Разработка залежей высоковязких нефтей и битумов с применением тепловых методов

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 1.5.1 – Технические характеристики установки

Кернодержатель
Диаметр керна			30 мм
Длина образца			до 300 мм
Температура образца			до 150°C
Горное давление			до 70 МПа
Малая насыпная модель
Диаметр			30 мм
Длина			500 мм
Температура			до 320°C
Рабочее давление			до 40 МПа
Большая насыпная модель
Диаметр			50 мм
Длина			1 000 мм
Температура			до 320°C
Рабочее давление			до 40 МПа
Система подачи флюидов
Поровое давление			до 40 МПа
Скорости потоков флюидов			0,001 ÷ 20 мл/мин.
Точность поддержания скорости потока			±0,25%
Измерение дифференциального давления
Предел измерения			0,1 МПа / 1 МПа
Погрешность			0,1%
Измеритель иммитанса образца
Диапазон частот			25 Гц ÷ 1 МГц
Сепаратор
Погрешность			0,1 мл

Установка «ПИК-ОФП/ЭП-К-Т» управляется с помощью программы, которую можно запустить с рабочего стола компьютера. Окно программы изображено на рисунке 1.5.3. В верхней части экрана, как и в любой другой программе, расположены кнопки с выпадающим списком действий, ниже расположены две закладки – «Установка» и «Эксперимент».

В закладке «Установка» отображается интерактивная гидравлическая схема установки и поля для задания параметров. В эти поля можно задать необходимые значения температур жидкостей или пара, температур насыпных моделей или кернодержателя, задать значения давлений или расходов на насосах и т. д. В ходе эксперимента параметры изменяются в реальном времени и сохраняются в файл эксперимента.

На гидравлической схеме отображены значения давлений на узлах установки (давления на входе и на выходе из модели (манометры Д1 и Д2), перепад давления между Д1 и Д2 (дифманометры ДД1 и ДД2), горное давление, давление на датчике BPR (датчик противодавления – служит для поддержания необходимого давления в системе).

27

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рисунок 1.5.3 – Основное меню программы. Закладка «Установка»

В закладке «Эксперимент» (рис. 1.5.4) задаются исходные параметры керна или насыпной модели (номер образца, № скважины, глубина, геометрические параметры, массы сухого и насыщенного образца и т. д.) и отображается массив измеренных в ходе эксперимента данных. Так же в верхней части поля расположена таблица, где отображаются текущие параметры.

Рисунок 1.5.4 – Меню программы. Закладка «Эксперимент»

28

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

3. Проведение эксперимента.

3.1Подготовка насыпной модели пласта:

-Рассчитать параметры насыпной модели исходя из равенства безразмерных величин (см. задачу 2.4)

ξ =

4λх

4λt

τ=

.

(1.5.2)

ν

ж

с

ж

ρ

ж

h2

c ρ

h2

п п

- Определить весовые соотношения (в расчете на единицу объема пласта) кварцевого песка, нефти и воды для заполнения модели по следующим формулам:

m σн ρн ; (1−m) ρп ; m ρв σв ,

(1.5.3)

где m – пористость песка, доли ед.; ρп – плотность песка, кг/м3 ρв – плотность воды, кг/м3; ρн – плотность нефти, кг/м3.

σв – водонсасыщенность, доли ед.; σн – нефтенасыщенность, доли ед.

-Определив необходимую массу каждого из компонентов приготовить смесь, равномерно перемешав песок, нефть и воду в емкости.

-Смесь в трубу модели закладывать маленькими порциями. Трамбовка насыпной модели производится с помощью строительного перфоратора.

-После окончания набивки модели, протереть кромки трубы так, чтобы на ней не осталось песка (иначе уплотнительная резинка будет не плотно прилегать к кромке, что приведет к протекам воды или выходу пара).

-Туго закрутить крышки модели. Модель готова к проведению экспери-

мента.

3.2 Подготовка установки к эксперименту

-Перед проведением эксперимента удостовериться в том, что все узлы установки герметичны (не должно быть подтёков жидкости из мест соединений фитингов). В случае негерметичности устранить подтёки, затянув фитинг ключом. В том случае, если жидкость всё равно просачивается через резьбу, необходимо уплотнить его лентой ФУМ.

-Заполнить ёмкости установки нефтью или водой (в зависимости от специфики эксперимента). В данной лабораторной работе необходимо заполнитьёмкость СР1 водой (см. прил. В), для этого необходимо: а) сбросить давление вёмкости С1, переведя тумблер на панелиёмкости в нижнее положение; б)в программе открыть выпадающий список «Вид» и выбрать пункт «Насос 1» (рис. 1.5.5).

29

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

В верхней части окна расположены флажки, соответствующие клапанам насоса 1. Галочка, выставленная в квадратном поле, означает что клапан открыт– необходимо открыть все клапаны. После чего подключить шланг переноснойёмкости с водой к выходу на ручном кране КР6. Открыть кран КР6. Подать сжатый воздух в переносную ёмкость, переведя тумблер на емкости в открытое положение. Дождаться прекращения изменения уровня воды в ёмкости. После того, как ёмкость будет заполнена, закрыть кран КР6, отсоединить переносную ёмкость, выставить галочки в меню насоса в начальное положение, создать давление вёмкости С1, переведя тумблер Р1 в верхнее положение.Ёмкость заполнена.

- Убедиться в том, что масло из танкерных ёмкостей поступает в систему, для чего необходимо: а) перевести тумблер Р1 в верхнее положение, для подачи сжатого воздуха (давление 6-7 атм) в ёмкость; б) закрыть КР1.1, открыть ручной кран КР1.2.

Рисунок 1.5.5 – Меню насоса 1

-В верхней части окна расположены флажки, соответствующие клапанам насоса 1. Галочка выставленная в квадратном поле, означает что клапан открыт (необходимо открыть все клапаны); в) подключить шланг переносной емкости с водой к выходу на ручном кране КР6; г) открыть кран КР6; д) подать сжатый воздух в переносную емкость, переведя тумблер на емкости в открытое положение. Дождаться прекращения изменения уровня воды в емкости. е) после того как емкость будет заполнена – закрыть кран КР6, отсоединить переносную емкость, выставить галочки в меню насоса в начальное положение, создать давление в емкости С1, переведя тумблер Р1 в верхнее положение. Емкость заполнена.

-Выставить необходимую температуру в поле «Пар». (в поле предлагается ввести два значения температуры: одно значение «Т1» соответствует темпе-

30

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

ратуре на входе в змеевик парогенератора, «Т2» - температуре на выходе, «Т3» соответствует температуре пара или воды на выходе из парогенератора). В данном случае необходимо учитывать теплопотери по длине трубок, поэтому необходимо задать температуру «Т1» и «Т2» такими, что бы «Т3» была выше необходимой.

-Подключить насыпную модель пласта к системе при помощи фитингов. (при затягивании фитингов нет необходимости пользоваться ключами – все затягивается «от руки»).

3.3 Проведение эксперимента.

ВНИМАНИЕ! Выполнять лабораторную работу на установке «ПИК- ОФП/ЭП-К-Т» только в присутствии инженера лаборатории, одев средства индивидуальной защиты (очки, халат, перчатки).

-Открыть автоматический клапан КА1 (проверив закрыт ли кран КР6);

-Открыть краны КР11.1, КР13.1, КР16, КР18, КР26, КР29, КА7, КА8.

-Закрыть краны КР11.2, КР13.2, КР17, КР27, КР30.

-В поле «BPR» (регулятор противодавления) в закладке «Установка» установить в открытое состояние (чтобы эксперимент проходил при атмосферном давлении).

-Создать файл эксперимента в интерфейсе программы в закладке «Эксперимент» в нижней части экрана нажать на кнопку «Новый…», после чего сохранить в папке под своей фамилией.

-В закладке «Эксперимент» нажать на кнопку «Начать измерения». Программа начнет автоматическую запись измерений в таблицу.

-В закладке «Установка» в поле «Насос 1» выставить необходимый расход.

-Чтобы наблюдать за ходом эксперимента в контекстном меню «Вид» выбрать пункт «График». В появившемся окне будут отображаться графики зависимостей различных параметров работы установки от времени. Двойным нажатием левой клавиши мыши на верхнем поле всплывает окно, в котором из списка можно выбрать различные зависимости.

3.4 Форма записи исходных данных и результатов расчётов.

Вотчете по лабораторной работе должны быть отражены следующие

данные:

-таблица исходных данных и результатов проведения эксперимента (таб-

лица 1.5.2);

31

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Таблица 1.5.2 – Результаты эксперимента

							Sн ост,	Коэф. Вытес-
							доли
	m, %	ηн, %	Твх, °С	Твых, °С	Vн изв, мл	Vпор, мл		нения нефти,
							объема
							пор	b, доли ед.

-построить график зависимости нефтеотдачи от времени;

-сделать выводы по проделанной работе.

32

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2.ЗАДАНИЯ ДЛЯ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ

2.1Определение давления в пласте при упругом режиме

Для расчёта давления в заданных точках или на линиях (контурах) пласта при упругом режиме используются известные решения задач о притоке жидкости из неограниченного пласта к точечному стоку или к круговому контуру («укрупнённой скважине»).

Задача.

В неограниченном продуктивном пласте, насыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вязкостью, примерно равной вязкости нефти, пущены в эксплуатацию одновременно две добывающие скважины с равными дебитами q (рис. 2.1.1). Толщина пласта и его проницаемость в нефтеносной части и за контуром нефтеносности одинаковы и составляют соответственно h и k. Упругоёмкости β как нефтяной, так и водоносной частей пласта одинаковы, вязкость нефти μн. Расстояние между скважинами l.

Рисунок 2.1.1 – Схема расположения скважин в пласте

Требуется определить, как изменяется давление в пласте по сравнению с начальным пластовым на середине расстояния между скважинами спустя t сут. после пуска скважин.

Указания:

1 . Вначале определить пьезопроводность пласта по формуле:

=	k	.	(2.1.1)
	µ β
	н

2. Так как по условию задачи в эксплуатацию пущены две скважины, то, воспользовавшись принципом суперпозиции, уравнение:

	∆p = −	qµн	Ei(−z) ,	(2.1.2)
		4πkh

33

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

где

−Ei(−z) = ∞∫

e−z

dz,

z

z

z =

r2

,

4 t

примет вид:

qµ

(x −l / 2)

2

+ y

2

(x +l / 2)

2

+ y

2

н

∆pl /2 = −

Ei −

4 t

+ Ei

−

4 t

.

(2.1.3)

4πkh

Подставить значения1 x и y и определить z.

3. При функция −Ei(−z) = −0,5772 −ln z . Подставить в уравнение для определения изменения давления.

4. Вычислить ∆pl/2.

Исходные данные:

№ вар.	Q, 10-3 м3/с	h, м	k, мкм2	β,10-10 Па-1	µн, мПа·с	l, м	t, cут
1	1	12	0,5	5	1	300	29
2	1,5	11	0,45	5,5	1	300	49
3	2	10	0,40	6	1	300	69
4	2,5	9	0,35	6,5	1	300	109
5	3	13	0,30	7	1	300	129
6	3,5	14	0,55	7,5	2	500	29
7	4	15	0,60	8	2	500	49
8	4,5	17	0,65	4,5	2	500	69
9	5	18	0,70	4	2	500	109
0	5,5	19	0,75	3,5	2	500	129

2.2 Расчёт показателей разработки нефтяного месторождения в законтурной области пласта при упругом режиме

Если нефтяное месторождение окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру нефтяном месторождение, при разработке последнего нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим.

Задача.

Внешний и внутренний контуры нефтеносности однопластового нефтяного месторождения имеют форму, близкую к окружностям (рис. 2.2.1). Площадь месторождения можно представить в виде круга радиусом R. Нефтяная залежь окружена обширной водоносной областью, из которой в нефтеносную часть пласта поступает вода при снижении пластового давления в процессе разработки месторождения. Начальное пластовое давление р0, давление насыщения нефти газом Pнас, газосодержание Г0.

34

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Рисунок 2.2.1 – Схема нефтяного месторождения

По данным гидродинамических и лабораторных исследований установлено, что средняя проницаемость как нефтеносной, так и водоносной частей пласта одинакова и составляет k. Толщина пласта в среднем – h; средняя пористость – m; начальная нефтенасыщенность – s; насыщенность пласта связанной водой sсв. Вязкости нефти и воды в пластовых условиях равны соответственно: μн, μв = 1 мПа с. Плотность пластовой нефти ρн = 0,85 т/м3, воды – ρв = 1 т/м3. Объемный коэффициент нефти bн = 1,2. Коэффициент упругоёмкости пласта β = 5 10-10 Па-1. Средний дебит жидкости одной скважины qж' .

Месторождение разбуривается по равномерной сетке.

Добыча жидкости из месторождения изменяется во времени следующим образом:

α	t,0 ≤ t ≤ t	,
qж (t) = 0	*	(2.2.1)
qmax , t > t* ,

где t* – время ввода месторождения в разработку (t* =3 года);

α0 = 0,667 106 м3/год2. Коэффициент эксплуатации скважин λэ = 0,9.

Для рассматриваемого месторождения известны данные зависимости (точки на рис. 2.2.2) текущей обводнённости продукции v от отношения

Qн =Qн / Nн (Qн – накопленная добыча нефти, Nн – извлекаемые запасы нефти).

Считается, что эта зависимость будет справедливой в течение всего рассматриваемого срока разработки.

Требуется определить в условиях разработки месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта:

1) изменение в процессе разработки за 15 лет (по годам) среднего пластового давления в пределах нефтяной залежи, построить график зависимости P(t);

35

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

2) изменение добычи нефти, воды, текущей нефтеотдачи и обводнённости продукции при заданной динамике добычи жидкости в течение 15 лет.

Указания.

1. Определение запасов нефти и газа, числа скважин и темпа разработки. Геологические запасы нефти определим объёмным методом по формуле

Gн = Shm(1−sсв ),

(2.2.2)

где S – площадь залежи, равновеликая площади круга с радиусом R. Определим максимальный дебит жидкости, получаемый в конце периода

разбуривания месторождения:

qmax = α0t* .

(2.2.3)

Число скважин, которые необходимо пробурить для максимального отбора из месторождения, определим с учётом коэффициента эксплуатации скважин, указанного в условиях задачи.

Получаем

n =	1 .	(2.2.4)
	qmax

λэ365qж

Вычислить параметр плотности сетки скважин по уравнению:

Sc =	S	.	(2.2.5)
	n

2. Расчёт изменения среднего пластового давления во времени.

По условию данной задачи в период разбуривания месторождения объёмы воды, поступающей из законтурной области, и, следовательно, отбираемой жидкости из пласта – переменные во времени.

Для расчёта изменения необходимо воспользоваться следующей формулой (выведенной при подставлении в интеграл Дюамеля безразмерного времени

τ = Rχt2 ):

p	(τ) = p −		µ	α	R2	J (τ);
			в	0
кон		0	2πkhχ
						(2.2.6)
J (τ) = ∫τ
		f (τ−λ)dλ.
	0

36