Файл: РНМ (печать,готов).doc

43. Расчет распределения давления в пласте конечно-разносным методом в плоской задачи вытеснения нефти водой с учетом двухфазности потока.

Пусть пласт длиной L_x , шириной L_y разрабатывается с N_с скважинами в режиме заводнения. Требуется найти распределение давления и нефте-водонасыщенности в пласте , а также суточные, месячные и годовые технологические показатели разработки. Процесс фильтрации нефти и воды в пласте описывается системой уравнений (9)-(10)

(9)

(10)

Здесь (11а)

(11б)

c(x,y,z)=

Эта задача не имеет аналитического решения, поэтому применяют численный метод- метод конечных разностей.

|_xi = lim (P(x_i+∆x) –P(x_i))/∆x при ∆x→0

|_xi ~ (P(x_i+∆x) –P(x_i))/∆x, x_i+∆x=х_{i+1 (13)}

1. Построение сетки. Пласт разбивается на прямоугольные ячейки. Центрам ячеек присваиваются номера: i – номер столбца, j – номер строки. Количество ячеек N_х* N_у

2. граница пласта и скважины сносятся к центрам ближайших ячеек.

3.в ячейки – скважины заносятся заданные параметры пласта: проницаемость, пористость, нефтенасыщенная толщина.

4. в межскважинных ячейках эти параметры вычисляются методом интерполирования. Таким образом, получают сеточные карты параметров пласта.

5. функции Р(x,y,t_n) и S(x,y,t_n) от непрерывных аргументов заменяются на функции p_{i j} и s _{i j} от дискретных аргументов (i, j), где n – номер временного слоя. P_{i j n} =P(x _i, y _j, t _n)

i →

6.Дифференциальные уравнения (9)-(10) для каждой ячейки, кроме ячеек со скважинами, заменяются разностными уравнениями.

Таким образом, получают систему

N_х* N_у – N_с

алгебраических уравнений. Решив эту систему, находят значения давления и водонасыщенности для каждой ячейки для заданного момента времени t = t _n.

Затем для этого момента времени вычисляются дебиты жидкости, нефти, величина обводненности каждой скважины.

Далее все расчеты повторяются для следующего шага по времени t =t_n+∆t.

Построение разностных уравнений для давления. Дифференциальное уравнение (10) представляет собой уравнение баланса (сохранения) жидкости (нефть+вода). Поэтому для получения его разностного аналога для ячейки (i j) достаточно вычислить потоки через границы ячейки, затем их алгебраически просуммировать.

(14)

Здесь =2

/( + ) (15)

Способ решения системы уравнений (14).

Решение при небольшом числе ячеек можно найти точно, а в общем случае - методом последовательных приближений, например, методом верхней релаксации

(18)

где ω=1,42

(k), (k^-1) - номера текущего и предыдущего приближений соответственно.

За нулевое приближение берется значение давления на предыдущем слое.

44. Микробиологические методы

Идея использования бактерий с целью вытеснения нефти из пористых сред была высказана еще в 1926г. американским исследователем Бекианом.

Зарубежными исследователями установлено, что в результате деятельности микроорганизмов образуются ПАВ и газы СО₂, Н₂,N₂.

Микроорганизмы способны утилизировать парафиновые соединения нефти. При этом образуются органические кислоты, перекиси и т.п., которые в основном водорастворимые.

Американский микробиолог К.Е. Зобелла в 1964г. запатентовал способ «Бактериологический способ обработки нефтяных пластов», основанный на следующих явлениях, вызванных деятельностью микроорганизмов:

- увеличение порового пространства карбонатных коллекоров в результате воздействия углекислоты, выделяемой бактериями в процессе жизнедеятельности;

- выделение микроорганизмами газообразных продуктов (углекислый газ, метан, азот), способствующих увеличению подвижности нефти и повышению давления в пласте;

- освобождение пленочной нефти от поверхности зерен породы;

- образование в результате жизнедеятельности микроорганизмов ПАА;

- разрушение высокомолекулярных углеводородов и преобразование их в более низкомолекулярную массу, в результате чего уменьшается вязкость нефти.

Биотехнологические методы воздействия на пласты можно разделить на 2 основных типа по месту генерации продуктов жизнедеятельности микроорганизмов:

• использование продуктов, полученных биотехнологическими методами на поверхности в промышленных установках – ферментерах;

• развитие микробиологических процессов в пластовых условиях.

Широко используются на практике методы 1-й группы, основанные на закачке раствора мелассы и микроорганизмов, которые реализуются в 2х вариантах:

1. циклическая закачка микроорганизмов и мелассы,

2. мелассное заводнение путем однократного введения значительного количеста мелассного р-ра и микроорганизмов.

Наиболее эффективными для внутрипластового брожения считаются микроорганизмы рода Клостридиум: Клостридиум R₄; Клостридиум Дер N ₅₀.

Опытно-промышленные работы по мелассному заводнению проводились на участке залежи №302 башкирских отложений с 24 добывающими скважинами. Закачка производилась в 6 нагнетательных скважин.

Проведенные на Ромашкинском месторождении работы по микробиологическому воздействию показали высокую эффективность метода. Сдерживающим фактором для более широкого применения метода является необходимость закачки в пласт пресных или слабоминерализованных вод.

45. Общий порядок решения плоской задачи фильтрации двухфазной жидкости.

Пусть пласт длиной L_x , шириной L_y разрабатывается с N_с скважинами в режиме заводнения. Требуется найти распределение давления и нефте-водонасыщенности в пласте , а также суточные, месячные и годовые технологические показатели разработки. Процесс фильтрации нефти и воды в пласте описывается системой уравнений (9)-(10)

(9)

(10)

Здесь (11а)

(11б)

c(x,y,z)=

Эта задача не имеет аналитического решения, поэтому применяют численный метод- метод конечных разностей.

|_xi = lim (P(x_i+∆x) –P(x_i))/∆x при ∆x→0

|_xi ~ (P(x_i+∆x) –P(x_i))/∆x, x_i+∆x=х_{i+1 (13)}

1. Построение сетки. Пласт разбивается на прямоугольные ячейки. Центрам ячеек присваиваются номера: i – номер столбца, j – номер строки. Количество ячеек N_х* N_у

2. граница пласта и скважины сносятся к центрам ближайших ячеек.

3.в ячейки – скважины заносятся заданные параметры пласта: проницаемость, пористость, нефтенасыщенная толщина.

4. в межскважинных ячейках эти параметры вычисляются методом интерполирования. Таким образом, получают сеточные карты параметров пласта.

5. функции Р(x,y,t_n) и S(x,y,t_n) от непрерывных аргументов заменяются на функции p_{i j} и s _{i j} от дискретных аргументов (i, j), где n – номер временного слоя. P_{i j n} =P(x _i, y _j, t _n)

i →

6.Дифференциальные уравнения (9)-(10) для каждой ячейки, кроме ячеек со скважинами, заменяются разностными уравнениями.

Таким образом, получают систему

N_х* N_у – N_с

алгебраических уравнений. Решив эту систему, находят значения давления и водонасыщенности для каждой ячейки для заданного момента времени t = t _n.

Затем для этого момента времени вычисляются дебиты жидкости, нефти, величина обводненности каждой скважины.

Далее все расчеты повторяются для следующего шага по времени t =t_n+∆t.

Последовательность расчетов

1. Построение сетки, нумерация ячеек;

2. Ввод исходных данных по ячейкам-скважинам;

3. Интерполирование параметров(k,m,h) и построение сеточных полей k,m,h;

4. расчет поля давлений для n-го временного слоя по уравнениям (18)

5. расчет потоков через границы ячеек, дебитов скважин по жидкости;

6. Расчет поля водонасыщенности для слоя n+1 по уравнению (29);

7. Расчет обводненности по скважинам, дебитов их по нефти:

8. Расчет накопленных отборов нефти, жидкости, накопленной закачки воды; КИН.

Переход к следующему шагу по времени и повторение п.п 4-9;

46.ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ И ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ КОНТРОЛЯ ЗА РНМ

Контроль процесса разработки

Под контролем процесса разра­ботки понимают сбор, обработку и обобщение первичной инфор­мации о нефтяной залежи с це­лью получения сведений о теку­щем состоянии и динамике показателей разработки. Задача контроля — обеспечение высокого ка­чества первичной информации. Оно определя­ется перечнем, объемом, представи­тельностью информации, точностью измерений и методом обра­ботки. Промыслово-геофизические исследования

При промыслово-геофизических исследова­ниях с помощью при­боров, спускаемых в сква­жину посредством глубинной лебедки на элек­трическом (каротажном) кабеле, изучаются элек­триче­ские свойства пород (электрокаротаж), ра­диоактивные (радио­активный каратаж — гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные ка­ротажи), акустические (акустический каротаж), механические (кавернометрия) и т. п. Промы­слово-геофизиче­ские исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазона­сыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, ли­тологию и глинистость по­род, положения ВНК, ГНК и их про­движения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометри-ческая влагометрия, резистиви­метрия и др.). выявить ра­ботающие интервалы пласта, устано­вить профили притока и по­глощения (скважин­ная дебито- и расходометрия, термометрия, фо­токолориметрия, определение содержания вана­дия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (каче­ство цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие меж­пластовых перетоков, толщина стенок труб,

Гидродинамические методы исследованияОни основаны на измерении дебитов и забой­ных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лаборатор­ных и промы­слово-геофизических исследований изучением ох­ватывается зона дренирования больших разме­ров, а не точки или локальные области призабой­ных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивно­сти (приемистости) скважин, гидропроводность пла­ста , пластовое давление, пьезопроводность пла­ста, комплекс­ный параметр χ/r_с² (r_с — приведен­ный радиус скважины), в сочетании с лаборатор­ными и геофизическими исследова­ниями— про­ницаемость и радиус г_с.

Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установив­шихся режимах фильтрации (метод установив­шихся отборов или пробных откачек) и при неус­тано­вившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). Для проведения исследований и измерений составляют план-график. Рекомен­дуемая периодич­ность осуществления исследо­ваний и измерений по каждой сква­жине устанав­ливается с целью выявления всех изменений усло­вий работы залежи и скважин.

48. Методы расчета процесса теплового воздействия на пласт

Рассмотрим температурное поле при закачке в пласт наиболее про­стого теплоносителя  горячей воды. При этом будем полагать, что горячая вода закачивается в нефтяной пласт с начальной температурой Т_пл при постоянной остаточной нефтенасыщенности S_{н ост} = const.

Итак, в прямолинейный однородный пласт через галерею (рис. 127) закачивается горячая вода с температурой Т₁ и расходом q. Следовательно, на входе в пласт постоянно поддер­живается перепад температур T = T₁ = T₁  Т_пл. Пренебрегаем теплопроводностью пласта в горизонтальном направлении, но будем учитывать уход тепла по вертикали в его кровлю и подошву. Схема распреде­ления температуры в пласте в этом случае будет существенно отличаться от схемы, показанной в нижней части рис. 127. В этом случае процесс теплопереноса описывается уравнением: (15)

Рис. 127. Схема вытеснения нефти холодной водой из прямолинейного теплоизолированного пласта

В случае же переменной температуры используем интеграл Дюамеля. В результате по­лучим (16)

Эта задача расчета температурного поля в пласте известна как задача Ловерье. Ее решают с использованием преобразова­ния Лапласа, согласно которому вводится функция  (x, s) в виде

(17)

После подстановки (17) в (15) и (16) получим следующее дифференциальное уравнение: (18)

Решение уравнения (18) с учетом граничного и начального условий Т = Т₁, если х = 0 и Т = 0 при t = 0, имеет вид

(19)

Функции  (x, s)  изображение по Лапласу функции-ориги­нала Т (х, t).При переходе от изображения Лапласа к оригиналу имеем (20)Из (20) видно, что при x = 0 erfc (0) = l и T = T₁, а при х = х_ОТ = (at/b) erfc (∞) = 0 и T = 0.

Перемещение области насыщенного пара с постоянной тем­пературой в глубь пласта можно установить по формуле Марк­са  Лангенгейма. Вывод этой формулы получают не путем ре­шения дифференциального уравнения теплопереноса, а непо­средственно на основе баланса тепла в пласте, согласно кото­рому(26)

Здесь q  количество тепла, вводимого в пласт в единицу вре­мени вместе с паром; q_пл  изменение за единицу времени теп­ла в нагретой области 1 (рис. 131); q_T — изменение за единицу времени тепла, отдаваемого в кровлю  подошву. В расчетной схеме Маркса  Лангенгейма использована схема теплопотерь Ловерье. В области, содержащей насыщенный пар и остаточ­ную нефть с насыщенностью s_{н ост} , температура равна темпера­туре Т₀ нагнетаемого пара. В области 2, расположенной перед областью 1, температура равна пластовой Т_пл.

Рис. 131. Схема распределения темпе­ратуры в пласте согласно модели Маркса  Лангенгейма:

1  нагретая область, 2  область с пла­стовой температурой

Рис. 132. Зависимость _Т от у

Допустим, что тепловой фронт, продвинувшись в глубь пла­ста, занял положение х = х_Т (рис. 131) в некоторый момент времени . Только с этого момента начнется уход тепла в кров­лю и подошву по вновь образовавшейся площадке х_Т. Для от­дачи тепла из пласта в кровлю и подошву в соответствии с фор­мулой (11) имеем (27)

Для нагретой области 1 имеем (28)

Подставляя (27) и (28) в уравнение баланса тепла (26) и переходя к пределу t  0, x_T  0, получим(29)Так как здесь искомая величина dx_T /dt находится под зна­ком интеграла, уравнение (29) интегральное. Решение это­го уравнения получаем с использованием преобразования Лап­ласа. Оно имеет следующий вид:

(30)

Подставляя время t в последнюю формулу, находим соответ­ствующее ему значение у, по у определяем  (у) и затем по пер­вой формуле (30) вычисляем х_T.

Скорость теплового фронта _T = dx_T /dt получаем дифферен­цированием первого выражения (30): (31)

Важным показателем процесса закачки в пласт теплоноси­телей является _T  коэффициент тепловой эффек­тивности процесса, определяемый следующим образом: