Разработка нефтяных и газовых месторождеий

Для индивидуальных углеводородов граничным давлением между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров (при данной температуре), при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью.

Фазовые превращения углеводородов можно также представить в координатах давление-температура (рис. 4.2). Для однокомпонентной системы кривая давления насыщенного пара на графике давление-температура является одновременно кривой точек начала кипения и линией точек росы. При всех других давлениях и температурах вещество находится в однофазном состоянии.

Фазовая диаграмма индивидуальных углеводородов ограничивается критической точкой С (рис. 4.2). Для однокомпонентных систем эта точка определяется наивысшими значениями давления и температуры, при которых ещё могут существовать две фазы одновременно.

Рис. 4.2. Диаграмма фазового состояния чистого этана в координатах Т-Р.

Из рисунка 4.2 следует, что путём соответствующих изменений давления и температуры углеводороды можно перевести из парообразного состояния в жидкое, минуя двухфазную область. Газ, характеризующийся параметрами точки А (рис. 4.2), можно изобарически нагреть до температуры точки В, а затем, повысив давление в системе при постоянной температуре, перевести вещество в область точки D, расположенную выше критической точки С, и далее в область точки Е. Свойства системы при этом изменяются непрерывно, и разделения углеводорода на фазы не произойдёт. При дальнейшем охлаждении системы (от точки D до точки Е), а затем при снижении давления до точки F вещество приобретёт свойства жидкости, минуя область двухфазного состояния.

Значительно сложнее закономерности фазовых переходов двух- и многокомпонентных систем.

В смеси углеводородов каждый компонент имеет собственные значения упругости насыщенных паров, поэтому процессы конденсации и испарения не будут проходить при конкретных значениях давления и температуры, а в определённом диапазоне значений давления и температуры. Границы диапазона будут тем больше, чем больше разница между критическими значениями давления и температуры индивидуальных компонентов, входящих в систему. Более подробную информацию по фазовым переходам многокомпонентных систем можно найти в литературе [3, 4].

53. Выбор и расположение нагнетальных скважин.

Конструкция нагнетательных скважин не отлтчается от добывающих. Некоторое количество добывающих скважин, окахавшихся в зоне контура водоносности или за ним, переводятся в разряд нагнетательных.

Существующие конструкции нагнетательных скважин предусматривают закачку воды через насосно-компрессорные трубы, спускаемые с пакером и якорем.

Надпакерное пространство заполняют нейтральной к металлу жидкостью (можно нефтью).

Забой должен иметь достаточный по толщине фильтр, обеспечивающий закачку запланированного объема оды и зумпф, глубиной не менее 20 м для накопления механических взвесей.

Целесообразно применение всиавных (сменных) фильтров, которые могут периодически подниматься мз скважины и очищаться.

Устьевая арматура нагнетательной скважины предназначена для подачи и регулирования объема воды в скважину, проведения различных технологических операций: помывок, освоения, обработок и т. д.

Наиболее распространена на месторождениях восточных районов арматура типа 1АНЛ-6-200.

Освоение нагнетательных скважин- комплекс мер, связанх с пуском ее в работу.

В большинстве своем — это работы, проводимые для эксплутационных скважин: очистка призабойной зоны пласта от привнесенного в процессе бурения глинистого раствора, образование сети трещин. Но для скважин, вводимых под нагнетание из нефтяныж, причем проработавших длительное время возникает специфических трудностей.

Свабирование представляет собой наиболее простой и довольно эффективный способ освоения скважин.

Гидросвабирование — метод чередующихся циклов закачки воды в пласт и ее прекращение с выбросом на поверхность, определенной порции жидкости из пласта, содержащей постороние примеси. Эффективностьметода состоит в создании депрессии на пласт путем резкого открытия задвижки на устье скважины.

Кислотная обработка широко применяется для очистки призабойной зоны пробуренной скважины от глигистого раствора. Для этой цели используется соляная кислота (НС1), серная (Н2SО4), плавиковая (FH) и другие кислоты.

Если нефтесодержащие породы сложены известняками, доломитами, то для таких пластов рекомендуется соляная кислота.

Следует выделить работу по своению под закачку скважин, ранее работающих, как добывающие. Специфика освоения таких скважин состоит с том, что воздействие на них кислотой не привдит а ффекту вследствие покрытия пор продуктивного пласта нефтяной пленкой, для освоения таких пластов предложена технология, базирующаяся на предварительной закачке в пласт растворителя, его выдержке в ПЗП и последующей промывке скважины.

Гидравлический разрыв пласта является одним и эффективных способов освоения нагнетательных скважин. Технология и техника ГПР не отличается от принятой для добывающих скважин.

Задача 1

Определить количество нефти, которое можно получить из залежи за счет свойств среды внутри контура нефтеносности при падении средневзвешенного по площади давления в залежи до давления насыщения. За период падения давления в пласте до уровня давления насыщения добыча нефти составила 5х106 м3 . исходные данные – в таблице.

Решение:

1.      Определить коэффициент сжимаемости нефти по формуле:

н  =

              н=1,025-1,022/1,022*10=0,003/10,22=0,0003

              ∆Р  = Рпл – Рнас = 18 - 8 = 10 Мпа

2.      Определить коэффициент упругоемкости залежи по формуле:

              β* = m βH + βП , 1/МПа;

β*= 0,22 * 0,0003 + 2х10 – 4 = 0,00006 + 0,0002=0,00026

3. Определить объем нефти:

∆VH = β* V ∆P = 0,00026 * 144*10 = 0,37 м3.

V = Fh = 12 * 12 = 144 м3.

∆Р  = Рпл – Рнас = 18 - 8 = 10 МПа.

4. Определить начальный объем нефти в залежи в пластовых условиях:

VH = F * h * m* (1 -S)/bH , м3,

  VH = 12 *12 * 0,22 * (1 – 0,2)/1,027 = 24,68 м3.

5. Определить коэффициент нефтеотдачи по формуле:

Кот = ∆VH * 100/VH 

Кот = 0,37 *100/24,68 = 1,5  %

Задача 2

Определить продолжительность вытеснения нефти паром, общую продолжительность тепловой обработки пласта, дебит скважины после обработки паром. Изучить схемы площадного заводнения. Исходные данные в таблице.

Решение:

1.      Определить объем пласта, подвергнутого тепловой обработке по формуле:

VП = π R2h, м3,

VП = 3,14 * 1002 * 20 = 628000 м3.

2.      Определить запасы нефти на начало тепловой обработки по формуле:

V = VП m β, м3,

V = 628000 * 0,20 * 0,5 = 62800 м3.

При вытеснении нефти паром можно получить 80% этих запасов нефти, т.е. V1 = 0.8VП m β, м3,

V1 = 0.8 * 628000* 0.20 * 0.5 = 50240 м3.

3.      Определить объем призабойной зоны по формуле:

V0   = . м3,

V0   = 628000/1+(700/150)+(1+1-150/500)=628000/6,97=90100,43 М3

4.      Определить объем предварительно прогреваемой призабойной зоны:

V01 = (V0/ VП) * 100% = (90100,43/628000) * 100% =14,35 %

5.      Определить количество тепловой энергии, необходимое для нагрева призабойной зоны:

Q1  = (∆TП - ТВ) * i * V0, кал,

Q1=(700-150)*500000*90100,43= 24777618250000 кал.

6.      Определить общее количество газа, необходимое для получения этой энергии (с учетом 25%  на тепловые потери):

VГ = 1,25 * Q1/Q

            VГ=1,25*24777618250000/8х106=3972022812500/8000000=3871502,85м3

7.      Лабораторными опытами установлено, что на сгорание 1 м3 газа требуется м3 воздуха. Поэтому расход воздуха составит:

VВ = 9,5 * VГ

VВ = 9,5*3871502,85 = 36779277,075 м3.

8.      Определить объем газовоздушной смеси по формуле:

              Vсм = VГ + VВ

              Vcм=3854911,3+ 36779277,075 = 40650779,925 м3

9.      Определить радиус предварительного обогрева пласта по формуле:

R0  = , м

R=89714,3/3,14*20=4,8 м

10. Определить продолжительность нагрева пласта по формуле:

tH = VCM/Kпрм

tн=40650779,925/1х105 = 406,51 сут

11. После прогрева призабойной зоны необходимо максимально быстро провести нагнетание воды с тем, чтобы своевременно получить пар для обрабтки всего пласта. Общий объем, необходимый для нагнетания, определить по следующей формуле:

QВ = (сП/сВ) * Vп

QВ = (0,5/1,0) * 628000 =  314000 м3.

12. Определить продолжительность вытеснения нефти паром:

tB = QB/qH

tB =314000/500=628 cут

13. Определить общую продолжительность тепловой обработки ПЗП:

Tоб = tH + tB

tоб = 406,51 + 628 = 1296,51 сут.

Задача 3

              Рассчитать приемистость нагнетательной скважины и потери давления при заводнении пласта в наземном трубопроводе и в скважине. Исходные данные в таблице: