начала проталкивания её водой) во всех сечениях пласта, через которые прошел фронт оторочки ПАВ, концентрация ПАВ будет равна концентрации закачки. Таким образом, начальное условие имеет вид

 

Начиная с момента времени t = t* оторочка будет проталкиваться водой, не содержашей ПАВ. Поэтому граничное условие примет вид

 

Начиная с момента времени t = t* оторочка будет проталкиваться водой, не содержашей ПАВ. Поэтому граничное условие примет вид

 

Получим

 

 

где υт – скорость тыла оторочки, определяемая по соотношению:

 

Характерное распределение концентрации ПАВ в пласте показано на

рисунке 5.2.

Рисунок 5.2 – Зависимость концентрации ПАВ в пласте при проталкивании оторочки раствора водой (случай линейных изотерм сорбции и десорбции

 

с – концентрация ПАВ, xф (t) и xт (t) – соответственно положение фронта и тыла оторочки ПАВ в момент времени t ПАВ от расстояния.

Движение жидкостей – прямолинейно-параллельное. Время * t созданияоторочки определяется по формуле:

 

 

Объем оторочки ПАВ при этом составит:

 

Ответ.

Для условий нашей задачи оптимальным является объем оторочки ПАВ, равный 15 % порового объема пласта Vпор.

 

Варианты задачи

 

№			h,м	m, доли ед.	q, м3/сут	α, доли ед
1	400	200	14	0,23	350	0,32
2	450	200	8	0,21	400	0,30
3	500	200	16	0,27	450	0,28
4	550	200	10	0,19	300	0,34
5	600	200	12	0,25	500	0,26
6	400	250	8	0,25	400	0,34
7	450	250	16	0,23	450	0,32
8	500	250	10	0,21	500	0,30
9	550	250	12	0,27	350	0,26
10	600	250	14	0,19	300	0,28
11	400	300	16	0,19	500	0,28
12	450	300	10	0,25	300	0,26
13	500	300	12	0,23	350	0,34
14	550	300	14	0,21	450	0,30
15	600	300	16	0,27	400	0,32
16	400	350	10	0,27	450	0,28
17	450	350	12	0,19	500	0,30
18	500	350	14	0,25	300	0,30
19	550	350	8	0,23	400	0,28
20	600	350	16	0,21	350	0,30
21	400	400	12	0,21	300	0,30
22	450	400	14	0,27	350	0,28
23	500	400	8	0,19	400	0,26
24	550	400	16	0,25	500	0,32
25	600	400	10	0,23	450	0,34
26	650	450	12	0,21	400	0,32
27	700	450	14	0,23	350	0,26
28	750	450	8	0,25	500	0,34
29	800	450	16	0,26	400	0,32
30	850	450	6	0,25	350	0,30

 

 

ЗАДАЧА 3.1

 

Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения соляно кислотной обработки призабойной зоны скважины, составьте план обработки. Данные приведены в таблице №5.

 

ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ К ЗАДАЧЕ 4.1

Вариант	1	2	3	4	5
длина пласта l (м)	420	300	350	400	600
ширина пласта b (м)	240	180	200	300	550
нефтенасыщенная толщина h0 (м)	17	10	19	24	29
Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения η2	0,77	0,8	0,69	0,85	0,71
Пористость m	0,20	0,25	0,23	0,22	0,18
вязкость нефти в пластовых условиях μН (Па∙с)	5∙    10-3	2∙      10-3	3∙    10-3	8∙10-3	1∙10-3
вязкость углекислого газа в пластовых условиях μу (Па∙с)	0,05∙10-3	0,05∙10-3	0,05∙10-3	0,05∙10-3	0,05∙10-3
насыщенность связанной водой sCB	0,07	0,06	0,05	0,08	0,077
Содержание смол и асфальтенов в нефти	22%	18%	16%	24%	12%

Требуется определить объем оторочки углекислоты V_ОТ исходя из того условия, что к моменту подхода к концу пласта х = l середины области смешения СО₂ и нефти в пласте не остается чистой двуокиси углерода.

Задача 5.1

Рассмотрим эффективность применения полимерного вытеснения нефти из пласта:

Из пласта длиной l = 200 м, шириной b = 400 м и толщиной, охваченной процессом вытеснения, h =20 м вытесняется нефть водным раствором полиакриламида. Вязкость нефти в пласто­вых условиях µ_н=7∙10^-3 Па∙с, вязкость воды µ_в= 10^-3 Па∙с , пористость пла­ста m = 0,2; s_св=0,05. Параметр изотермы сорбции Генри а=0,25 м³/м³.

Принимаем, что относительные проницаемости для нефти и воды как при вытеснении нефти водным раствором полимеров, так и чистой водой линейно зависят от водонасыщен­ности (рисунок 2.9), причем, согласно лабораторным экспериментальным данным S_* = 0,65; S_** = 0,7.

Расход закачиваемой в пласт воды q =800 м³/сут. Определим время t _∙ подхода к концу пласта (x = l) нефтяного вала х_∙, считая, что вытеснение нефти водой и водным раствором полимеров происходит поршневым образом.

Положим S₁=S_**=0,7; S₃=S_*=0,65. Следовательно конечная нефтеотдача при применении водного раствора полимеров возрастает на 5% по сравнению с неф­теотдачей при обычном заводнении.

Определим скорость фильтрации воды:

 ,        (5.3)

Отношение скорости фронта сорбции w_сор к скорости фильтрации v равно:  

 ,                 (5.4)

Отсюда w_сор= 0,1447∙10^-5∙0,242 = 0,35∙10^-6 м/с.

 

=  ≈ 50,51, (5.5)

Относительная проницаемость: 1 – для нефти при вытеснении ее водой; 2 – для нефти при вытеснении ее водным раствором полиакриламида; 3 – для воды; 4 – для водного раствора ПАВ

Рисунок 5.2. - Зависимость относительных проницаемостей (k ) для нефти и воды, а также для и нефти и водного раствора полиакриламида от водонасыщенности (S)

 

После подстановки цифровых значений величин, входящих в правую часть уравнения , получим:

 ,                    (5.6)  

Таким образом:

 ,                                (5.7)

Отсюда S₂ = 0,627. Следовательно скорость движения в области смешивания нефти и полимерного раствора:

,         (5.8)

Для того чтобы фронт вытеснения нефти преодолел длину пласта потребуется:         (5.9)

За это время в пласт будет закачано 1,667∙10⁶ м³                                           (800 м³/сут.∙5,71года∙365 дней в году) водного раствора полиакриламида. При концентрации полимера в воде 0,5 кг на 1 м³ в пласт будет введено 835 тонн полиакиламида.

ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ К ЗАДАЧЕ 5.1

Вариант	1	2	3	4	5
длина пласта l (м)	420	300	350	400	600
ширина пласта b (м)	240	180	200	300	550
нефтенасыщенная толщина h (м)	17	25	29	37	31
Пористость m	0,20	0,25	0,21	0,18	0,25
вязкость нефти в пластовых условиях μН (Па∙с)	8∙10-3	14∙10-3	23∙10-3	30∙10-3	32∙10-3
Расход закачиваемого в пласт водного раствора ПАА       q (м3/сут)	450	600	700	850	820
насыщенность связанной водой sCB	0,07	0,06	0,05	0,08	0,077
Параметр изотермы сорбции Генри а (м3/м3)	0,25	0,24	0,22	0,27	0,20

Определить основные параметры вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАА: (скорость фильтрации, отношение скорости фронта сорбции к скорости фильтрации, скорость движения в области смешивания нефти и полимерного раствора, время прохождения водного раствора ПАА по длине пласта, объем закачивания водного раствора ПАА в нефтяной пласт)

Задача6.1

В нагнетательную скважину закачивается теплоноситель – горячая вода. Глубина скважины Η=1300м; геотермический градиент Гт=0,01°С; диаметр скважины dc=0,168м; расход закачиваемой в пласт воды qв=500м3/сут; температура воды на устье Ту=180 °С. Теплопроводность окружающих скважину пород λоп=2,33Вт/(м・К); температуропроводность пород χоп=8,55・10-7 м2/с; плотность воды ρв=10³ кг/м3; теплоемкость воды св=4,2кДж/(кг・К). На некоторой глубине под землей имеется некоторый слой пород, называемый нейтральным, в котором температура не зависит от климатических условий на поверхности. Температура нейтрального слоя θ0 = 10 °С. Требуется определить температуру Тз на забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды.

 

Решение

Температуру воды на забое скважины определяем по формуле А. Ю.

Намиота:

(6.1)

Где

При выводе формулы (6.1) предполагалось, что теплопроводность окружающих пород в направлении, перпендикулярном к оси скважины, равна реальной, а в направлении, параллельном ее оси, - нулю. Подставив исходные данные, получим

 

 

Ответ

Температура на забое нагнетательной скважины через один год после

начала закачки в пласт горячей воды будет равна 146,7oC.

 

Варианты для самостоятельного решения задачи 6.1

№	H
1	1900	0,03	0,168	500	250	2,33	8,55		4,2	39
2	1900	0,03	0,168	490	245	2,33	8,5		4,2	38
3	1900	0,03	0,168	480	240	2,33	8,45		4,2	37
4	1800	0,03	0,168	470	235	2,33	8,4		4,2	36
5	1800	0,03	0,168	460	230	2,33	8,35		4,2	35
6	1800	0,03	0,168	450	225	2,3	8,3		4,2	34
7	1700	0,025	0,168	440	220	2,3	8,25		4,2	33
8	1700	0,025	0,168	430	215	2,3	8,2		4,2	32
9	1700	0,025	0,168	420	210	2,3	8,15		4,2	31
10	1600	0,025	0,168	410	205	2,3	8,1		4,2	30
11	1600	0,025	0,110	400	200	2,22	8,05		4,2	29
12	1600	0,025	0,110	390	195	2,22	8		4,2	28
13	1500	0,02	0,110	380	185	2,22	7,95		4,2	27
14	1500	0,02	0,110	370	180	2,22	7,9		4,2	26
15	1500	0,02	0,110	360	175	2,22	7,85		4,2	25
16	1400	0,02	0,110	350	170	2,2	7,8		4,2	24
17	1400	0,02	0,110	340	165	2,2	7,75		4,2	23
18	1400	0,02	0,110	330	160	2,2	7,7		4,2	22
19	1300	0,015	0,110	320	155	2,2	7,65		4,2	21
20	1300	0,015	0,110	310	150	2,2	7,6		4,2	20
21	1300	0,015	0,124	300	145	2,12	7,55		4,2	19
22	1200	0,015	0,124	290	140	2,12	7,5		4,2	18
23	1200	0,015	0,124	280	135	2,12	7,45		4,2	17
24	1200	0,015	0,124	270	130	2,12	7,4		4,2	16
25	1100	0,01	0,124	260	125	2,12	7,35		4,2	15
26	1100	0,01	0,124	250	120	2,1	7,3		4,2	14
27	1100	0,01	0,124	240	115	2,1	7,25		4,2	13
28	1000	0,01	0,124	230	110	2,1	7,2		4,2	12
29	1000	0,01	0,124	220	105	2,1	7,15		4,2	11
30	1000	0,01	0,124	210	100	2,1	7,1		4,2	10

Задача 6.2

С целью повышения нефтеотдачи пласта в нагнетательную скважину закачивается пар. Глубина скважины Η=250м; диаметр скважины dc=0,143м; темп нагнетания пара qп=500т/сут; степень сухости пара на устье Ху=0,8; температура пара Тп=250°С; средняя начальная температура в скважине Тср=15°С; скрытая теплота парообразования ξп=1750кДж/кг; теплопроводность окружающих скважину пород λоп=8,1Вт/(м・К); температуропроводность окружающих скважину пород χоп=2,89・10-6 м2/с. Требуется определить степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после начала закачки.

Решение

Степень сухости пара на забое нагнетательных скважин можно

вычислить, используя следующую зависимость:

                                                                 (6.2)

Х з— степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через время t.

Тогда

Подставив в формулу соответствующие значения, получим

Ответ

Степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после

начала закачки будет равна 0,747.

 

Варианты для самостоятельного решения задачи 6.2

№	H						,
1	650	0,93	0,168	500	250	8,55	2,33	39	2450
2	650	0,93	0,168	490	245	8,5	2,33	38	2400
3	650	0,93	0,168	480	240	8,45	2,33	37	2350
4	600	0,93	0,168	470	235	8,4	2,33	36	2300
5	600	0,93	0,168	460	230	8,35	2,33	35	2250
6	600	0,93	0,168	450	225	8,3	2,3	34	2200
7	550	0,92	0,168	440	220	8,25	2,3	33	2150
8	550	0,92	0,168	430	215	8,2	2,3	32	2100
9	550	0,92	0,168	420	210	8,15	2,3	31	2050
10	500	0,92	0,168	410	205	8,1	2,3	30	2000
11	500	0,92	0,110	400	200	8,05	2,22	29	1950
12	500	0,92	0,110	390	195	8	2,22	28	1900
13	450	0,82	0,110	380	185	7,95	2,22	27	1850
14	450	0,82	0,110	370	180	7,9	2,22	26	1800
15	450	0,82	0,110	360	175	7,85	2,22	25	1750
16	400	0,82	0,110	350	170	7,8	2,2	24	1700
17	400	0,82	0,110	340	165	7,75	2,2	23	1650
18	400	0,82	0,110	330	160	7,7	2,2	22	1600
19	350	0,85	0,110	320	155	7,65	2,2	21	1550
20	350	0,85	0,110	310	150	7,6	2,2	20	1500
21	350	0,85	0,124	300	145	7,55	2,12	19	1450
22	300	0,85	0,124	290	140	7,5	2,12	18	1400
23	300	0,85	0,124	280	135	7,45	2,12	17	1350
24	300	0,85	0,124	270	130	7,4	2,12	16	1300
25	250	0,8	0,124	260	125	7,35	2,12	15	1250
26	250	0,8	0,124	250	120	7,3	2,1	14	1200
27	250	0,8	0,124	240	115	7,25	2,1	13	1150
28	200	0,8	0,124	230	110	7,2	2,1	12	1100
29	200	0,8	0,124	220	105	7,15	2,1	11	1050
30	200	0,8	0,124	210	100	7,1	2,1	10	1000

Задача 6.3

Нефтяная залежь разрабатывается с применением метода нагнетания пара. Система расстановки скважин – площадная. Темп закачки пара в одну нагнетательную скважину qп=287,7 т/сут; степень сухости пара на забое нагнетательной скважины Хз=0,6; скрытая теплота испарения ξп=1250кДж/кг; теплоемкость горячей воды св=4,2 кДж/(кг-К); температура пара Тп=340 °С; толщина пласта h = 45 м; коэффициент охвата пласта процессом по толщине η2=0,8; начальная температура пласта Т0=25 °С; теплопроводность пласта и окружающих его пород λпл=  λоп=  2,205 Вт/(м・К); плотность пласта и окружающих его пород ρпл = ρоп = 2600 кг/м3; теплоемкость пласта и окружающих его пород спл = соп = 0,85 кДж/(кг・К).

 

Рассчитать площадь нагретой части пласта в одном элементе системы расстановки скважин через 1 год после начала нагнетания пара.

 

Решение

Площадь прогретой части пласта определим по формуле Маркса-

Лангенхейма:

                                               (6.3)

где qт – темп подачи тепла в пласт, кДж/с;

                             (6.4)

                                            (6.4)

(6.6)

В методике Маркса-Лангенхейма использовали следующие допущения.

1. Теплопроводность пласта в направлении, параллельном напластованию, равна нулю, а в перпендикулярном - бесконечности.

2. Теплопроводность окружающих пород перпендикулярно к пласту равна реальной теплопроводности пород, а параллельно пласту – нулю.

Подставив исходные данные в формулы, получим

ΔP=340-25-315⁰C

 

q_m=3,33∙0,6∙1250+3,33∙4,2∙315=6902кДж/с

Тогда

Ответ

Площадь нагретой части пласта в одном элементе системы расстановки скважин через 1 год после начала нагнетания пара составит 6949 м².

 

Варианты для самостоятельного решения задачи 6.3

№	h
1	65	0,83	0,868	500	250	3,55	2330	39	2450	4,2	0,8
2	60	0,83	0,868	490	245	3,5	2330	38	2400	4,2	0,79
3	55	0,83	0,868	480	240	3,45	2330	37	2350	4,2	0,78
4	60	0,83	0,868	470	235	3,4	2330	36	2300	4,2	0,77
5	60	0,83	0,868	460	230	3,35	2330	35	2250	4,2	0,076
6	60	0,83	0,868	450	225	3,3	2330	34	2200	4,2	0,75
7	55	0,72	0,868	440	220	3,25	2330	33	2150	4,2	0,74
8	55	0,72	0,868	430	215	3,2	2330	32	2100	4,2	0,73
9	55	0,72	0,868	420	210	3,15	2330	31	2050	4,2	0,72
10	50	0,72	0,868	410	205	3,1	2330	30	2000	4,2	0,71
11	50	0,72	0,810	400	200	3,05	2220	29	1950	4,2	0,70
12	50	0,72	0,810	390	195	3	2220	28	1900	4,2	0,69
13	45	0,62	0,810	380	185	3,95	2220	27	1850	4,2	0,68
14	45	0,62	0,810	370	180	2,9	2220	26	1800	4,2	0,67
15	45	0,62	0,810	360	175	2,85	2,22	25	1750	4,2	0,66
16	40	0,62	0,810	350	170	2,8	2200	24	1700	4,2	0,65
17	40	0,62	0,810	340	165	2,75	2200	23	1650	4,2	0,64
18	40	0,62	0,810	330	160	2,7	2200	22	1600	4,2	0,63
19	35	0,55	0,810	320	155	2,65	2200	21	1550	4,2	0,62
20	35	0,55	0,810	310	150	2,6	2200	20	1500	4,2	0,61
21	35	0,55	0,824	300	145	2,55	2120	19	1450	4,2	0,60
22	30	0,55	0,824	290	140	2,5	2120	18	1400	4,2	0,59
23	30	0,55	0,824	280	135	2,45	2120	17	1350	4,2	0,58
24	30	0,55	0,824	270	130	2,4	2120	16	1300	4,2	0,57
25	25	0,5	0,824	260	125	2,35	2120	15	1250	4,2	0,56
26	25	0,5	0,824	250	120	2,3	2100	14	1200	4,2	0,55
27	25	0,5	0,824	240	115	2,25	2100	13	1150	4,2	0,54
28	20	0,5	0,824	230	110	2,2	2100	12	1100	4,2	0,53
29	20	0,5	0,824	220	105	2,15	2100	11	1050	4,2	0,52
30	20	0,5	0,824	210	100	2,1	2100	10	1000	4,2	0,51

Задача 7.1

Рассчитать давление ГРП для условий указанных в таблице соответствующего варианта.

Таблица 7.1 – Числовые данные условий по вариантам

№ Варианта	H , км	PПЛ, МПа	L тр, м	g , Дж/м2	Кпр, мм2
1	1,7	15	0,1	400	26
2	1,8	15,5	1,0	420	250
3	1,9	16	2,5	440	500
4	2,0	16,5	5,0	460	750
5	2,1	17	7,5	480	900
6	2,2	17,5	10,0	500	17
7	2,3	18	12,5	530	300
8	2,4	18,5	0,1	560	600
9	2,5	19	1,0	590	850
10	2,6	19,5	2,5	600	950

Коллекторе

Гидродинамическая система пласт-трещина моделируются как двухпроницаемая система: трещина – высокопроницаемая система (ВПС), пласт – низкопроницаемая система (НПС), форма трещины представлена на рисунке 2.1. Из пласта флюид перетекает в трещину, а из трещины к забою скважины, следовательно, определяющим параметром эксплуатации скважин после ГРП является приток флюида Q из НПС в ВПС.

Приток жидкости определяется по формуле:

 

                                                                                        (7.4)

 

где: S – площадь полутрещины;

V – скорость перетока из пласта в трещину, определяется по формуле:

 

 

                    V=2                                     (7.5)

Где                                                      

                                               (7.6)

 

k₂-коэффициент проницаемости пласта; μ динамическая вязкость флюида;          χ - коэффициент пьезопроводности пласта; L – размер зоны дренирования, зависящий от строения залежи; P0 – давление на границе залежи; P1(x,t) – давление в трещине, t1 – время достижения границы зоны дренирования.

 

                                                (7.7)

 

Будем считать, что фильтрация в пласте и в трещине прямолинейно- параллельная. Пусть давление в трещине распределяется по закону:

 

                             (7.8)

где: l – длина трещины. Высота трещины изменяется по закону:

 

                                                       (7.9)

 

где: h(x) – высота трещины в произвольном сечении, h 2 – высота трещины на забое скважины, h 1 – высота окончания трещины.

Рисунок 7.1 – Форма трещины  ГРП.

 

                                                                                              (7.10)

 

Подставляя (2.2), (2.4), (2.5), (2.6) в (2.1), после интегрирования получим

 

При t≤t 1 экспонента равна единице, t 1 - время достижения давления в НПС. Формула (2.8) справедлива для определения дебита после ГРП в замкнутой залежи. В случае незамкнутой залежи экспонента равна 1. С ростом t дебит скважины уменьшается.

Задача 7.2

Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5м, расположенных вертикально друг над другом: L=200 м, k1=25 мД = 25×10^-15 м² – проницаемость первого прослоя,                      k2=5 мД=5×10^-15м² – проницаемость второго прослоя, β*=1,5∙10^-10 1/Па коэффициент упругоемкости пласта), μ=2∙10^-3 Па∙с, h1=8 м, h2=10 м,               Р 0=24 МПа, Р с=12 МПа, l= 60 м. Указание: при подсчете дебитов по формуле (2.8) учесть, что прослоев два; определить коэффициенты пьезопроводности для каждого пропластка, параметры λ1 и значения t 1 – времен достижения границы зоны дренирования.

Ответ

Для первого высокопроницаемого прослоя Q 1=72,6м3/сут., для второго Q 2=14,5м3/сут. при условии t<=t1=0,44 cут. Суммарный дебит равен 87,1м3/сут.

 

Варианты для самостоятельного решения задачи 7.2

№	L	k1	k2	β	μ	h1	h2	P0	Pc
1.	100	15	3	0,5	0,3	1	10	25,5	10	79
2.	110	16	4	0,6	0,4	1,2	10,1	25,6	10,1	79
3.	120	17	5	0,7	0,5	1,4	10,2	25,7	10,2	78
4.	130	18	6	0,8	0,6	1,6	10,3	25,8	10,3	77
5.	140	19	7	0,9	0,7	1,8	10,4	25,9	10,4	76
6.	150	20	8	1	0,8	2	10,5	26	10,5	75
7.	160	21	9	1,1	0,9	2,2	10,6	26,1	10,6	74
8.	170	22	10	1,2	1	2,4	10,7	26,2	10,7	73
9.	180	23	11	1,3	1,1	2,6	10,8	26,3	10,8	72
10.	190	24	12	1,4	1,2	2,8	10,9	26,4	10,9	71
11.	200	25	13	1,5	1,3	3	11	26,5	11	70
12.	210	26	14	1,6	1,4	3,2	11,1	26,6	11,1	69
13.	220	27	15	1,7	1,5	3,4	11,2	26,7	11,2	68
14.	230	28	16	1,8	1,6	3,6	11,3	26,8	11,3	67
15.	240	29	17	1,9	1,7	3,8	11,4	26,9	11,4	66
16.	250	30	18	2	1,8	4	11,5	27	11,5	65
17.	260	31	19	2,1	1,9	4,2	11,6	27,1	11,6	64
18.	270	32	20	2,2	2	4,4	11,7	27,2	11,7	63
19.	280	33	21	2,3	2,1	4,6	11,8	27,3	11,8	62
20.	290	34	22	2,4	2,2	4,8	11,9	27,4	11,9	61
21.	300	35	23	2,5	2,3	5	12	27,5	12	60
22.	310	36	24	2,6	3,4	5,2	12,1	27,6	12,1	59
23.	320	37	25	2,7	2,5	5,4	12,2	27,7	12,2	58
24.	330	38	26	2,8	2,6	5,6	12,3	27,8	12,3	57
25.	340	39	27	2,9	2,7	5,8	12,4	27,9	12,4	56

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1. Иванов С.И. Интенсификация притока нефти и газа к скважинам/              С.И. Иванов – М.: «Недра-Бизнесцентр», 2006 – 565с.

2. Лушпеев В.А., Основы разработки нефтяных и газовых месторождений/ В.А. Лушпеев, В.М. Мешков, Г.К. Ешимов – Тюмень, 2011. – 245с

3. Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов/  М. Л. Сургучев – М.: Недра, 1985. – 308с.

4. Сучков Б.М. Добыча нефти из карбонатных коллекторов /  Б.М. Сучков   – Москва-Ижевск: «Регулярная и хаотическая динамика», 2005. – 688 с.

5. Юшков И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений : учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк,                П.Ю. Илюшин. – Пермь: «ПНИПИ», 2013. – 177 с.

Базы данных, информационно-справочные и поисковые системы

1. http://educon.tsogu.ru- система поддержки дистанционного обучения.

2. http://elib.tsogu.ru/ - электронная библиотечная система eLib.

3. http://educon.tsogu.ru – электронная библиотечная система издательство «Лань»

 

Учебное издание

 

 

Янукян Арам Погосович

 

 

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

12345678910Следующая ⇒

Поделиться: