Создан заказ №4094828
4 июня 2019
1 Определение количества воды необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин
Как заказчик описал требования к работе:
Нужен аспирант или преподаватель, чтобы помочь сделать решение задач по нефтегазовому делу, сроки очень сжатые. Отзовитесь, пожалуйста!
Фрагмент выполненной работы:
1. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.
Основным методом увеличения нефтеотдачи является заводнение как на вновь вводимых в разработку объектах, так на истощенных месторождениях. Вследствие выработки запасов нефти пластовое давление в залежи падает, депрессия на забоях и дебит добывающих скважинах уменьшается. Для поддержания пластового давления применяются различные виды заводнения.
Задача.
Суточная добыча нефти Qн из элемента эксплуатационного объекта составляет 725 т, суточная добыча воды Qв составляет 200 м3, суточная добыча газа Vг составляет 99920 м3, объемный коэффициент нефти bн равен 1,46, коэффициент растворимости газа в нефти α равен 8,4 м3/м3, плотность нефти ρн составляет 882 кг/м3, коэффициент сжимаемости газа Z равен 0,883, пластовое давление Pпл составляет 8,7 МПа, пластовая температура Тпл составляет 346 К, атмосферное давление P0 равно 0,1 МПа, коэффициент проницаемости пласта k равен 1,6·10-12 м2, перепад давления на забое ΔP равен 1,5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φ составляет 0,86, половина расстояния между нагнетательными скважинами R равна 560 м, радиус забоя скважины rс равен 0,156 м, вязкость воды µв равна 1 мПа·с. (работа была выполнена специалистами Автор 24) Определить количество воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.
Решение.
Определяем объем нефти, добываемой в пластовых условиях:
Q'н=Qнbнρ=725∙103∙1,46882=1200 м3(1.1)
Определяем объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям:
Vсв=Vг-αPплQнρ=99920-8,4∙8,7∙725∙103882=39849 м3(1.2)
Определяем объем свободного газа в пластовых условиях:
Vпл=ZVсвP0TплPплT0=0,883∙39849∙0,1∙106∙3468,7∙106∙273=513 м3(1.3)
Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:
Vсв=Q'н+Vпл+Qв=1200+513+200=1913 м3(1.4)
Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в элемент эксплуатационного объекта воды не менее указанного объёма. При K=1,2 – коэффициент избытка, потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объёма контурной воды):
Q'в=VK=1913∙1,2=2296 м3/сут(1.5)
Определяем приемистость нагнетательных скважин:
q=2πkh∆PφμlnRrc=2∙3,14∙1,6∙10-12∙10∙1,5∙106∙0,861∙10-3ln5600,156=0,0158 м3/сек=1365 м3/сут. (1.6)
Ответ.
Q'в=2296 м3/сут, q=0,0158 м3/сек=1365 м3/сут.
2. Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном коллекторе.
Гидродинамическая система пласт-трещина моделируются как двухпроницаемая система: трещина – высокопроницаемая система (ВПС), пласт – низкопроницаемая система (НПС), форма трещины представлена на рисунке 2.1. Из пласта флюид перетекает в трещину, а из трещины к забою скважины, следовательно, определяющим параметром эксплуатации скважин после ГРП является приток флюида Q из НПС в ВПС.
Приток жидкости определяется по формуле:
(2.1)
где: S – площадь полутрещины;
V – скорость перетока из пласта в трещину, определяется по формуле[2,3]:
(2.2)
где , k2– коэффициент проницаемости пласта; - динамическая вязкость флюида; – коэффициент пьезопроводности пласта; L – размер зоны дренирования, зависящий от строения залежи; P0 – давление на границе залежи; P1(x,t) – давление в трещине, t1 – время достижения границы зоны дренирования.
(2.3)
Будем считать, что фильтрация в пласте и в трещине прямолинейно-параллельная. Пусть давление в трещине распределяется по закону:
;(2.4)
где: l – длина трещины. Высота трещины изменяется по закону:
(2.5)
где: h(x) – высота трещины в произвольном сечении, h2 – высота трещины на забое скважины, h1 – высота окончания трещины.
l
h(x)
h1
h2
l
h(x)
h1
h2
Рис.2.1. Форма трещины от ГРП.
(2.6)
Подставляя (2.2), (2.4), (2.5), (2.6) в (2.1), после интегрирования получим
(2.7)
При t≤t1 экспонента равна единице, t1 - время достижения давления в НПС. Формула (2.7) справедлива для определения дебита после ГРП в замкнутой залежи. В случае незамкнутой залежи экспонента равна 1. С ростом t дебит скважины уменьшается.
Задача.
Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5 м, расположенных вертикально друг над другом: L=140 м, k1=19 мД = =1910-15 м2 – проницаемость первого прослоя, k2=7 мД=710-15м2 – проницаемость второго прослоя, β*=0,9∙10-10 1/Па (коэффициент упругоемкости пласта), μ=0,7∙10-3 Па∙с, h1=1,8 м, h2=10,4 м, Р0=25,9 МПа, Рс=10,4 МПа, l = 76 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.
Решение.
Определяем параметры λ для каждого пропластка:
λ1=χ1L2=k1μβ*L2=19∙10-150,7∙0,9∙1402∙10-10∙10-3=15∙10-6
λ2=χ2L2=k2μβ*L2=7∙10-150,7∙0,9∙1402∙10-10∙10-3=57∙10-7
Вычисление дебитов (при t<=t1=0,44 cут):
Q1=4∙19∙10-153∙0,7∙10-3∙140∙25,9-10,4∙106∙76∙2∙10,4+1,8∙e-3∙0,44∙15∙10-6=28,6 м3/сут.
Q2=4∙19∙10-153∙0,7∙10-3∙140∙25,9-10,4∙106∙76∙2∙10,4+1,8∙e-3∙0,44∙57∙10-7=16,7 м3/сут.
Решение:
Для первого высокопроницаемого прослоя Q1=28,6 м3/сут., для второго Q2=16,7 м3/сут. при условии t<=t1=0,44 cут. Суммарный дебит равен 45,3 м3/сут.
3. Расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации.
При проектировании и разработки месторождений с целью увеличения нефтеотдачи применяются водные растворы поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые закачивают в нагнетательные скважины с определенной концентрацией. В процессе продвижения оторочки водного раствора ПАВ к добывающим скважинам часть ПАВ сорбируется (осаждаются) на поверхности поровых каналов. Количество сорбируемого вещества можно определить пользуясь законом Генри, формула которого имеет вид a(c)=αc, где α-коэффициент сорбции, определяемый экспериментально, с – концентрация.
Задача.
Рассматривается прямолинейная фильтрация. В водонасыщенный участок пласта шириной b=200 м, толщиной h=12 м, пористостью и с расстоянием между нагнетательной и добывающей галереями l = 600 м через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 500 м3/сут. ПАВ сорбируется скелетом породы по закону Генри, формула которого имеет вид a(c)=αc, где α-коэффициент сорбции; α = 0,26 (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:
(3.1)
Для решения задачи нужно записать начальное и граничное условия.
3086100299720Рисунок 3.1 – Элемент прямолинейного пласта
00Рисунок 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 ...Посмотреть предложения по расчету стоимости
Заказчик
заплатил
заплатил
20 ₽
Заказчик не использовал рассрочку
Гарантия сервиса
Автор24
Автор24
20 дней
Заказчик принял работу без использования гарантии
5 июня 2019
Заказ завершен, заказчик получил финальный файл с работой
5
1 Определение количества воды необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.jpg
2020-12-02 17:41
Последний отзыв студента о бирже Автор24
Общая оценка
4.8
Положительно
Умничка.Новичек но желаю удачи.Работа была выполнена грамотно,отправляю второй заказ.Уверен в исполнении,рекомендую!!!
Хочешь такую же работу?
300 ₽
