Институт геологии и нефтегазодобычи

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

ТюмГНГУ

УДК 622.276.6

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» / сост. Коротенко В.А., Штурн Л.В., Дегтярев В.А.; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 1-е изд. – Тюмень: Издательский центр БИК ТюмГНГУ 2012. – 24 с.

Методические указания по дисциплине «Методы повышения нефтеотдачи» для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» «_____»________________2012 г., протокол №_______.

Аннотация

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

Содержание.

Введение........................................................................................................... 4

1. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин. ........................................................ 5

2. Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном коллекторе. 7

3. Расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации .......................................................................................................................... 9

4. Расчет времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора............ 11

5. Расчет оптимального объема оторочки ПАВ для галереи...................... 13

6. Расчет температуры на забое нагнетательной скважины при закачке в пласт горячей воды............................................................................................................... 16

7. Определение степени сухости пара на забое нагнетательной скважины 18

8. Расчет площади прогретой части пласта при закачке в нагнетательную скважину пара......................................................................................................................... 20

Критерии оценки работы студентов............................................................. 22

Литература ................................................................................................... 23

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.

Задача.

Суточная добыча нефти Q_н из элемента эксплуатационного объекта составляет 311,4 т, суточная добыча воды Q_в составляет 104,2 т, суточная добыча газа V_г составляет 91970 м³, объемный коэффициент нефти b_н равен 1,18, коэффициент растворимости газа в нефти α равен 7,7 м³/м³, плотность нефти ρ_н составляет 863 кг/м³, коэффициент сжимаемости газа Z равен 0,883, пластовое давление P_пл составляет 7,45 МПа, пластовая температура Т_пл 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 ΔP равен 5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φ составляет 0,8, половина расстояния между нагнетательными скважинами R равна 400 м, радиус забоя скважины r_с равен 0,075 м, вязкость воды µ_в 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	α	ρн	Pпл	Тпл	k ·10-12	ΔP	φ	R	rс
1.				1,5	8,8		8,9		1,8	1,1	0,9		0,164
2.				1,49	8,7		8,85		1,75	1,2	0,89		0,162
3.				1,48	8,6		8,8		1,7	1,3	0,88		0,16
4.				1,47	8,5		8,75		1,65	1,4	0,87		0,158
5.				1,46	8,4		8,7		1,6	1,5	0,86		0,156
6.				1,45	8,3		8,65		1,55	1,6	0,85		0,154
7.				1,44	8,2		8,6		1,5	1,7	0,84		0,152
8.				1,43	8,1		8,55		1,45	1,8	0,83		0,15
9.				1,42			8,5		1,4	1,9	0,82		0,148
10.				1,41	7,9		8,45		1,35		0,81		0,146
11.				1,4	7,8		8,4		1,3	2,1	0,8		0,144
12.				1,39	7,7		8,35		1,25	2,2	0,79		0,142
13.				1,38	7,6		8,3		1,2	2,3	0,78		0,14
14.				1,37	7,5		8,25		1,15	2,4	0,77		0,138
15.				1,36	7,4		8,2		1,1	2,5	0,76		0,136
16.				1,35	7,3		8,15		1,05	2,6	0,75		0,134
17.				1,34	7,2		8,1			2,7	0,74		0,132
18.				1,33	7,1		8,05		0,95	2,8	0,73		0,13
19.				1,32					0,9	2,9	0,72		0,128
20.				1,31	6,9		7,95		0,85		0,71		0,126
21.				1,3	6,8		7,9		0,8	3,1	0,7		0,124
22.				1,29	6,7		7,85		0,75	3,2	0,69		0,122
23.				1,28	6,6		7,8		0,7	3,3	0,68		0,12
24.				1,27	6,5		7,75		0,65	3,4	0,67		0,118
25.				1,26	6,4		7,7		0,6	3,5	0,66		0,116
26.				1,25	6,3		7,65		0,55	3,6	0,65		0,114
27.				1,24	6,2		7,6		0,5	3,7	0,64		0,112
28.				1,23	6,1		7,55		0,45	3,8	0,63		0,11
29.				1,22			7,5		0,4	3,9	0,62		0,108
30.				1,21	5,9		7,45		0,35		0,61		0,106

Определить коэффициент обводненности продукции.

Задача.

Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5м, расположенных вертикально друг над другом: L=200 м, k₁=25 мД = =25×10^{-15 м2} – проницаемость первого прослоя, k₂=5 мД=5×10^-15м² – проницаемость второго прослоя, β^*=1,5∙10^-10 1/Па (коэффициент упругоемкости пласта), μ=2∙10^-3 Па∙с, h₁=8 м, h₂=10 м, Р₀=24 МПа, Р_с=12 МПа, l = 60 м. Указание: при подсчете дебитов по формуле (2.7) учесть, что прослоев два; определить коэффициенты пьезопроводности для каждого пропластка, параметры λ₁ 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	β*	μ	h1	h2	Р0	Рс	l
1.				0,5	0,3			25,5
2.				0,6	0,4	1,2	10,1	25,6	10,1
3.				0,7	0,5	1,4	10,2	25,7	10,2
4.				0,8	0,6	1,6	10,3	25,8	10,3
5.				0,9	0,7	1,8	10,4	25,9	10,4
6.					0,8		10,5		10,5
7.				1,1	0,9	2,2	10,6	26,1	10,6
8.				1,2		2,4	10,7	26,2	10,7
9.				1,3	1,1	2,6	10,8	26,3	10,8
10.				1,4	1,2	2,8	10,9	26,4	10,9
11.				1,5	1,3			26,5
12.				1,6	1,4	3,2	11,1	26,6	11,1
13.				1,7	1,5	3,4	11,2	26,7	11,2
14.				1,8	1,6	3,6	11,3	26,8	11,3
15.				1,9	1,7	3,8	11,4	26,9	11,4
16.					1,8		11,5		11,5
17.				2,1	1,9	4,2	11,6	27,1	11,6
18.				2,2		4,4	11,7	27,2	11,7
19.				2,3	2,1	4,6	11,8	27,3	11,8
20.				2,4	2,2	4,8	11,9	27,4	11,9
21.				2,5	2,3			27,5
22.				2,6	2,4	5,2	12,1	27,6	12,1
23.				2,7	2,5	5,4	12,2	27,7	12,2
24.				2,8	2,6	5,6	12,3	27,8	12,3
25.				2,9	2,7	5,8	12,4	27,9	12,4

Построить график изменения дебита скважины.

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)=αc, где α-коэффициент сорбции; α = 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	α, доли ед
				0,23		0,32
				0,21		0,30
				0,27		0,28
				0,19		0,34
				0,25		0,26
				0,25		0,34
				0,23		0,32
				0,21		0,30
				0,27		0,26
				0,19		0,28
				0,19		0,28
				0,25		0,26
				0,23		0,34
				0,21		0,30
				0,27		0,32
				0,27		0,26
				0,19		0,34
				0,25		0,32
				0,23		0,28
				0,21		0,30
				0,21		0,30
				0,27		0,28
				0,19		0,26
				0,25		0,32
				0,23		0,34
				0,21		0,32
				0,23		0,26
				0,25		0,34
				0,26		0,32
				0,25		0,30

Вопрос: почему скорость сорбции больше скорости фильтрации?

Задача.

В водонасыщенный участок пласта, имеющий r_к = 200м и толщину h = 10м и пористость m = 0,2, через центральную скважину радиусом r_c=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 r_ф (t).

Определяется время подхода фронта ПАВ к линии отбора. Для этого подставляется в соотношение (4.2) значение r_ф(t)=r_К 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	α, доли ед
				0,19		0,32
				0,25		0,30
				0,23		0,26
				0,21		0,28
				0,27		0,32
				0,21		0,30
				0,27		0,28
				0,23		0,34
				0,25		0,26
				0,26		0,34
				0,19		0,30
				0,25		0,28
				0,23		0,34
				0,21		0,26
				0,27		0,34
				0,27		0,32
				0,19		0,30
				0,23		0,26
				0,21		0,28
				0,27		0,32
				0,19		0,30
				0,25		0,28
				0,25		0,34
				0,23		0,26
				0,21		0,34
				0,27		0,32
				0,19		0,30
				0,25		0,26
				0,25		0,28
				0,25		0,30

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

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 υ_т – 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.

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

(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 V_пор.

Варианты задачи.

№	l, м	b, м	h, м	m, доли ед.	q, м3/сут	α, доли ед
				0,23		0,32
				0,21		0,30
				0,27		0,28
				0,19		0,34
				0,25		0,26
				0,25		0,34
				0,23		0,32
				0,21		0,30
				0,27		0,26
				0,19		0,28
				0,19		0,28
				0,25		0,26
				0,23		0,34
				0,21		0,30
				0,27		0,32
				0,27		0,26
				0,19		0,34
				0,25		0,32
				0,23		0,28
				0,21		0,30
				0,21		0,30
				0,27		0,28
				0,19		0,26
				0,25		0,32
				0,23		0,34
				0,19		0,26
				0,25		0,28
				0,23		0,28
				0,21		0,26
				0,27		0,34

Задача.

В нагнетательную скважину закачивается теплоноситель – горячая вода. Глубина скважины Η=1300м; геотермический градиент Г_т=0,01°С; диаметр скважины d_c=0,168м; расход закачиваемой в пласт воды q_в=500м³/сут; температура воды на устье Т_у=180 °С. Теплопроводность окружающих скважину пород λ_оп=2,33Вт/(м·К); температуропроводность пород χ_оп=8,55·10^-7 м²/с; плотность воды ρ_в=10³кг/м³; теплоемкость воды с_в=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 θ₀ = 10 °С. Требуется определить температуру Т_зна 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)

где

;(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 146,7ºC.

Варианты задачи.

№	Η	Гт	dc	qв	Ту	λоп	χоп, 10-7	ρв	св	θ0
		0,03	0,168			2,33	8,55	103	4,2
		0,03	0,168			2,33	8,5	103	4,2
		0,03	0,168			2,33	8,45	103	4,2
		0,03	0,168			2,33	8,4	103	4,2
		0,03	0,168			2,33	8,35	103	4,2
		0,03	0,168			2,3	8,3	103	4,2
		0,025	0,168			2,3	8,25	103	4,2
		0,025	0,168			2,3	8,2	103	4,2
		0,025	0,168			2,3	8,15	103	4,2
		0,025	0,168			2,3	8,1	103	4,2
		0,025	0,110			2,22	8,05	103	4,2
		0,025	0,110			2,22		103	4,2
		0,02	0,110			2,22	7,95	103	4,2
		0,02	0,110			2,22	7,9	103	4,2
		0,02	0,110			2,22	7,85	103	4,2
		0,02	0,110			2,2	7,8	103	4,2
		0,02	0,110			2,2	7,75	103	4,2
		0,02	0,110			2,2	7,7	103	4,2
		0,015	0,110			2,2	7,65	103	4,2
		0,015	0,110			2,2	7,6	103	4,2
		0,015	0,124			2,12	7,55	103	4,2
		0,015	0,124			2,12	7,5	103	4,2
		0,015	0,124			2,12	7,45	103	4,2
		0,015	0,124			2,12	7,4	103	4,2
		0,01	0,124			2,12	7,35	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,3	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,25	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,2	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,15	103	4,2
		0,01	0,124			2,1	7,1	103	4,2

Задача.

С целью повышения нефтеотдачи пласта в нагнетательную скважину закачивается пар. Глубина скважины Η=250м; диаметр скважины d_c=0,143м; темп нагнетания пара q_п=500т/сут; степень сухости пара на устье Х_у=0,8; температура пара Т_п=250°С; средняя начальная температура в скважине Т_ср=15°С; скрытая теплота парообразования ξ_п=1750кДж/кг; теплопроводность окружающих скважину пород λ_оп=8,1Вт/(м·К); температуропроводность окружающих скважину пород χ_оп=2,89·10^-6 м²/с. Требуется определить степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после начала закачки [4] .

Решение.

Степень сухости пара на забое нагнетательных скважин можно вычислить, используя следующую зависимость:

, (7.1)

где

; (7.2)

; (7.3)

Х_з — степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через время t.

Тогда

;

.

Подставив в формулу (5.7) соответствующие значения, получим

.

Ответ.

Степень сухости пара на забое нагнетательной скважины чере