Санду С.Ф., Росляк А.Т., Галкин В.М. Практикум по дисциплине Разработка нефтяных и газовых месторождений

Подождите немного. Документ загружается.

Для нагрева такого объема пласта следующее количество теп-

ловой энергии:

()

ккал.10475.24

⋅=Δ−Δ= iVTTQ

ВП

(8.22)

Общее количество газа, необходимое для получения такого ко-

личества тепловой энергии с учетом тепловых потерь (25%) составит:

.м10824.3

25.1

⋅==

(8.23)

Лабораторными исследованиями установлено, что на сгорание

1 м

газа требуется 9.5 м

воздуха. Следовательно, расход воздуха

составит:

.м10633.35.9

⋅=⋅=

ГВ

(8.24)

Объем всей газовоздушной смеси, необходимой для предвари-

тельного нагрева пласта составит:

.м10154.40

⋅=+=

ВГСМ

VVV

(8.25)

При этом предварительный обогрев охватит площадь семито-

чечного элемента участка пласта с радиусом равным:

м.6.37

(8.26)

С учетом приемистости нагнетательной скважины для газовоз-

душной смеси можно рассчитать продолжительность периода пред-

варительного нагрева пласта:

сут.401==

СМ

нагр

(8.27)

После прогрева призабойной зоны нагнетательной скважины

необходимо максимально быстро провести нагнетание воды для

уменьшения тепловых потерь и своевременного получения пара для

обработки всего пласта.

Общий объем воды, необходимый для нагнетания и образова-

ния пара можно определить по формуле объемной скорости конвек-

тивного переноса тепла в пористой среде пласта:

.м1014.3

⋅==

ВВ

(8.28)

При производительности нагнетательной установки q

НВ

про-

должительность второго этапа тепловой обработки (период вытесне-

ния нефти паром) составит:

сут.628==

НВ

выт

(8.29)

Таким образом, общая продолжительность тепловой обработки

семиточечного элемента участка пласта будет равна [сут]:

сут.1029

вытнагобр

ttt

(8.30)

8.3. Расчет тепловой обработки истощенного нефтяного пласта

комбинированным методом

Тепловая обработка пласта ведется методом теплового импуль-

са путем предварительного обогрева призабойной зоны горячей во-

дой или насыщенным водяным паром и последующего переноса соз-

данной горячей зоны нагнетанием холодной воды, которая в пласто-

вых условиях превращается в пар [5].

Рассчитать основные показатели

тепловой обработки пласта.

Исходные данные для расчета показателей тепловой обработки ис-

тощенного нефтяного пласта приведены в табл. 8.3.

Таблица 8.3

Таблица исходных данных для расчета показателей тепловой обработки

пласта комбинированным методом

Наименование исходных параметров Значение

Коэффициент теплопроводности неф-

тесодержащих пород

λ, ккал/(м·ºС·ч) 1

Удельная теплоемкость нефтесодер-

жащих пород

C, ккал/(м

·ºС) 550

Удельная теплоемкость насыщенных

жидкостью пород

, ккал/(м

·ºС) 675

Удельная теплоемкость нагнетаемого

рабочего агента

, ккал/(м

·ºС)

875

Среднее увеличение температуры пла-

ста по сравнению с его нормальной

температурой

ΔT, ºС 175

Радиус фронта температурной волны r

, м 100

Радиус местоположения температур-

ного импульса

r, м 50

Средняя толщина пласта h, м 20

Коэффициент открытой пористости

породы пласта

m 0.2

Расход нагнетаемого агента V

, м

/ч 17.5

Коэффициент приемистости нагнета-

тельной скважины

K, м

/(кгс/см

) 24

Объем пласта, подвергаемого обработке V

, м

628·10

Прирост тепловой энергии в 1м

рабо-

чего агента при ΔT=175 ºС

ΔQ

, ккал/м

154·10

Прирост тепловой энергии в 1м

пласта

при ΔT=175 ºС

ΔQ

, ккал/м

118.5·10

РЕШЕНИЕ

Удельные потери тепловой энергии на 1м

обработанной части

пласта:

.ккал/м10558.2

⋅=Δ=

УД

(8.31)

Коэффициент полезного действия теплоинжекционного процесса:

.98.0

1 =

ΔΔ

−=

Пi

λη

(8.32)

Среднее увеличение температуры пласта на расстоянии r от оси

скважины:

C.15811



⎪

⎭

⎪

⎬

⎫

⎪

⎩

⎪

⎨

⎧

⎥

⎦

⎤

⎢

⎣

⎡

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−−−Δ=Δ

Пi

(8.33)

Максимальная продолжительность теплоинжекционного про-

цесса в часах:

()

ч.6503

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

Пr

макс

(8.34)

Следовательно, темп закачки горячей воды должен быть равным:

сут./м46324

=⋅=

макс

(8.35)

Для успешного проведения теплоинжекционного процесса необхо-

димо учитывать коэффициент приемистости нагнетательной скважины.

В результате на забое скважины должна поддерживаться репрессия:

.кгс/см3.19

==Δ

(8.36)

В некоторых случаях это давление может быть создано весом

самого столба воды в скважине.

9. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА ИЗ УСЛОВИЙ

В НАЧАЛЕ И КОНЦЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ

Рассчитать диаметр колонны НКТ из условий в конце фон-

танирования скважины и проверить его на максимальную произ-

водительность в условиях начала фонтанирования.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 9.1

Таблица 9.1

Таблица исходных данных для расчета фонтанного подъемника

Наименование исходных

параметров Значение

1 2

Плотность нефти ρ

кг/м

890 890

Плотность воды ρ

кг/м

1000 1000

Обводненность продукции скважины в начале фон-

танирования B

нач

10 10

Обводненность продукции скважины в конце фон-

танирования B

60 50

Глубина скважины до подошвы пласта H м 1700 1700

Толщина пласта h м 11 11

Давление насыщения p

нас

Па 11·10

11·10

Давление на устье скважины p

Па 3·10

3·10

Забойное давление в начале фонтанирования p

заб

Па 14·10

14·10

Дебит скв. в начале фонтанирования q

нач

/сут 40 50

Дебит скв. в конце фонтанирования q

/сут 10 10

РЕШЕНИЕ

Для отбора заданного дебита при известном газовом факторе и

заб

≥ p

нас

можно подобрать такой диаметр колонны труб, при ко-

тором расход энергии на подъем жидкости будет минимальным. По

мере разработки залежи количество пластовой энергии, поступаю-

щей на забой скважины уменьшается вследствие обводнения про-

дукции или падения пластового давления. Особенно острая необхо-

димость в рациональном использовании пластовой энергии возни-

кает в конце

периода фонтанирования [3,4]. Из условий в конце

фонтанирования и выбирается диаметр колонны НКТ для подъема

газожидкостного потока с тем, чтобы скважина работала на опти-

мальном режиме:

мм.2.23400

+−

⋅

−

⋅=

укк

кк

ppgL

(9.1)

Для условий в конце фонтанирования давление у башмака НКТ

берется равным давлению насыщения p

нас

Плотность жидкости ρ

определяется по прогнозу обводнения

скважин:

.кг/м956

100100

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

ρρρ

(9.2)

Трубы считаются спущенными до верхних отверстий фильтра, а

длина колонны НКТ (длина подъемника для условий в конце фон-

танирования, т.е. расстояние

от устья скважины до сечения, где

давление равно давлению насыщения) определяется:

м.1689

−

= hHL

(9.3)

Выбранный диаметр труб должен обеспечить запланированные

отборы жидкости в начальный период фонтанирования скважины

нач

. Поэтому подъемник проверяют на максимальную производи-

тельность в условиях начала фонтанирования:

сут./м2.46

105,1

5,1

5,0

max

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−

⋅

−

нач

(9.4)

Для условий в начале фонтанирования давление у башмака

НКТ

берется равным начальному забойному давлению p

заб

Если q

max

≥q

нач

, то спускают колонну диаметром d

, что удов-

летворяет условиям в конце и начале фонтанирования.

При

max

нач

диаметр труб определяют из условий работы

колонны на максимальном режиме:

мм.9.21186

5,0

=⋅

−

начнач

нач

(9.5)

Плотность жидкости

нач

определяется по прогнозу обводне-

ния скважин:

.кг/м901

100100

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

−=

нач

ρρρ

(9.6)

Длина подъемника для условий в начале фонтанирования, т.е.

расстояние

от устья скважины до сечения, где давление равно

давлению насыщения определяется:

м.1350=

−

−−=

hHL

нач

насзаб

нач

(9.7)

Колонна НКТ диаметром

нач

не будет работать на оптималь-

ном режиме в условиях конца фонтанирования. Поэтому продолжи-

тельность фонтанирования уменьшится.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра,

1986. – 332 с.

2. Желтов Ю.П., Стрижов И.Н., Золотухин А.Б., Зайцев В.М. Сбор-

ник задач по разработке нефтяных месторождений: учебное по-

собие для вузов. – М.: Недра, 1985. – 296 с.

3. Справочное руководство по проектированию разработки и экс-

плуатации нефтяных

месторождений. Проектирование разработ-

ки / под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1983. – 463 с.

4. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа.– М.: Изд-во

«Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2008. – 296 с.

5. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти и газа. – М.: Недра, 1986. –

320

с.

Учебное издание

САНДУ Сергей Федорович

РОСЛЯК Александр Тихонович

ГАЛКИН Владислав Михайлович

ПРАКТИКУМ ПО ДИСЦИПЛИНЕ

«РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

Учебное пособие

Издано в авторской редакции

Научный редактор

доктор …………… наук,

профессор ХХХХХХХХХХ

Дизайн обложки ХХХХХХХХХХХ

Отпечатано в Издательстве ТПУ в полном соответствии

с качеством предоставленного оригинал-макета

Подписано к печати хх.хх.2011. Формат 60х84/16. Бумага «Снегурочка».

Печать XEROX. Усл. печ. л. 5,12. Уч.-изд. л. 4,63.

Заказ ххх-11. Тираж 100 экз.

Национальный исследовательский Томский политехнический университет

Система менеджмента качества

Издательства Томского политехнического университета сертифицирована

NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту BS EN ISO 9001:2008

. 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30

Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.tpu.ru