Расчёт количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин. Физические и химические процессы, происходящие в призабойной зоне пласта и в нефтяной залежи, при применении методов повышения нефтеотдачи.
Аннотация к работе
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. Суточная добыча нефти Qн из элемента эксплуатационного объекта составляет 311,4 т, суточная добыча воды Qв составляет 104,2 т, суточная добыча газа Vг составляет 91970 м3, объемный коэффициент нефти bн равен 1,18, коэффициент растворимости газа в нефти ? равен 7,7 м3/м3, плотность нефти ?н составляет 863 кг/м3, коэффициент сжимаемости газа Z равен 0,883, пластовое давление Рпл составляет 7,45 МПА, пластовая температура Тпл составляет 316,3 К, атмосферное давление P0 равно 0,1 МПА, коэффициент проницаемости пласта k равен 0,5·10-12 м2, перепад давления на забое ?P равен 5 МПА, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины ? составляет 0,8, половина расстояния между нагнетательными скважинами R равна 400 м, радиус забоя скважины rc равен 0,075 м, вязкость воды ?в равна 1 МПА·с.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. 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.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)=?c, где ?-коэффициент сорбции, определяемый экспериментально, с - концентрация.В этом разделе рассматривается закачка водного раствора ПАВ в нагнетательную скважину, расположенную в центре элемента эксплуатационного участка, например пятиточечная система заводнения. Вытеснение нефти водным раствором ПАВ описывается посредством уравнений плоско-радиальной фильтрации. Для получения уравнения, описывающего распределения концентрации ПАВ в пласте используется уравнения материального баланса также рассматривается элемент пласта [3] рис.4.1.При закачке водного раствора ПАВ происходит не только сорбирование ПАВ на поверхности поровых каналов, но и обратный процесс - десорбция, растворение сорбированных ПАВ в воде. Рисунок 5.1 График зависимости сорбции (1) и десорбции (2) ПАВ пористой породой (случай линейной изотермы сорбции и десорбции), - количество ПАВ, необратимо сорбированного породой Задача. В пласт, первоначально насыщенный водой с пористостью m = 0,2 и имеющий размеры l = 500м, b = 30м, h = 10м, закачивается оторочка ПАВ с концентрацией с0 = 0,001 при расходе м3/сут.К тепловым методом увеличения нефтеотдачи относится закачка в пласт теплоносителя (горячей воды или пара). Происходит тепловое расширение коллектора, нефти, воды, и что и ведет к увеличению нефтеотдачи.При вытеснении нефти из пласта паром для определения площади прогрева необходимо знать степень сухости пара на забое нагнетательной скважины. Задача.