Методы повышения нефтеотдачи

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Методические указания

По дисциплине «Методы повышения нефтеотдачи»

для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ студентов по специальности 130503.65 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», направления бакалавриата 131000.62 «Нефтегазовое дело» и направлений магистратуры 130500.68 «Нефтегазовое дело», 131000 «Нефтегазовое дело»

Составители: Коротенко В.А., Штурн Л.В., Дегтярев В.А.

Тюмень 2012

Содержание

Введение

1. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин

2. Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном коллекторе

3. Расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации

4. Расчет времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора

5. Расчет оптимального объема оторочки ПАВ для галереи

6. Расчет температуры на забое нагнетательной скважины при закачке в пласт горячей воды

7. Определение степени сухости пара на забое нагнетательной скважины

8. Расчет площади прогретой части пласта при закачке в нагнетательную скважину пара

Критерии оценки работы студентов

Литература

Введение

При разработке каждого месторождения нефти основной задачей является увеличение добычи нефти. Эта задача стоит при разработке как новых, так и при эксплуатации старых истощенных месторождений. Под истощением обычно понимается уменьшение первоначальных запасов пластовой энергии, сопровождаемой снижением пластового давления. Внедрение заводнения на вновь вводимых в разработку объектах определяется как первичный метод повышения нефтеотдачи (МПН). Мероприятия, производимые для извлечения остаточных запасов нефти из истощенных (старых) залежей посредством заводнения, называются вторичными методами добычи нефти. При разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость, неоднородность пластов, переслоенных непроницаемыми прослоями и др.) заводнение на определенном этапе становится малоэффективным. Мероприятия (технологии) по извлечению остаточных запасов нефти из заводненных зон называют третичными методами добычи нефти [1], к которым относятся физико-химические, гидродинамические, тепловые и другие методы.

В данных методических указаниях рассмотрены некоторые из МПН. На конкретных задачах приведены примеры расчетов рассмотренных технологических параметров.

Цель. Научить студентов методикам расчета для последующего применения в курсовых, дипломных работах, в будущей производственной деятельности.

Составлены варианты для самостоятельной работы студентов.

В результате обучения дисциплин студент должен:

Знать: современные методы интенсификации притока и методы увеличения нефтеотдачи; физические и химические процессы, происходящие в призабойной зоне пласта и в нефтяной залежи, при применении методов повышения нефтеотдачи.

Уметь: различать методы интенсификации притока и методы увеличения нефтеотдачи; уметь выбирать необходимые методы повышения нефтеотдачи, исходя из геолого-физических, технологических, материально-технических и экономических условий.

1. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин

Основным методом увеличения нефтеотдачи является заводнение как на вновь вводимых в разработку объектах, так на истощенных месторождениях. Вследствие выработки запасов нефти пластовое давление в залежи падает, депрессия на забоях и дебит добывающих скважинах уменьшается. Для поддержания пластового давления применяются различные виды заводнения.

Задача

Суточная добыча нефти Qн из элемента эксплуатационного объекта составляет 311,4 т, суточная добыча воды Qв составляет 104,2 т, суточная добыча газа Vг составляет 91970 м3, объемный коэффициент нефти bн равен 1,18, коэффициент растворимости газа в нефти б равен 7,7 м3/м3, плотность нефти сн 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 ДP равен 5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины ц 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:

(1.1)

2. Определяем объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям:

(1.2)

3. Определяем объем свободного газа в пластовых условиях:

(1.3)

4. Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:

(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):

(1.5)

6. Определяем приемистость нагнетательных скважин:

. (1.6)

Варианты

№	Qн	Qв	Vг	bн	б	сн	Pпл	Тпл	k ·10-12	ДP	ц	R	rс
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

Определить коэффициент обводненности продукции.

2. Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном 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:

(2.1)

где: S - площадь полутрещины;

V - скорость перетока из пласта в трещину, определяется по формуле[2,3]:

(2.2)

где , k2- коэффициент проницаемости пласта; - динамическая вязкость флюида; - 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.

(2.3)

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

; (2.4)

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

(2.5)

где: h(x) - высота трещины в произвольном сечении, h2 - высота трещины на забое скважины, h1 - высота окончания трещины.

Рис. 2.1 Форма трещины от ГРП

(2.6)

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

(2.7)

При t?t1 экспонента равна единице, t1 - время достижения давления в НПС. Формула (2.7) справедлива для определения дебита после ГРП в замкнутой залежи. В случае незамкнутой залежи экспонента равна 1. С ростом t дебит скважины уменьшается.

Задача

Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5м, расположенных вертикально друг над другом: L=200 м, k1=25 мД = =2510-15 м2 - проницаемость первого прослоя, k2=5 мД=510-15м2 - проницаемость второго прослоя, в*=1,5•10-10 1/Па (коэффициент упругоемкости пласта), м=2•10-3 Па•с, h1=8 м, h2=10 м, Р0=24 МПа, Рс=12 МПа, l = 60 м. Указание: при подсчете дебитов по формуле (2.7) учесть, что прослоев два; определить коэффициенты пьезопроводности для каждого пропластка, параметры л1 и значения t1 - времен достижения границы зоны дренирования.

Ответ

Для первого высокопроницаемого прослоя Q1=72,6м3/сут., для второго Q2=14,5м3/сут. при условии t<=t1=0,44 cут. Суммарный дебит равен 87,1м3/сут.

Варианты задачи

№	L	k1	k2	в*	м	h1	h2	Р0	Рс	l
1.	100	15	3	0,5	0,3	1	10	25,5	10	80
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	2,4	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

Построить график изменения дебита скважины.

3. Расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации

При проектировании и разработки месторождений с целью увеличения нефтеотдачи применяются водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые закачивают в нагнетательные скважины с определенной концентрацией. В процессе продвижения оторочки водного раствора ПАВ к добывающим скважинам часть ПАВ сорбируется (осаждаются) на поверхности поровых каналов. Количество сорбируемого вещества можно определить пользуясь законом Генри, формула которого имеет вид a(c)=бc, где б-коэффициент сорбции, определяемый экспериментально, с - концентрация.

Задача

Рассматривается прямолинейная фильтрация. В водонасыщенный участок пласта шириной м, толщиной м, пористостью 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)=бc, где б-коэффициент сорбции; б = 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]:

(3.1)

Для решения задачи нужно записать начальное и граничное условия.

Рисунок 3.1 Элемент прямолинейного пласта

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

c(x, 0) = 0. (3.2)

Начиная с момента времени t = 0 в пласт через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией закачки .

Таким образом, граничное условие будет иметь вид

c(0,t) = c0 (3.3)

Решение задачи (3.1)-(3.3) определяют по формулам

c(x,t) = c0,

c(x,t) = 0, (3.4)

Обозначим через скорость фильтрации из первого выражения (3.4) определяем скорость фронта сорбции

или ; (3.5)

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

Варианты задачи

№	l, м	b, м	h, м	m, доли ед.	q, м3/сут	б, 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	8	0,27	400	0,32
16	400	350	10	0,27	450	0,26
17	450	350	12	0,19	500	0,34
18	500	350	14	0,25	300	0,32
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

Вопрос: почему скорость сорбции больше скорости фильтрации?

4. Расчет времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора

В этом разделе рассматривается закачка водного раствора ПАВ в нагнетательную скважину, расположенную в центре элемента эксплуатационного участка, например пятиточечная система заводнения. Вытеснение нефти водным раствором ПАВ описывается посредством уравнений плоско-радиальной фильтрации. Для получения уравнения, описывающего распределения концентрации ПАВ в пласте используется уравнения материального баланса также рассматривается элемент пласта [3] рис.4.1.

Рисунок 4.1 Схема элемента пласта при плоско-радиальной фильтрации

Искомое равнение имеет вид:

(4.1)

Задаваясь начальным и граничным условиями, после некоторых математических преобразований получим выражение для фронта сорбции

(4.2)

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 (рис. 4.1). ПАВ интенсивно сорбируются пористой средой по закону Генри.

, где .

Определить закон движения фронта ПАВ (фронта сорбции ПАВ) и время подхода его к линии отбора, расположенной на расстоянии м 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).

Дифференцируя обе части уравнения (4.2) по t, определяется скорость продвижения фронта ПАВ

(4.3)

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 (4.2) значение rф(t)=rК и обе части полученного равенства возводятся в квадрат

года.

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

Варианты задачи

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

Нарисовать графики изменения скорости сорбции, скорости фильтрации и истинной скорости.

5. Расчет оптимального объема оторочки ПАВ для галереи

При закачке водного раствора ПАВ происходит не только сорбирование ПАВ на поверхности поровых каналов, но и обратный процесс - десорбция, растворение сорбированных ПАВ в воде. В рассматриваем разделе считается, что сорбция и десорбция подчиняются закону Генри [4], рисунок 5.1. При решении задач используются уравнения и соотношения, полученные в разделе 3.

Рисунок 5.1 График зависимости сорбции (1) и десорбции (2) ПАВ пористой породой (случай линейной изотермы сорбции и десорбции), - количество ПАВ, необратимо сорбированного породой

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 м3/сут. Оторочка проталкивается водой с тем же расходом q. ПАВ адсорбируется пористой средой по закону, формула которого имеет вид , где . На стадии проталкивания оторочки водой происходит десорбция ПАВ (т.е. обратное растворение части адсорбированного ПАВ в проталкиваемой воде) [4]:

, где ;

характеризует, необратимо сорбированное породой, количество ПАВ (рисунок 5.1).

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):

где .

Считается, что в момент времени 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

(5.1)

В момент времени (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

(5.2)

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

, (5.3)

Решая уравнение (5.1) с начальным и граничным условиями (5.2),(5.3), получим

(5.4)

где хт - скорость тыла оторочки, определяемая по соотношению:

(5.5)

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 ПАВ) от расстояния

с - концентрация ПАВ, x_ф (t) и x_т (t) - соответственно положение фронта и тыла оторочки ПАВ в момент времени t

Движение жидкостей - прямолинейно-параллельное. Время создания оторочки определяется по формуле:

метод повышение нефтеотдача

(5.6)

года.

Объем оторочки ПАВ при этом составит:

(5.7)

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

Варианты задачи

№	l, м	b, м	h, м	m, доли ед.	q, м3/сут	б, доли ед
1	2	3	4	5	6	7
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	8	0,27	400	0,32
16	400	350	10	0,27	450	0,26
17	450	350	12	0,19	500	0,34
18	500	350	14	0,25	300	0,32
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	500	250	16	0,19	300	0,26
27	550	300	12	0,25	400	0,28
28	600	300	14	0,23	350	0,28
29	400	300	8	0,21	300	0,26
30	450	300	16	0,27	350	0,34

6. Расчет температуры на забое нагнетательной скважины при закачке в пласт горячей воды

К тепловым методом увеличения нефтеотдачи относится закачка в пласт теплоносителя (горячей воды или пара). Засчет превышения температуры закачиваемого теплоносителя над пластовой температурой происходит передача тепла пластовым флюидам. Динамическая вязкость нефти снижается, увеличивается ее подвижность, глобулы нефти, «прилипшие» к поверхности поровых каналов, отрываются. Происходит тепловое расширение коллектора, нефти, воды, и что и ведет к увеличению нефтеотдачи.

Задача

В нагнетательную скважину закачивается теплоноситель - горячая вода. Глубина скважины З=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 лоп=2,33Вт/(м·К); температуропроводность пород чоп=8,55·10-7 м2/с; плотность воды св=103кг/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 и0 = 10 °С. Требуется определить температуру Тз на забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды[4] .

Решение

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

, (6.1)

; (6.2)

. (6.3)

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 146,7єC.

Варианты задачи

№	З	Гт	dc	qв	Ту	лоп	чоп, 10-7	св	св	и0
1	1900	0,03	0,168	500	250	2,33	8,55	103	4,2	39
2	1900	0,03	0,168	490	245	2,33	8,5	103	4,2	38
3	1900	0,03	0,168	480	240	2,33	8,45	103	4,2	37
4	1800	0,03	0,168	470	235	2,33	8,4	103	4,2	36
5	1800	0,03	0,168	460	230	2,33	8,35	103	4,2	35
6	1800	0,03	0,168	450	225	2,3	8,3	103	4,2	34
7	1700	0,025	0,168	440	220	2,3	8,25	103	4,2	33
8	1700	0,025	0,168	430	215	2,3	8,2	103	4,2	32
9	1700	0,025	0,168	420	210	2,3	8,15	103	4,2	31
10	1600	0,025	0,168	410	205	2,3	8,1	103	4,2	30
11	1600	0,025	0,110	400	200	2,22	8,05	103	4,2	29
12	1600	0,025	0,110	390	195	2,22	8	103	4,2	28
13	1500	0,02	0,110	380	185	2,22	7,95	103	4,2	27
14	1500	0,02	0,110

Подобные документы

• Отдел поддержания пластового давления и повышения нефтеотдачи пласта

  Спуско-подъемные операции, способы их механизации и автоматизации. Объекты по сбору, подготовке и транспортировке нефти, газа и воды. Бурильные и обсадные колонны и их элементы. Документальное обеспечение бурения скважин. Методы интенсификации добычи.
  
  отчет по практике [494,3 K], добавлен 14.11.2015
  

• Нагнетательные скважины для закачки воды с целью поддержания пластового давления

  Система поддержания пластового давления. Законтурное, внутриконтурное, очаговое, блоковое, приконтурное заводнения. Факторы, влияющие на приемистость пласта. Геологическое строение призабойной зоны пласта. Источники и подготовка воды для закачки.
  
  презентация [2,3 M], добавлен 14.03.2017
  

• Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

  История геологической изученности и разработки месторождения. Стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, водоносность. Методы увеличения производительности скважин. Обзор тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов. Разбуривание опытного участка.
  
  дипломная работа [199,5 K], добавлен 22.04.2015
  

• Анализ методов повышения нефтеотдачи пластов

  Динамика и состояние разработки Сабанчинского месторождения. Анализ показателей разработки, фонда скважин. Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов. Характеристика методов воздействия на призабойные зоны пласта для интенсификации добычи нефти.
  
  курсовая работа [749,4 K], добавлен 26.04.2014
  

• Повышение нефтеотдачи пластов

  Масштабы добычи нефти и газа. Разработка месторождения со сложными геолого-физическими условиями. Увеличение полноты извлечения нефти. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин. Тепловые методы повышения нефтеотдачи и внутрипластовое горение.
  
  реферат [499,7 K], добавлен 17.01.2011
  

• Методы увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно–Сулеевской площади

  Коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин. Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов. Расчет промывки забоя скважины.
  
  курсовая работа [1,4 M], добавлен 19.05.2011
  

• Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов

  Анализ Жирновского нефтегазового месторождения. Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов. Состояние добычи нефти в ОАО "Лукойл". Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии "АРС и П" при водонапорном режиме.
  
  курсовая работа [814,7 K], добавлен 28.10.2011
  

• Повышения нефтеотдачи пластов в ОАО "Сургутнефтегаз"

  Знакомство со скважиной, способы бурения, обустройства. Буровая установка. Фонтанный и насосный методы добычи нефти и газа. Повышение нефтеотдачи пластов. Технические мероприятия для воздействия на призабойную зону пласта. Подземный ремонт скважин.
  
  отчет по практике [78,2 K], добавлен 24.03.2015
  

• Повышение нефтеотдачи пласта путем закачки гелеобразующих композиций на Урьевском месторождении

  Геолого-промысловая характеристика Урьевского месторождения. Методы повышения нефтеотдачи пласта. Основные узлы цементировочного агрегата. Технология проведения закачки гелеобразующего состава через нагнетательные скважины. Расчет затрат на проект.
  
  дипломная работа [2,5 M], добавлен 20.03.2013
  

• Разработка Арланского нефтяного месторождения

  Геолого-промысловая характеристика Арланского нефтяного месторождения. Размещение и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин. Геолого-промысловые условия применения методов увеличения нефтеотдачи. Анализ выработки запасов нефти из пласта.
  
  курсовая работа [1,8 M], добавлен 06.02.2014
  

• Процессы в призабойной зоне скважин

  Химические, механические, тепловые методы воздействия на призабойную зону скважин. Факторы, от которых зависит проницаемость и рост фильтрационной корки. Зоны кольматации пласта. Форма загрязнения вокруг вертикального и горизонтального ствола скважин.
  
  презентация [2,3 M], добавлен 16.10.2013
  

• Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

  Геолого-физическая характеристика Сабанчинского месторождения. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ фонда скважин и технологии повышения нефтеотдачи пластов. Применение гидроразрыва пласта для интенсификации добычи нефти.
  
  отчет по практике [588,8 K], добавлен 29.04.2014
  

• Реагентная обработка в призабойной зоне пласта

  Механизм снижения проницаемости и методы воздействия на породу в призабойной зоне пласта. Воздействие кислот на наиболее распространенные горные породы. Нагнетательные и эксплуатационные скважины. Технологии реагентной обработки призабойной зоны пласта.
  
  курсовая работа [44,4 K], добавлен 17.12.2013
  

• Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях

  Изучение состояния добычи нефти в Российской Федерации, ее энергетической стратегии. Определение понятия полимерного заводнения, использование материала Полисил-П для увеличения приемистости нагнетательных скважин. Правила промышленной безопасности.
  
  курсовая работа [1016,6 K], добавлен 21.10.2011
  

• Исследование характеристик разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов

  Современное состояние разработки тяжелых нефтей и природных битумов. Методы повышения нефтеотдачи. Критерии скрининга для методов ПНП. Применение полимерного заводнения в резервуарах с тяжелой нефтью. Эффективность метода для повышения нефтеотдачи.
  
  дипломная работа [6,3 M], добавлен 03.10.2021
  

• Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

  Эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и доля пластовой энергии на подъем жидкости непосредственно в скважине. Гидравлический разрыв пласта, гидропескоструйная перфорация и торпедирование скважин.
  
  презентация [1,8 M], добавлен 28.10.2016
  

• Выбор и обоснование технологии поддержания пластового давления при эксплуатации скважин на месторождении Восточный Молдабек

  Общая характеристика и стратиграфия месторождения, его тектоника и нефтегазоносность. Анализ текущего состояния разработки, техника и технология добычи нефти и газа. Расчет технологических параметров закачки воды в системе поддержания пластового давления.
  
  дипломная работа [3,0 M], добавлен 02.05.2013
  

• Геологическое строение Тагринского месторождения Тюменской области и анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов

  Экономико-географическая характеристика района работ. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Анализ эффективности методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов на Тагринском месторождении. Источники и объекты загрязнения окружающей среды.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 09.10.2013
  

• Анализ рентабельности работы скважин в динамике лет и пути её повышения

  Геологическая характеристика месторождений НГДУ "Альметьевнефть". Методы интенсификации и повышения коэффициента нефтеотдачи. Себестоимость предприятия, элементы затрат на производство. Характеристика состояния фонда скважин и способов эксплуатации.
  
  отчет по практике [1,9 M], добавлен 20.04.2015
  

• Расчет нефтяной залежи

  Тепловые методы повышения нефтеотдачи: закачка в пласт теплоносителей и внутрипластовое горение. Расчет геологических запасов нефти G объемным методом. Определение коэффициента нефтеизвлечения. Расчет годовой добычи нефти расчетно-графическим способом.
  
  курсовая работа [4,4 M], добавлен 18.07.2014
  

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам