- •А.И.Каюмова Методические указания по проведению практических занятий и организации самостоятельной работы студентов
- •Глава I.
- •Практическое занятие № 1. Определение коэффициентов нефте-, водо- и газонасыщенности породы, коэффициента растворимости газа, пористости и проницаемости нефтесодержащих пород.
- •Практическое занятие № 2. Определение дебита эксплуатационных скважин нефтяной залежи и дебита газовой скважины.
- •Практическое занятие № 3. Определение времени прорыва воды к эксплуатационным скважинам и обводненной площади залежи.
- •Практическое занятие № 4. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления, и приемистости нагнетательных скважин
- •Практическое занятие № 5. Определение скорости продвижения водонефтяного контакта и диаметра подъемных труб. Расчет простого газопровода
- •Практическое занятие № 6. Определение продолжительности разработки нефтяной залежи
- •Практическое занятие № 7. Определение наивыгоднейшего давления нагнетания при законтурном заводнении.
- •Практическое занятие № 8. Определение коэффициента гидродинамического совершенства скважин Осушка газа жидкими сорбентами (дэГом и тэГом).
- •Осушка газа жидкими сорбентами (дэГом и тэГом).
- •Экзаменационные вопросы для направления подготовки 220400 «Управление в технических системах»
- •Экзаменационные вопросы для направления подготовки 2220700 «Автоматизация технологических процессов и производств»
- •Литература
Практическое занятие № 4. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления, и приемистости нагнетательных скважин
Цель занятия
Основной целью занятия является изучение и решение задач для определения количества воды, необходимой для поддержания пластового давления, и приемистости нагнетательных скважин.
План практического занятия.
План занятия и порядок его проведения заключается в следующем:
- цель практического занятия;
- краткое описание теоретической части;
- решение задач;
- результаты вычислений задач;
- письменные ответы на вопросы самоконтроля.
Краткие теоретические сведения.
Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает следующие мероприятия: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.
Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.
Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.
Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.
В ходе аэрации - процесса обогащения воды кислородом воздуха - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.
При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.
Ингибированием называется обработка воды ингибиторами - веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.
В отличие от природных сточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает: 1) отстаивание от нефти и газа; 2) уничтожение микроорганизмов.
Для подготовки сточных вод на промыслах используют схемы открытого и закрытого типа.
Пластовые воды нефтяных месторождений это неотъемлемая составная часть продукции добывающих скважин, которая обусловливает значительную долю осложнений при добыче и подготовке нефти на промыслах.
При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м3 - при площадном заводнении и 2...2,5 м3 - при законтурном заводнении.
Задачи для самостоятельного решения.
Задача 9. Дано: суточная добыча из пласта нефти Qн = 311,4 т, воды Qв=104,2 т, газа Vг = 91970 м3; объемный коэффициент нефти bн = 1,18; коэффициент растворимости газа в нефти α = 7,7 м3/м3МПа; плотность нефти ρ = 863 кг/м3; коэффициент сжимаемости газа z = 0,88; пластовое давление рпл = 7,45 МПа; пластовая температура Тпл = 316,3 К; атмосферное давление pо = 0,1 МПа; проницаемость пласта для воды k = 0,510-12м2; эффективная мощность пласта h = 10 м; перепад давления нa забое Δр = рзаб — рпл = 5 МПа; коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φ= 0,8; половина расстояния между нагнетательными скважинами R = 400 м; радиус забоя скважины rс = 0,075 м; вязкость воды μ = 1 мПа·с.
Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем
Q’н = Qнbн / ρ, ( м3.)
Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям,
Объем свободного газа в пластовых условиях
Общая суточная добыча в пластовых условиях составит
V = Q’н + Vпл + Qв , ( м3.)
Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь воды не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К = 1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):
Q’в = VK, (м3/сут).
Приемистость нагнетательных скважин составит
, ( м3/с ) или ( м3/сут.)
Следовательно, для закачки потребного количества воды необходимо иметь две нагнетательные скважины.
Задача 10. Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режимом, их требуется привести к одной какой-либо плоскости (первоначальному водонефтяному контакту или уровню моря).
Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам. В первой скважине текущее пластовое давление р'пл = 30 МПа, этаж нефтеносности, считая от плоскости первоначального водонефтяного контакта до забоя,
hI =150м; во второй скважине пластовое давление р''пл =28 МПа и этаж нефтеносности hII = 200м; в третьей скважине соответственно р'''пл =26 МПа и hIII=250м. Плотность нефти в пластовых условиях ρ=800 кг/м3. Так как забои всех скважин находятся на структуре выше водонефтяного контакта, то для получения приведенного пластового давления надо к текущему пластовому давлению прибавить давление столба нефти, соответствующему этажу нефтеносности.
Приведенные пластовые давления равны:
для первой скважины
р' = р'пл +ρgh1
для второй скважины
р'' = р''пл +ρgh11
для третьей скважины
р''' = р'''пл +ρgh111
Знание приведенных пластовых давлений дает возможность судить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а следовательно, о возможности добыче нефти из отдельных скважин.
Вопросы для самостоятельного контроля.
1. Как определяется объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям?
2. Как находим, объем свободного газа в пластовых условиях?
3. Какие методы применяют для подготовки воды, закачиваемых в пласт?
4. Чем отличаются природные воды от сточных вод?
5. Что называется ингибированием?
6. К чему равны приведенные пластовые давления в трех скважинах?