Главная Коллекция "Revolution" Производство и технологии Прогнозування технологічних параметрів процесу створення міжсвердловинних потоковідхилювальних бар’єрів

Прогнозування технологічних параметрів процесу створення міжсвердловинних потоковідхилювальних бар’єрів

Характеристика та зміст методики прогнозування режимних параметрів технології створення межскважинных потоковідхиляючих бар'єрів шляхом закачування суспензії високодисперсних систем. Зміна тиску нагнітання високодисперсної суспензії у свердловину.

Рубрика Производство и технологии
Вид статья
Язык украинский
Дата добавления 29.09.2018
Размер файла 65,3 K
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Прогнозування технологічних параметрів процесу створення міжсвердловинних потоковідхилювальних бар'єрів

В.С. Бойко, Л.Д. Мельниченко

Потоковідвідні бар'єри в глибині пласта, в міжсвердловинних зонах, створюють шляхом нагнітання суспензій, емульсій, осадоутворювальних та інших матеріалів [1, 3, 4] з метою регулювання процесу розробки нафтових родовищ. У роботі [1] процес кольматації тріщинуватого пласта твердими частинками суспензії розглядається як процес сорбції за ізотермою Ленгмюра. Нижче досліджується кольматація, або тампонування тріщин, шляхом нагнітання суспензії високодисперсних твердих частинок з урахуванням неоднорідності елементів потоку.

Нехай маємо площову систему нагнітання суспензії в нагнітальну свердловину, яка розміщена в нескінченному пласті. За потреби розв'язок легко трансформується до жорсткої системи фільтрації, коли в полі нагнітальної свердловини замінено сусідні видобувні свердловини коловою галереєю з рівномірно розподіленою витратою рідини. Виділяємо три області квазістаціонарного руху суспензії, дисперсійного середовища і нафти. Проникності тріщинуватого пласта є експоненціальними функціями тиску [2], а окрім того, проникність в області руху суспензії є експоненціальною залежністю від ступеня кольматації тріщин, тобто:

; (1)

(2)

(3)

де: к1 - коефіцієнт проникності тріщинуватого пласта (в областях руху дисперсійного середовища і нафти); к10 - коефіцієнт початкової проникності пласта за тиску р0, зокрема тиск р0 беремо рівним тиску на контурі живлення пласта рк; б1 - реологічний параметр тріщинуватого середовища [2]; р - біжучий тиск у пласті; к2 - коефіцієнт проникності в області руху суспензії; б2 - коефіцієнт, що характеризує неоднорідність потоку і зменшення проникності тріщин після надходження в них суспензії; rф - радіус фронту введеної суспензії в пласті; r - біжучий радіус.

Стосовно області руху суспензії її витрату записуємо так:

,

(4)

де: h - товщина пласта; м1 - динамічний коефіцієнт в'язкості суспензії, причому за формулою Ейнштейна м1 = м10 (1 + 2,5 с), оскільки суспензія є малоконцентрованою; с - об'ємна концентрація дисперсних твердих частинок у рідині-носії; - градієнт тиску.

Інтегруючи (4), записуємо

,

звідки замінами і отримуємо розв'язок у вигляді

(5)

де - інтегральний логарифм.

Стосовно області руху дисперсійного середовища витрату рідини записуємо, виходячи із моделі поршневого витіснення нафти дисперсійним середовищем у тріщинуватій породі

або після інтегрування

,

звідки

прогнозування потоковідхиляючий суспензія свердловина

(6)

де Rв - зовнішній радіус зони витіснення; рв - тиск на межі цієї зони.

Аналогічно для області руху нафти маємо

(7)

де мн - динамічний коефіцієнт в'язкості пластової нафти; Rг - радіус колової галереї; рг - середній тиск на лінії розміщення галереї.

Враховуючи, що Q2 = Q(1-c), Q3 = Q(1-c), і використовуючи умову нерозривності потоку Q = Q2 = Q3, на основі правила похідних пропорцій отримуємо

Рисунок - Зміна тиску нагнітання високодисперсної суспензії у свердловину № 231-Д

,(8)

(9)

За відсутності кольматації тріщин частинками суспензії і зниження проникності, тобто за б2 = 0 і с = 0, маємо частинний розв'язок задачі витіснення рідин у деформівному тріщинуватому середовищі. Якщо б1 = б2 = 0 і с = 0, то отримуємо відому формулу для випадку витіснення різнов'язкісних рідин у недеформівному пласті [3].

Радіус фронту введеної суспензії оцінюємо із балансового рівняння

(10)

де: t - тривалість нагнітання суспензії; т1 - коефіцієнт тріщинуватості пласта; б3 - частка тріщин, у які надходять частинки суспензії [1];

б4 - коефіцієнт, що враховує повноту тампонування тріщин [1]; тг - коефіцієнт пористості тампонажного шару частинок.

Аналогічно із балансового рівняння знаходимо радіус зони витіснення

За отриманими формулами проведено розрахунки зміни тиску нагнітання суспензії в часі. Для розрахунків узято к10 = 10-13 м2; мн = 1,5·10_3 Па·с (вода); h = 78 м; m1 = 0.1 %; c = 0,025; Q = 0,01517 м3/с; ро = 28 МПа; рг = 12 МПа; б1 = 1,5·10-7 Па_1; б2 = 0,4; б3 = 0,6; б4 = 0,8; тг = 3 %; rc = 0,1 м; Rг = 600 м. Частина даних відповідає умовам вигодського покладу Долинського нафтового родовища, в який через водонагнітальну свердловину №231-Д здійснювалося нагнітання водної суспензії пом'якшувача. Результати розрахунку і зіставлення з фактичними даними (розсіювання даних зумовлено зупинками насосних агрегатів через їх технічний стан) показано на рисунку, звідки можна зробити висновок про добрий збіг величин.

Література

1. Бойко В.С. Научные основы интенсификации нефтегазодобычи из неоднородных пластов с применением дисперсных систем: Диссертация на соиск. уч. степ. докт. техн. наук по спец. 05.15.06. - Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1989. - 460 с.

2. Бойко В.С. Підземна гідромеханіка. - К.: ІСДО, 1995. - 288 с.

3. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990. - 427 с.

4. Купер И.Н. Совершенствование технологии тампонирования высокопроницаемых трещин заводняемого нефтяного пласта: Диссертация на соиск. уч. степ. канд. техн. наук по спец. 05.15.06. - Ивано-Франковск: ИФИНГ, 1989. - 261 с.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены