Файл: Юрчук, А. М. Расчеты в добыче нефти учеб. пособие.pdf

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 17.10.2024

Просмотров: 257

Скачиваний: 3

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

Количество окислителя, израсходованного за этот период: Uj = 4 - = 4 • 61.6' l° s*2^° = 7,4■ 10е м3.

Количество окислителя, израсходованного в основной (средний) период:

 

щ = и - 2иг = 51 • 10е- 2 • 7,4 • 10е = 36,2.10е м3.

Продолжительность

основного периода

 

 

 

и = -

 

36,2 • 10°

588

сут.

 

 

 

61,6 • юз

 

 

 

 

 

 

 

Общая

продолжительность

разработки всего

участка

 

t — 2 t + 12= 2 • 240 + 588 = 1068 сут.

Абсолютное давление на

устье

нагнетательной скважины

 

Ѵ?Р|іок 0+ 273)

ln

гг

1,238)] °’Б=

Рн = \ РІ +

7,4AVt

 

rcuyi

= [ s 2-

61,6-103-0,018 (21 + 273)

 

150-

 

— 1,238 ) ]°’E

7,4 ■176 • 6

( І п т>:

084 • 0,15 • 240

 

 

 

 

 

 

 

 

= 20 кгс/см2

(2 МПа).

 

 

Для вычисления коэффициента нефтеотдачи необходимо знать количество коксового остатка S0 и углеводородного газа £тх, выра­ женное в долях от порового объема:

 

£к. О _

25,2

:

0,095;

 

р н т ' —

945 • 0,28

^тх'—

= 0,095 12

 

300

: 0,034.

Qн

10 000

 

Принимая объемный коэффициент охвата пласта очагом горе­ ния Ау = 0,575 и коэффициент нефтеотдачи из участков, не охва­ ченных фронтом горения, г)н = 0,4, определяем общий коэффициент нефтеотдачи:

Ли =-Ау (1 -

) +

Чн (1 - а у) = °-57 5 •( 1

0,095 + 0,034

\ .

0,72

)

 

+ 0,4-(1-0,575) = 0,642.

 

 

Количество

извлекаемой нефти

 

 

 

Ѵн= Shm sjін= 2 ■1502 • 6 • 0,28 • 0,72 • 0,642 = 34,9 • 10s м3

 

(площадь участка S = 212).

реакционной воды

 

Удельное

количество

образующейся

 

 

1 —т

 

 

 

 

ёв — ёв

25- Н ж

=30кг/м 3-

 

 

 

 

244

Суммарное количество

получаемой воды

 

 

Ѵв = AvSh (sDm + ^ - ) = 0,575 • 2 • 1502 • 6 • (о,23 • 0,28 4

30

W

=

14,6 • ІО3 м3.

юоо

)

 

 

Принимая дебит нефти Ѵ„ пропорциональным расходу окислителя, найдем дебит нефти во второй (основной) период раз­ работки:

Ѵ0 У«У§* 34,9 • 103.61,6 • 103 = 42,2 м3/сут.

и51 • 10е

Дебит нефти в первый период F lH будет возрастать от нуля до- Ѵ2а, а в третий период он будет убывать от Ѵ2н до нуля, составляя в среднем 21,1 м3/сут.

38. Расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта [34]

Задача 58

Принимаем, что скважины расположены по семиточечной схеме- (шесть эксплуатационных скважин по окружности и нагнетатель­ ная в центре). Расстояние между эксплуатационными и нагнетатель­

ными скважинами R =

100 м. Средняя мощность пласта h = 20 м.

Пористость пласта а =

0,2, остаточная нефтенасыщенпость пласта

ß = 0,5.

 

Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке,

Ѵп= nR2h = 3,14 ■lOO2 •20 = 628 000 м3.

Абсолютные запасы

нефти на начало тепловой обработки

V = 7псф = 628 000.0,2 •0,5 = 62 800 м3.

Из этих запасов при вытеснении нефти паром можно получить-

иефти 80%, или около 62 800 • 0,8 = 50000 м3.

