Файл: Курсовой проект по дисциплине Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений на Арктическом шельфе.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 437
Скачиваний: 11
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
120 + 2,546 – 10-4 (120)2 = 4,45 МПа, т.е. забойное давление
рзаб = рпп - ∆p = 22
4,45 = 17,55 МПа.
Если требуется рассчитать дебит скважины для заданного забойного давления, т о уравнение (3) сучетом (1) принимает вид
Q =
(7)
Например, требуется рассчитать дебит данной скважины, если задано забойное давление рзаб = 12 МПа. В соответствии с (7):
Q =
= 185,8 т/сут.
Таким образом, при рзаб = 12 МПа дебит скважины составит 185,8 т/сут.
Исследование на приток газовой скважины
Исследование газовой скважины при установившихся режимах работы проводится аналогично исследованию нефтяной скважины.
В основе обработки результатов исследования при установившихся режимах лежит следующее уравнение:
p2пл – р2заб = AV+BV2, (8)
где A - коэффициент, характеризующий потери давления на трение при фильтрации газа в пористой среде и имеющий размерность, сут∙МПа2/м3; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери давления и имеющий размерность сут2 - МПа2 /м6; V - дебит газа, м3/сут.
Линеаризацию уравнения (8) проводят делением его на дебит газа V:
(p2пл – р2заб) / V =A+BV. (9)
Результаты исследования газовой скважины на установившихся режимах работы обрабатываются в координатах (p2пл – р2заб) / (V- V). В этих координатах результаты исследования представляют прямую линию, экстраполяция которой до оси (p2пл – р2заб) / Vотсекает на ней отрезок А . Угловой коэффициент В этой прямой рассчитывают так:
(10)
Задача 1. Рассчитать коэффициенты А и В уравнения притока газа для скважины, данные об исследовании которой на установившихся режимах представлены ниже.
Пластовое давление в скважине pпл = 22 МПа.
Здесь же представлены результаты расчета (p2пл – р2заб) и (p2пл – р2заб) / V. На рис. 1 приведена зависимость (p2пл – р2заб) / V =f (V). Экстраполируя прямую до пересечения с осью ординат, получаем А = 25 – 10-6 МПа2∙сут/м3.
Коэффициент В находим по (10) для точек 1 и 2:
= 92,5∙10-12 МПа∙ сут/м6.
Таким образом, уравнение притока газа в данную скважину имеет вид
p2пл – р2заб = 25∙10-6V+92,5∙10-12V2. (11)
Рассчитаем, например, забойное` давление по (11), если дебит скважины задается равым 0,75 - 106 м3/сут.
Рис.1. Индикаторная линия газовой скважины в координатах (p2пл – р2заб) / V– V
р2заб = 20,33 МПа.
Расчет параметров призабойной зоны
Основные параметры призабойной зоны скважины - коэффициент гидропроводности kh/μ, коэффициент подвижности k/μ и проницаемость k. Используя результаты исследования нефтяных скважин на установившихся режимах работы, можно рассчитать названные параметры. Для этого воспользуемся уравнением Дюпюи
(12)
где k - проницаемость призабойной зоны, м2; h - толщина пласта, м; μн - вязкость нефти в пластовых условиях, Па∙с; bн - объемный коэффициент нефти при пластовой температуре; Rк - радиус контура питания, м; rпр - приведенный радиус скважины, м.
Уравнение (12) справедливо при рзаб > рнас в случае фильтрации необводненной нефти.
С учетом (1) выражение (12) перепишем в виде
(13)
Подставляя (2) в (13), получаем
или 
(14)
где К'пр - коэффициент продуктивности в м3
/(с∙Па), определенный по результатам исследования скважины. Для пересчета Кпр по формуле (1) в К'пр используем следующую формулу:
(15)
Коэффициент гидропроводности призабойной зоны газовой скважины рассчитывают по формуле (в предположении справедливости закона Дарси)
(16)
где μr - вязкость газа в пластовых условиях, Па∙с; а - числовой коэффициент, имеющий размерность (с∙Н2/м7) и вычисляемый по известному коэффициенту А:
a = 8,64∙1016 A. (17)
Задача 1. Рассчитать параметры призабойной зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности Кпр = 14,634 т/(сут∙МПа). Толщина продуктивного пласта h= 5 м; объемный коэффициент нефти при пластовой температуре bн = 1,22; плотность нефти в пластовых условиях рнп = 802 кг/м3; вязкость пластовой нефти μн = 2 мПа . с; радиус контура питания Rк = 200 м; приведенный радиус скважины rпр = 9∙10-6 м.
Решение. Определяем коэффициент продуктивности по формуле (15) :
Рассчитываем по (14) коэффициент гидропроводности
Рассчитываем коэффициент подвижности нефти:
Рассчитываем проницаемость призабойной зоны скважины:
Задача 2. Вычислить параметры призабойной зоны газовой скважины (закон Дарси соблюдается) для следующих условий: А = 25∙10-6 МПа∙сут/м3; пластовая температура Тпл = 315 К; радиус контура питания Rк = 400 м; приведенный радиус скважины rпр = 5∙10-5 м; толщина пласта h= 11,3 м; вязкость газа в пластовых условиях μг= 1,3∙10-5 Па∙с; коэффициент сверхсжимаемостиz= 0,791.
Решение. Рассчитываем по (17) числовой коэффициент a =8,64∙1016∙25∙10-6 = 2,16∙1012 c∙H2/м7.
Определяем по (16) коэффициент гидропроводности (газопроводности) :
Коэффициент подвижности газа
Проницаемость призабойной зоны
Проектирование солянокислотной обработки
Проектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора Vр составляет 1 - 1,2 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем кислотного раствора
Vp = vp h, (1)
где h - обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м.
Объем товарной кислоты (в м3)
(2)
где xp, xк - соответственно объемные доли (концентрации) кислотного раствора и товарной кислоты, %.
Если в процессе хранения и транспорта концентрация кислоты изменяется, то с учетом этого изменения объем товарной кислоты (в м3) Vк рассчитывают по формуле
(3)
где pк15 - плотность товарной кислоты при 15 °С, кг/м3:
(4)
Где рк - плотность кислоты при температуре t.
В качестве химических реагентов при солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого 6х6 рассчитывают по формуле (кг)
, (5)
где а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % (а=0,4%).
Объем хлористого бария
рзаб = рпп - ∆p = 22
4,45 = 17,55 МПа. Если требуется рассчитать дебит скважины для заданного забойного давления, т о уравнение (3) сучетом (1) принимает вид
Q =
(7)Например, требуется рассчитать дебит данной скважины, если задано забойное давление рзаб = 12 МПа. В соответствии с (7):
Q =
= 185,8 т/сут.Таким образом, при рзаб = 12 МПа дебит скважины составит 185,8 т/сут.
Исследование на приток газовой скважины
Исследование газовой скважины при установившихся режимах работы проводится аналогично исследованию нефтяной скважины.
В основе обработки результатов исследования при установившихся режимах лежит следующее уравнение:
p2пл – р2заб = AV+BV2, (8)
где A - коэффициент, характеризующий потери давления на трение при фильтрации газа в пористой среде и имеющий размерность, сут∙МПа2/м3; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери давления и имеющий размерность сут2 - МПа2 /м6; V - дебит газа, м3/сут.
Линеаризацию уравнения (8) проводят делением его на дебит газа V:
(p2пл – р2заб) / V =A+BV. (9)
Результаты исследования газовой скважины на установившихся режимах работы обрабатываются в координатах (p2пл – р2заб) / (V- V). В этих координатах результаты исследования представляют прямую линию, экстраполяция которой до оси (p2пл – р2заб) / Vотсекает на ней отрезок А . Угловой коэффициент В этой прямой рассчитывают так:
(10)Задача 1. Рассчитать коэффициенты А и В уравнения притока газа для скважины, данные об исследовании которой на установившихся режимах представлены ниже.
Пластовое давление в скважине pпл = 22 МПа.
| Режим работы скважины | 1 | 2 | 3 | 4 |
| Дебит скважины, 106/сут | 2 | 1,85 | 1,2 | 0,56 |
| Забойное давление, МПа | 7,5 | 10,6 | 18 | 21 |
| (p2пл – р2заб), МПа2 | 427,75 | 371,64 | 160 | 43 |
| (p2пл – р2заб) / V, 106сут∙МПа2/м | 213,875 | 200,886 | 133,333 | 78,182 |
Здесь же представлены результаты расчета (p2пл – р2заб) и (p2пл – р2заб) / V. На рис. 1 приведена зависимость (p2пл – р2заб) / V =f (V). Экстраполируя прямую до пересечения с осью ординат, получаем А = 25 – 10-6 МПа2∙сут/м3.
Коэффициент В находим по (10) для точек 1 и 2:
= 92,5∙10-12 МПа∙ сут/м6.
Таким образом, уравнение притока газа в данную скважину имеет вид
p2пл – р2заб = 25∙10-6V+92,5∙10-12V2. (11)
Рассчитаем, например, забойное` давление по (11), если дебит скважины задается равым 0,75 - 106 м3/сут.
Рис.1. Индикаторная линия газовой скважины в координатах (p2пл – р2заб) / V– V
р2заб = 20,33 МПа.
Расчет параметров призабойной зоны
Основные параметры призабойной зоны скважины - коэффициент гидропроводности kh/μ, коэффициент подвижности k/μ и проницаемость k. Используя результаты исследования нефтяных скважин на установившихся режимах работы, можно рассчитать названные параметры. Для этого воспользуемся уравнением Дюпюи
(12)где k - проницаемость призабойной зоны, м2; h - толщина пласта, м; μн - вязкость нефти в пластовых условиях, Па∙с; bн - объемный коэффициент нефти при пластовой температуре; Rк - радиус контура питания, м; rпр - приведенный радиус скважины, м.
Уравнение (12) справедливо при рзаб > рнас в случае фильтрации необводненной нефти.
С учетом (1) выражение (12) перепишем в виде
(13)Подставляя (2) в (13), получаем
или (14)где К'пр - коэффициент продуктивности в м3
/(с∙Па), определенный по результатам исследования скважины. Для пересчета Кпр по формуле (1) в К'пр используем следующую формулу:
(15)Коэффициент гидропроводности призабойной зоны газовой скважины рассчитывают по формуле (в предположении справедливости закона Дарси)
(16)где μr - вязкость газа в пластовых условиях, Па∙с; а - числовой коэффициент, имеющий размерность (с∙Н2/м7) и вычисляемый по известному коэффициенту А:
a = 8,64∙1016 A. (17)
Задача 1. Рассчитать параметры призабойной зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности Кпр = 14,634 т/(сут∙МПа). Толщина продуктивного пласта h= 5 м; объемный коэффициент нефти при пластовой температуре bн = 1,22; плотность нефти в пластовых условиях рнп = 802 кг/м3; вязкость пластовой нефти μн = 2 мПа . с; радиус контура питания Rк = 200 м; приведенный радиус скважины rпр = 9∙10-6 м.
Решение. Определяем коэффициент продуктивности по формуле (15) :
Рассчитываем по (14) коэффициент гидропроводности
Рассчитываем коэффициент подвижности нефти:
Рассчитываем проницаемость призабойной зоны скважины:
Задача 2. Вычислить параметры призабойной зоны газовой скважины (закон Дарси соблюдается) для следующих условий: А = 25∙10-6 МПа∙сут/м3; пластовая температура Тпл = 315 К; радиус контура питания Rк = 400 м; приведенный радиус скважины rпр = 5∙10-5 м; толщина пласта h= 11,3 м; вязкость газа в пластовых условиях μг= 1,3∙10-5 Па∙с; коэффициент сверхсжимаемостиz= 0,791.
Решение. Рассчитываем по (17) числовой коэффициент a =8,64∙1016∙25∙10-6 = 2,16∙1012 c∙H2/м7.
Определяем по (16) коэффициент гидропроводности (газопроводности) :
Коэффициент подвижности газа
Проницаемость призабойной зоны
Проектирование солянокислотной обработки
Проектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора Vр составляет 1 - 1,2 м3 на один метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем кислотного раствора
Vp = vp h, (1)
где h - обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м.
Объем товарной кислоты (в м3)
(2)где xp, xк - соответственно объемные доли (концентрации) кислотного раствора и товарной кислоты, %.
Если в процессе хранения и транспорта концентрация кислоты изменяется, то с учетом этого изменения объем товарной кислоты (в м3) Vк рассчитывают по формуле
(3)где pк15 - плотность товарной кислоты при 15 °С, кг/м3:
(4)Где рк - плотность кислоты при температуре t.
В качестве химических реагентов при солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого 6х6 рассчитывают по формуле (кг)
, (5)где а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % (а=0,4%).
Объем хлористого бария