7. Практическое занятие № 6. Определение количества воды, необходимой для ппд. Приведение пластового давления к заданной плоскости. Расчет простого газопровода

Цель занятия

Основной целью занятия является изучение и решение задач для определения количества воды, необходимой для ППД, приведение пластового давления к заданной плоскости. Расчет простого газопровода.

Краткие сведения из теории

При разработке нефтяных и газовых месторождений значи­тельные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления (ППД), что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Поддержание давления закачкой воды в пласт в зависимости от размера площади месторождения может осуществляться двумя способами: 1) для небольших месторождений- путем закачки воды в нагнетальные скважины, расположенные за контуром нефтеносности, 2) для больших месторождение залежь «разрезается» рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные площади (внутриконтурное заводнение).

Для ППД в залежь можно на­гнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (- 85 %), пресных (- 10 %) и ливневых (- 5 %) вод.

Природные и сточные воды могут содержать примеси орга­нического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидроза­кись Fe(OH)₂ и гидроокись Fe(OH)₃ железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей, доходящее до 300 г/л.

Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащие­ся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать не­желательные соединения. Так, сульфатовосстанавливающие бактерии при своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количе­стве до 100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разруше­нию трубопроводы, аппараты и оборудование.

Сероводород вместе с углекислым газом может присутство­вать в пластовых водах и в растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся в воде приводит к разрушению защитных окисных пле­нок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным ком­понентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования.

Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также мо­жет стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaSO₄ с метаном может образовываться сероводород.

Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, пред­назначенная для закачки в пласты, должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа.

Расчетная часть (решение задач)

Задача 9. Для сравнения пластовых давлений, замеренных в разных скважинах одного и того же пласта с водонапорным режимом, их требуется привести к одной какой-либо плоскости (первоначальному водонефтяному контакту или уровню моря).

Предположим, что замеры сделаны по трем скважинам. В первой скважине текущее пластовое давление р'_пл = 30 МПа, этаж нефтеносности, считая от плоскости первоначального водонефтяного контакта до забоя,

h_I =150м; во второй скважине пластовое давление р''_пл =28 МПа и этаж нефтеносности h_II = 200м; в третьей скважине соответственно р'''_пл =26 МПа и h_III=250м. Плотность нефти в пластовых условиях ρ=800 кг/м³. Так как забои всех скважин находятся на структуре выше водонефтяного контакта, то для получения приведенного пластового давления надо к текущему пластовому давлению прибавить давление столба нефти, соответствующему этажу нефтеносности.

Приведенные пластовые давления равны:

для первой скважины

р' = р'_пл +ρgh₁

для второй скважины

р'' = р''_пл +ρgh₁₁

для третьей скважины

р''' = р'''_пл +ρgh₁₁₁

Знание приведенных пластовых давлений дает возможность судить о распределении пластовой энергии по площади залежи, а следовательно, о возможности добыче нефти из отдельных скважин.

Задача 10. Нефтяной пласт работает при водонапорном режиме. Скважина, пробуренная на этот пласт, фонтанирует при отсутствии свободного газа в подъемных трубах, т.е. при условии .

Плотность пластовой нефти , воды. Давление на буфере закрытой скважины (приQ=0) . Угол падения пласта.

Требуется определить скорость продвижения водонефтяного контакта к этой скважине в вертикальном и горизонтальномнаправлениях, а также по простиранию пласта, если черезt = 50 мес. давление на буфере закрытой скважины понизилось до .

Скорости продвижения контура в указанных направлениях определяются по следующим формулам:

м/мес;

м/мес;

м/мес.

Если наблюдение за давлением вести не на буфере, а на забое скважины путем замеров глубинным манометром, то при (т.е. при отсутствии свободного газа в пласте) можно по приведенным в задаче формулам проследить за продвижением водонефтяного контакта по снижению забойного давления при любых методах эксплуатации скважины.

Задача 11. Дебит газовой скважины ; забойное давление; пластовая температураТ = 305 K. Требуется определить диаметр подъемных труб.

При номинальной скорости газового потока в подъемных трубах 10 , которая обеспечивает вынос воды, конденсата и механических примесей, диаметр фонтанных труб находят по формуле

, см,

где Q – дебит скважины, тыс. (в нормальных условиях);

Т – пластовая температура, K; - забойное давление,Па;

z – коэффициент сжимаемости газа, принимаем z = 1.

Подставляя значения величин в формулу, находим внутренний диаметр труб.

Принимаем по ГОСТ 3845-75 трубы с условным диаметром 73 мм. В случае, если вследствие изменения условий притока газа к скважине эти трубы не обеспечат получение заданного дебита, а также в целях уменьшения гидравлических потерь на трение, можно применить одновременную эксплуатацию скважины по фонтанным трубам и затрубному пространству.

Задача 12. Определить максимально возможный дебит газовой скважины (пропускную способность) при отборе газа через фонтанные трубы и через обсадную колонну.

Исходные данные: внутренний диаметр фонтанных труб d = 62 мм (площадь сечения f=0,00302 м²); диаметр обсадной колонны D=127 мм (площадь сечения F=0,0128 м²); глубина скважины Н=1000 м; забойное давление р_з= 10 МПа; температура газа на устье Т=300 К.

Максимальный дебит может быть при критической скорости газа в трубах на устье при давлении 0,1 МПа. Критическая скорость газа определяется по формуле

где R – универсальная газовая постоянная, равная 51,5.

По формуле находим критическую скорость газа ω_кр.

Максимальный суточный дебит газа при отборе его через фонтанные трубы равен

максимальный суточный дебит газа при отборе его через эксплуатационную колонну

Задача 13. Рассчитать для газовой скважины диаметр штуцера, если дебит скважины Q=250∙10³ м³/сут., а давление на устье р_у=9 МПа.

Диаметр штуцера определяется по формуле

где μ – коэффициент расхода, равный 0,96.

Подставив, данные в формулу найдем диаметр штуцера d.

Содержание отчета

1. Цель практического занятия.

2. Краткое описание теоретической части.

3. Решение задач.

4. Результаты вычислений задач.

5. Выводы.

Вопросы для самопроверки

1. К чему равны приведенные пластовые давления в трех скважинах?

2. Как определить скорость продвижения водонефтяного контакта к скважине в вертикальном и горизонтальномнаправлениях?

3. Как определить диаметр подъемных труб.

4. Как определить максимально возможный дебит газовой скважины (пропускную способность) при отборе газа через фонтанные трубы и через обсадную колонну?

5. Как рассчитать для газовой скважины диаметр штуцера, если дебит скважины Q=250∙10³ м³/сут., а давление на устье р_у=9 МПа.