 

Принимая температуру предварительного нагрева призабойной

зоны АТ — 700° С,

находим

объем

призабойной зоны:

 

 

V_______

 

 

8

Т п ( .

С в А Т в

 

 

ДГВ V +

і

 

 

где АТп = 700° С — прирост

температуры

перегретого

пара отно­

сительно начальной

температуры в

°С;

АТв = 150° С — прирост

температуры холодной воды до точки кипения в °С; Св

= 1 ккал/кг

°С — теплоемкость

воды; і

= 500

ккал/кг — теплота

испарения

воды.

 

 

 

 

 

Подставив числовые значения входящих в эту формулу величин,, найдем объем предварительно прогреваемой призабойной зоны:

тд

700

628 000

1 •150\

f 89 000 м3 или

89 000 • 100

14%

14

/

 

628 000

 

от всего

150

' V1 +

500 )

 

 

 

объема подлежащего обработке

пласта.

 

245-

Для ыагрева такого объема пласта потребуется тепловой энергии

(Д = (ДГПДГВ) іѴ0 = (700 -150) • 500 • 89 000 = 24 475 • 10е ккал

(102,6 • 1012Дж).

Общее количество газа, необходимое для получения этой энергии с учетом 25% па тепловые потери, будет

Ѵг = (?Д ,25 : 1Q= 24 475 • 10е • 1,25 :8000 = 3 824 200 м3,

где Q = 8000 ккал/кг — теплота сгораиия природного газа. Лабораторными опытами установлено, что на сгорание 1 м3

таза требуется 9,5 м3 воздуха. Поэтому расход воздуха составит

Ѵв= 9,57г= 9,5 • 3 824 200 = 36 330 000 м3.

Объем всей газовоздушиой смеси будет

7 см = Е г + У в = 3 824 200 +

36 330 000 =

40,154 млн. м3.

Радиус

предварительного

обогрева пласта

 

 

 

 

89 000

37,6 м,

 

 

 

 

3,14 • 20

 

 

 

 

 

тде h = 20 м — мощность пласта.

должна быть не менее

Приемистость нагнетательной скважины

К = 100

тыс. м3/сут.

Если

она окажется

меньше, необходимо

принять меры к повышению приемистости.

 

Продолжительность

нагрева

пласта составит

ін = ѵсн: К = 40154 000: 100 000 = 401 сут.

После прогрева призабойной зоны необходимо максимально быстро провести нагнетание воды, с тем чтобы своевременно полу­ чить пар для обработки всего пласта.

Общий объем воды, необходимой для нагнетания, определится по формуле объемной скорости конвективного переноса тепла в по­ ристой среде пласта:

 

Qa= -g . уп =

. 628 000 = 314 000 м3,

 

где Сп = 500 ккал/м3 °С — теплоемкость перегретого пара;

Св —

= 1000

ккал/м3 °С — теплоемкость воды.

установки дн

= 500

При

производительности

нагнетательной

м3/сут

продолжительность вытеснения нефти

паром составит

 

tB=zQB: qH= 314 000 : 500 = 628 дней.

Общая продолжительность тепловой обработки участка пласта будет

<об = *н + h = 401 -)- 628 = 1029 дней яа 3 лет.

.246

За это время предполагается добыть из пласта путем тепловой

обработки

50000 м3 нефти, или

49 м3/сут.

Расходы на весь процесс тепловой

обработки составят около

500 тыс. руб.,

или 500000 : 50000 = 10

руб. иа 1 м3 нефти.

 

39.

Расчет тепловой обработки истощенного

 

нефтяного пласта комбинированным методом [34]J

Задача

59

 

 

Тепловая обработка пласта ведется методом теплового импульса путем предварительного обогрева призабойной зоны горячей водой или насыщенным водяным паром и последующего переноса создан­ ной горячей зоны нагнетанием холодной воды, которая при высо­

кой температуре пласта превращается в пласте в пар.

 

1.

Удельные потери тепловой энергии (на 1 м3 обработанной

части

пласта)

 

 

 

 

 

 

 

Q „=^V xcY ^ t7WI’

 

где <2уд — удельные потери тепловой энергии в ккал/м3;

X =

= 1

ккал/м

°С •

ч — коэффициент теплопроводности нефтесодер­

жащих пород; С — 550 ккал/м3 -°С — удельная теплоемкость этих

пород; Сп

— 675

ккал/м3

• °С — удельная

теплоемкость насыщен­

ных

жидкостью

пород;

С,- = 875 ккал/м3

■°С — удельная

тепло­

емкость нагнетаемого рабочего агента; АТ — 175° С — среднее уве­

личение температуры пласта (по сравнению с его нормальной тем­

пературой);

Гф = 100 м — радиус

фронта

температурной

волны

в м; h =

20 м — средняя мощность пласта; /

=

17,5 м3/ч — расход

нагнетаемого

агента.

приведенных

значений получим

 

После

подстановки

 

 

 

/

1 -5 5

0

. / ^ . !75

 

100

 

25 577 ккал/м3

 

 

V 20 • 17,5

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(107,4 МДж/м3).

 

 

 

 

 

2.

Коэффициент

 

полезного

действия

теплоинжекционного про­

цесса

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

т) = і —

з

r hT

VW i

=

 

 

 

 

 

 

VbQibQn

 

 

 

= 1—

/ 1. 550-

 

175

 

 

100

= 0,98,

 

/1 5 400-118 500

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

/2 0 -17,5

 

где AQi = 154 000 ккал/м3 — прирост тепловой

 

энергии в

объеме

1 м3 рабочего

агента

при

АТ =

175° С;

АQn =

 

118 500 ккал/м3 —

прирост тепловой энергии в объеме 1 м3 пласта при АТ — 175° С; остальные обозначения — те же, что в п. 1.

247'

3.Среднее увеличение температуры пласта на расстоянии 50

•от оси скважины в °С

4 т Г ХС

АГ60 = Д7’{і

V W i у СіСп 7ф

где г = 50 м — радиус местоположения температурного импульса в пласте (считая от оси скважины). Остальные обозначения — те же, что в п. 1;

ДГ60 = 1 7 5 (1 -

і / 1' 550 ■. юо

/20 -17,5

V 875-675

=158 °С.

4.Максимальная продолжительность теплоипжекционного про­ цесса в часах

 

 

 

 

 

 

АГм \

пСЙАа

 

 

 

 

-м ак с — ^

 

А т

J i ß ß C ) •

 

 

 

 

 

 

 

 

' ) 16 (ХС

Прп

тех

же обозн:іачениях н

 

значениях величин

t»

н

1

158

N\

3,14 • 6752.202

= 6503 ч, или 9 мес и 1 день.

75

)

16 • 1 • 550

 

Принимая

объем

подвергаемого

 

обработке пласта равным

628000 м3 прп коэффициенте пористости его 0,2, необходимо зака­ чать в пласт

628 000-0,2 = 125 600 м3 горячей воды.

Следовательно, темп закачки должен быть

125 600:6503 = 19,3 м3/ч, пли 463 м3/сут.

Прп коэффициенте приемистости нагнетательной скважины, рав­ ном 24 м3/(кгс/см2), для успешного проведения теплопижекцпопного процесса потребуется иметь па забое скважины давление нагнетания

463 : 24= 19,3 кгс/см2 (1,9 МПа).

Это давление может быть создано весом самого столба воды

вскважине.

40.Расчет распределения температуры по стволу фонтанной скважины 1

Задача 60

Снижение температуры нефтяного потока в сравнении с пласто­ вой температурой на высоте z над забоем скважины с достаточной точностью определяется формулой

1 В. Б. В л іо ш и и и др. Номограммы для установления распределения температуры по стволу фонтанной скважины. «Нефтепромысловое дело», 1969, •Jtë 8, с. 16—19.

248

Смотрите также файлы