logo
Збiр

2 Енергетична характеристика процесів видобування нафти

Задача 45. Обчислити, на яку величину зміниться пластова енергія нафтового покладу, якщо пластовий тиск зменшиться на 10 МПа за умов пружного режиму та скільки газу розчинено в нафті, якщо після зменшення пластового тиску він стає рівним тиску насичення нафти газом. Вхідні дані: розміри прямокутного покладу 2х8 км; товщина пласта 20 м; коефіцієнт пористості 15%; коефіцієнт водонасиченості 12%; коефіцієнти об’ємної пружності відповідно нафти, води і породи 5,5∙10-4, 4,0∙10-4 і 2,4∙10-4 МПа-1; початковий пластовий тиск 20 МПа; коефіцієнт розчинності газу в нафті 7 м3/(м3∙МПа).

Задача 46. Обчислити, скільки води необхідно запомповувати в нафтовий поклад щодобово, щоб підтримати пластовий тиск на постійному рівні за водонапірного режиму. Вхідні дані: добовий видобуток за стандартних умов 300 тис. т нафти, 150 тис. т води і 100 млн. м3 газу. Пластовий тиск у покладі 16 МПа на глибині залягання пласта 1700 м. Геотермічний градієнт становить 0,023 К/м; глибина залягання нейтрального шару становить 10 м за темпера-тури 70С. Густина розгазованої нафти, пластової води і нафтового газу за стандартних умов відповідно рівні 870, 1040 і 1,4 кг/м3, а об’ємні коефіцієнти нафти і води – 1,3 і 1,05. Коефіцієнт стисливості газу взяти рівним 0,86. Газонасиченість пластової нафти 28 м3/м3.

Задача 47. Обчислити, на яку величину зменшиться пластова енергія нафтового покладу, якщо пластовий тиск зменшиться на задану величину за умов пружного режиму. Скільки газу розчинено в нафті цього покладу, якщо взяти, що пластовий тиск після його зменшення стає рівним тиску насичення? Коефіцієнт розчинності газу в нафті становить 8 м3/(м3·МПа). Поклад кругової форми радіусом 4500 м, товщиною 12 м; коефіцієнт пористості порід 13%; коефіцієнт водонасиченості 17%; коефіцієнт нафтонасиченості 83%; коефіцієнти об’ємної пружності нафти, води і породи відповідно 5,4∙10-4, 4,3∙10-4 і 2,4∙10-4 МПа–1. Початковий пластовий тиск становить 27 МПа, а зниження тиску 16 МПа. Для поваріантних розрахунків вхідні дані подано в таблиці 2.1.

Задача 48. Обчислити, скільки води необхідно запомповувати в нафтовий поклад щодобово, щоб підтримати пластовий тиск на постійному рівні за водонапірного режиму. Вхідні дані подано в таблиці 2.2. Методичні вказівки: а) пластову температуру розрахувати за глибиною залягання пласта; б) коефіцієнт стисливості газу обчислити за густиною нафтового газу, використавши формулу П.Д. Ляпкова; в) об’ємний коефіцієнт нафти обчислити за коефіцієнтом газонасиченості, густиною газу, коефіцієнтом стисливості та густиною нафти і пластовим тиском; г) кількість розчиненого газу обчислити з використанням закону Генрі.

Задача 49. Запроектувати процес підтримування пластового тиску, тобто необхідно: а) обчислити, на яку величину зміниться пластова енергія нафтового покладу, якщо пластовий тиск зменшиться на задану величину за умов пружного режиму; б) визначити, скільки газу розчинено в нафті цього покладу, якщо припустити, що пластовий тиск після його зменшення стає рівним тиску насичення? Коефіцієнт розчинності газу в нафті (в м3/(м3·МПа)) взяти рівним різниці числа 25 і останньої цифри шифру залікової книжки; в) обчислити, скільки води необхідно запомповувати в нафтовий поклад щодобово, щоб підтримати пластовий тиск на постійному рівні за водонапірного режиму. Вхідні дані подано в таблиці 2.3 і додатково в таблиці 2.2. Методичні вказівки: а) пластову температуру розрахувати за глибиною залягання пласта; б) коефіцієнт стисливості газу обчислити за густиною нафтового газу; в) об’ємний коефіцієнт нафти обчислити за коефіцієнтом газонасиченості, густиною газу, коефіцієнтом стисливості та густиною нафти і пластовим тиском; г) кількість розчиненого газу обчислити з використанням закону Генрі.

Задача 50. Визначити пластовий тиск у свердловині глибиною 1800 м, якщо її дебіт 32 т/доб., а коефіцієнт продуктивності 5 т/(доб.∙МПа). Відстань від гирла до динамічного рівня рідини 300 м, а середня густина рідини у свердловині 840 кг/м3. Вільний газ у рідині відсутній.

Задача 51. Визначити пластовий тиск у нафтовій свердловині, для якої глибина статичного рівня 600 м; глибина свердловини 3600 м; густина нафти 870 кг/м3.

Задача 52. Свердловинним манометром виміряли тиск у простоюючій безводній нафтовій свердловині на глибині від гирла 1200 м, який становить 16 МПа. Яким буде пластовий тиск, тобто тиск на рівні середини інтервалу перфорації ? Продуктивний пласт перфорований в інтервалі 2345-2395 м. Кут нахилу свердловини 70. Густина нафти за свердловинних умов становить 732 кг/м3.

Таблиця 2.1 – Вхідні дані до задачі 47 про визначення величини пластової енергії

№ п/п

Параметри

Перша буква прізвища

Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Радіус кругового покладу, км

А - К

3

3,5

4

4,5

5

5,5

6

6,5

7

7,5

2.

Ширина прямокутного покладу, км

Л -Я

2

2,2

2,4

2,6

2,8

3

3,2

3,4

3,6

3,8

3.

Довжина прямокутного покладу, км

Л -Я

8

7,8

7,6

7,4

7,2

7

6,8

6,6

6,4

6,2

4.

Товщина пласта, м

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

5.

Коефіцієнт пористості, %

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

6.

Коефіцієнт водонасиченості, %

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

7.

Коефіцієнт нафтонасиченості, %

89

88

87

86

85

84

83

82

81

80

8.

Коефіцієнти об’ємної пружності, 10-4 МПа-1:

– нафти

А - Я

5,1

5,2

5,3

5,4

5,5

5,6

5,7

5,8

5,9

6

– води

А - Я

4

4,1

4,2

4,3

4,4

4,5

4,6

4,7

4,8

4,9

– породи

А - Я

2,1

2,2

2,3

2,4

2,5

0,26

2,7

2,8

2,9

3

9.

Початковий пластовий тиск, МПа

А - Ж

20

22

24

25

27

29

30

32

34

23

З - Н

22

24

20

27

29

25

32

34

30

26

О - Я

24

20

22

29

25

27

34

30

32

28

10.

Зниження тиску, МПа

А - К

10

13

16

19

18

15

14

9

8

17

Л -Я

12

15

18

21

16

13

11

7

6

20

11.

Коефіцієнт розчинності газу в нафті, м3/(м3·МПа)

А - Н

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

О - Я

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

12.

Об’ємний коефіцієнт нафти

А - В

1,1

1,15

1,2

1,25

1,3

1,15

1,2

1,25

1,3

1,2

Г - Л

1,15

1,2

1,25

1,2

1,25

1,1

1,15

1,2

1,25

1,25

М - С

1,2

1,25

1,15

1,15

1,2

1,2

1,1

1,15

1,2

1,15

Т - Я

1,25

1,3

1,1

1,1

1,25

1,25

1,05

1,1

1,15

1,1

Таблиця 2.2 – Вхідні дані до задачі 48 з проектування підтримування пластового тиску

№ п/п

Параметри

Перша буква прізвища

Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Добовий видобуток за стандартних умов

– нафти, тис. т

300

320

340

360

380

400

420

440

460

480

– води, тис. т

100

130

150

170

190

210

230

240

250

260

– газу, млн. м3

80

90

105

115

125

130

145

150

160

170

2.

Пластовий тиск, МПа

А - Ж

10

11

12

16

20

18

14

16

14

18

З - К

11

12

13

17

18

19

15

20

15

19

Л - П

12

13

14

18

19

17

20

17

16

20

Р - Я

13

14

15

19

7

20

16

14

18

14

3.

Глибина залягання пласта, м

1100

1200

1300

1700

2100

2200

2300

2400

2500

2600

4.

Геотермічний градієнт, 10-2 К/м

2

2,1

2,2

2,3

2,4

2,5

2,6

2,7

2,8

2,9

5.

Середньорічна температура місцевості, 0С

3

3,5

4

4,5

5

5,5

6

6,5

7

7,5

6

Глибина залягання нейтрального шару з постійною температурою, м

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

7.

Густина нафтового газу за стандартних умов, кг/м3

1,2

1,25

1,3

1,35

1,4

1,45

1,5

1,55

1,6

1,65

8.

Густина розгазованої нафти, кг/м3

870

875

880

885

890

895

892

887

882

879

9.

Коефіціент стисливості розгазованої нафти, 10-4 МПа-1

5

5,1

5,2

5,3

5,4

5,5

5,6

5,7

5,8

5,9

10.

Коефіцієнт розчинності газу в нафті, м3/(м3·МПа)

12

10

14

15

9

8

10

12

8

9

11.

Густина пластової води за стандартних умов, кг/м3

1010

1020

1030

1040

1050

1060

1070

1080

1090

1100

12.

Об’ємний коефіцієнт води

1,01

1,02

1,03

1,04

1,05

1,06

1,07

1,08

1,09

1,1

Таблиця 2.3 – Вхідні дані до задачі 49 з проектування підтримування пластового тиску

№ п/п

Параметри

Перша буква прізвища

Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1.

Радіус кругового покладу, км

А - К

3

3,5

4

4,5

5

5,5

6

6,5

7

7,5

2.

Ширина прямокутного покладу, км

Л - Я

2

2,2

2,4

2,6

2,8

3

3,2

3,4

3,6

3,8

3.

Довжина прямокутного покладу, км

Л - Я

8

7,8

7,6

7,4

7,2

7

6,8

6,6

6,4

6,2

4.

Товщина пласта, м

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

5.

Коефіцієнт пористості, %

12

13

14

15

16

17

18

19

20

21

6.

Коефіцієнт водонасиченості, %

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

7.

Коефіцієнт нафтонасиченості, %

89

88

87

86

85

84

83

82

81

80

8.

Коефіцієнти обємної пружності, 10-4 МПа-1:

– нафти

5,1

5,2

5,3

5,4

5,5

5,6

5,7

5,8

5,9

6

– води

4

4,1

4,2

4,3

4,4

4,5

4,6

4,7

4,8

4,9

– породи

2,1

2,2

2,3

2,3

2,5

0,26

2,7

2,8

2,9

3

9.

Початковий пластовий тиск, МПа

А - Ж

20

22

24

25

27

29

30

18

25

23

З - Н

22

24

20

27

29

25

28

16

23

20

О - Я

24

20

22

29

25

27

25

22

24

22

10.

Зниження тиску, МПа

А - К

10

13

12

10

15

15

14

9

8

17

Л -Я

12

15

14

11

16

13

11

7

6

10

Задача 53. Визначити, яким буде тиск у простоюючій (спостережній) свердловині на рівні покрівлі продуктивного пласта (2000 м), якщо на рівні водонафтового контакту (2150 м) він становить 18 МПа. Густина нафти за цих умов становить 850 кг/м3.

Задача 54. Визначити зміну втрат тиску на гідравлічний опір, що припадають на 100 м довжини труб, від витрати води. Розглянути всі НКТ згідно з ГОСТ 633-80. Взяти: густина і динамічний коефіцієнт в’язкості води 1000 кг/м3 і 1мПа∙с; витрата води змінюється від 10 м3/доб. до 2000 м3/доб. Побудувати графіки змін втрат тиску від витрати рідини.

Задача 55. Визначити зміни втрат тиску на гідравлічний опір, що припадають на 100 м довжини труб, від витрати нафти. Розглянути всі труби, що використовуються в системі збирання нафти. Взяти: густина і динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 870 кг/м3 і 2 мПа∙с; витрата нафти змінюється від 1 т/доб до 1000 т/доб. Побудувати графіки змін втрат тиску від витрати нафти.

Задача 56. Визначити зміни втрат тиску на гідравлічний опір, що припадають на 100 м довжини труб, від витрати води. Розглянути всі НКТ згідно з ГОСТ 633-80 у можливому поєднанні з існуючими обсадними трубами. У кільцевому просторі рухається вода з густиною 1000 кг/м3 і динамічним коефіцієнтом в’язкості 1мПа∙с. Витрата води змінюється від 10 до 500 м3/доб. Побудувати графіки змін втрат тиску від витрати води.

Задача 57. Визначити втрати тиску на місцевий гідравлічний опір під час руху води через засувку (за 4 різних ступенів відкриття), штуцер (діафрагму) за кількох співвідношень діаметрів, пробковий кран, вентиль, кульовий клапан, а також за раптового звуження і розширення потоку, за різкого і плавного повороту труби. Розрахунки провести за витрат 10, 100, 500 і 1000 м3/доб, діаметр труби d = 50,3 мм. Побудувати графіки змін втрат тиску від витрати води.

Задача 58. Визначити величину тиску на викиді насоса під час запомповування води в пласт по колоні насосно-компресорних труб. Відомо: глибина свердловини 2400 м; пластовий тиск 21 МПа; коефіцієнт приймальності 24,5 м3/(доб.∙МПа); витрата запомповуваної води 12,2 л/с; умовний діаметр гладких насосно-компресорних труб 89 мм. Методичні вказівки: припустити існування усталених умов поглинання рідини пластом за справедливості закону Дарсі.

Задача 59. Визначити тиск на викиді насоса під час запомповування води в пласт через НКТ. Вхідні дані: глибина свердловини 2600 м; внутрішній діаметр НКТ 62 мм; внутрішній діаметр екслуатаційної колони 133,1 мм; коефіцієнт приймальності 10 м3/(доб.∙МПа); пластовий тиск 24 МПа; витрата запомповуваної води 20 л/с; зенітний кут нахилу свердловини 100; довжина НКТ 2000 м. Методичні вказівки: припустити існування усталених умов поглинання рідини пластом і справедливість закону Дарсі.

Задача 60. Розрахувати розподіл температури по глибині свердловини Спаського родовища. Відомо: температура на вибої (рівна пластовій температурі) 440С; температура нейтрального шару 70С; глибина нейтрального шару 14 м; глибина залягання пласта 1750 м; зенітний кут нахилу свердловини 50; середня густина нафти 800 кг/м3; дебіт свердловини 40 т/доб.; внутрішній діаметр піднімальних труб 0,0403 м; труби опущено на глибину 1750 м. З якої глибини починається відкладання парафіну, якщо температура насичення нафти парафіном становить 340С? Розрахунки виконати за двома методами І.Т. Міщенка.

Задача 61. Розрахувати розподіл температури по глибині нафтової свердловини Битківського родовища. Відомо: температура на вибої (рівна пластовій температурі) 490С; температура нейтрального шару 8 0С; глибина нейтрального шару 14 м; зенітний кут нахилу свердловини 80; глибина залягання пласта 2000 м; діаметр піднімальних труб 0,0403 м; труби опущено до вибою; дебіт свердловини 65 т/доб; середня густина нафти становить 850 кг/м3. З якої глибини починається відкладання парафіну на трубах, коли температура насичення нафти парафіном становить 450С? Розрахунки виконати за двома методами І.Т. Міщенка.

Задача 62. Розрахувати і побудувати графік залежності температури на гирлі фонтанної свердловини в залежності від її дебіту. Відомо: глибина свердловини 2400 м; довжина і умовний діаметр піднімальних труб 2350 м і 60 мм; пластова температура 480С.

Задача 63. Розрахувати і побудувати криву розподілу температури вздовж стовбура фонтанної свердловини для двох випадків: а) свердловина тривалий час простоює; б) свердловина працює (взяти три різних величини дебіту). Відомо: глибина свердловини до покрівлі пласта 2000 м; глибина опускання піднімальних труб 2000 м; пластова температура 440С; температура нейтрального шару 70С; глибина залягання нейтрального шару 16 м; умовний діаметр піднімальних труб 60 мм.

Задача 64. Розрахувати і побудувати залежність температури на гирлі фонтанної свердловини від діаметра піднімальних труб. Відомо: глибина залягання покрівлі пласта 2000 м; пластова температура 490С; глибина залягання нейтрального шару 18 м; температура нейтрального шару 70С; дебіт свердловини 60 т/доб.; густина розгазованої нафти 880 кг/м3.

Задача 65. Розрахувати розподіл температури вздовж стовбура фонтанної свердловини. Відомо: глибина свердловини 2000 м; довжина і умовний діаметр піднімальних труб 1900 м і 60 мм; дебіт свердловини 70 т/доб; пластова температура 460С.

Задача 66. Розрахувати температуру на гирлі штангово-насосної свердловини. Відомо: внутрішній діаметр експлуатаційної колони 127,1 мм; глибина свердловини (до покрівлі продуктивного пласта) 2000 м; пластова температура на цій же глибині 450С; довжина піднімальних труб 1000 м; умовний діаметр піднімальних труб 60 м; дебіт свердловини 30 т/доб; густина розгазованої нафти 890 кг/м3; питома теплоємність нафти 2100 Дж/(кг∙К). Нехтувати теплотою, що виділяється під час роботи насоса.

Задача 67. Розрахувати розподіл температури вздовж сторбура свердловини, яка експлуатується устаткованням відцентрового електронасоса. Врахувати тепловиділення під час роботи насоса. Відомо: глибина свердловини 3000 м; геотермічний градієнт 0,023 К/м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 0,168 м; насос опущено на глибину 1500 м; дебіт 140 т/доб.; середня густина нафти 880 кг/м3; діаметр піднімальних труб 0,0503 м; зенітний кут нахилу свердловини 60; питома теплоємність нафти 2100 Дж/(кг∙К); питома теплоємність води 4186 Дж/(кг∙К); обводненість продукції 25%.

Задача 68. Оцінити величину температури на вибої нафтової свердловини. Відомо: дебіт становить 80 т/доб. за коефіцієнта продуктивності 20 т/(доб.∙МПа), геотермічний градієнт 0,0230С/м; температура нейтрального шару 110С; глибина свердловини 3000 м; коефіцієнт Джоуля-Томсона 0,5 0С/МПа.