ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 17.10.2024
Просмотров: 142
Скачиваний: 0
и часть воды под действием упругой энергии пласта поступит в неф тяную часть пласта.
Рассмотрим законтурную кольцевую площадь F х = 12 000 га, занятую напорной водой, и примем при данных условиях коэффи циент сжимаемости воды ßB= 4,2-10“ 5 на 1 кгс/см2 [31].
Тогда коэффициент упругоемкости для указанной законтурной обводненной части пласта найдем по формуле
ß* = mßB+ ß„ = 0,22 - 4 ,2 .10-Ч- 2 ■ю~» = 2,924 • ІО-5.
Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для нефтяной и обводненной частей пласта, падение давления за конту ром будет менее интенсивным, чем внутри контура.
Предположим, что средневзвешенное давление внутри рассма триваемой кольцевой площади уменьшится за тот же промежуток времени на
Ар1 = 50 кгс/см2, т. е. на 50% от Ар.
В этом случае количество воды, которое поступит в поры пласта под действием упругой энергии в пределах контура нефтеносности, будет
ДУВ= ß*/7j APl = 2,924 • 10~5• 12 000 • 104-12-50 = 2105 • ІО3 м3.
Таким образом, через начальный контур нефтеносности в резуль тате гидродинамического (неупругого) перемещения воды в пласт поступит следующий объем жидкости:
4522-Ю3- 2105-ІО3 = 2417-108 м3.
Остальная часть (до 5-10вм3) представляет суммарный запас, определяемый действием упругих сил. Иначе говоря, больше поло вины (приблизительно 51,7%) добычи нефти будет получено за счет упругой энергии нефти, породы и воды, расположенных в пределах начального контура нефтеносности и в его непосредственном окру жении.
6.Определение запасов нефти и газа
яоценка эффективности использования пластовой энергии [31]
Задача 7
Нефтяная залежь имеет газовую шапку, составляющую 15%
всего объема залежи в пределах контура нефтегазоносности. |
Залежь |
|||||
нефти |
окружена |
активной водой. Начальное пластовое давление |
||||
р„ = |
200 |
кгс/см2, пластовая |
температура |
Т пл = 363 К |
(90° С). |
|
По данным лабораторных исследований установлено: начальное |
||||||
количество газа, растворенного в нефти, г0 = |
150 м3/м3, начальный |
|||||
объемный |
коэффициент нефти |
Ь0 = 1,475, начальный коэффициент |
||||
сжимаемости газа |
z0 = 0,9, плотность нефти рн = 0,85 т/м3. |
|
||||
140
За первый год эксплуатации среднее пластовое давление упало до Р! = 180 кгс/см2. За это время было добыто безводной нефти
Qx = |
5-105 т, или |
= 5,88-ІО6 м3, |
и |
газа |
Ѵ± = 100-10е м3. |
|||
В течение второго |
года эксплуатации |
пластовое давление |
было |
|||||
почти постоянным pt — 180 кгс/см2. Добыча за этот год |
составила: |
|||||||
нефти |
Q 2 = 4 . 1 0 в т , |
и л и 4 , 7 - 1 0 5 m 3, |
газа |
Ѵ2 = |
75.10е м3 и |
воды |
||
W = |
5 -104 м3. |
|
|
|
второго года |
был |
bt = |
|
Объемный коэффициент нефти к концу |
||||||||
= 1,415; содержание |
растворенного |
газа |
уменьшилось |
до |
rt = |
|||
=125 м3/м3 и коэффициент сжимаемости газа снизился до zt = 0,85. Отношение объема газовой шапки к объему нефтяной залежи
а |
|
15 |
= 0,1765. |
|
|
|
100 — 15 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
Начальный объемный коэффициент газа |
|
||||
Т пл |
1 |
_а п |
363 |
1 |
0,006. |
*о = 273 |
Рп |
~ ’ |
' 273 |
' 200 |
|
Объемный коэффициент газа к концу второго года
вZ?*__ „ Т’пл 1 |
О ок 363 |
|
= 0,0063. |
- * Ч л Г 7 Г = |
0’85'^ тз- |
180 |
|
|
|
|
Двухфазный объемный коэффициент (нефти и газа) к концу вто рого года
Ut = bt + (r0 —rt) Bt = 1,415 + (150-125) -0,0063 = 1,5725.
Всего добыто за время t (2 года): |
|
|
нефти |
|
1,06 • 10е м3; |
+ (?2= 5,88 • ІО5+ 4,7 • ІО5= |
||
газа |
|
175 • 10е м3. |
V = Ѵх + Ѵ2= 100 • ІО6+ 75 • 10е = |
||
Средний газовый фактор |
|
|
п |
V . . ' 1 7 5 - І О 6 __л д к |
|
|
Т ~ '1,06-І05 - 165 М/ М- |
|
В течение второго года эксплуатации общий перепад давления оставался постоянным:
Ар = рн— pt = 200 —180 = 20 кгс/см2.
Среднесуточная добыча нефти за второй год
dQn |
4,7 • 105 |
: 1305 м3 |
dt |
360 |
|
(число дней работы в году принято равным 360).
141
Средний газовый фактор за второй год
|
п |
Т72 |
7 5 - 1 0 е |
. г п |
о . о |
|
Gt |
= Т/ГТ05' = |
159 |
м /ы • |
|
Среднесуточная добыча воды за второй год |
|||||
|
|
dw |
5 • |(Н = |
139 |
м3. |
|
|
di |
360 |
|
|
Количество контурной воды, внедрившейся в нефтяную залежь, |
|||||
найдем по формуле |
|
і |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
W = |
к пр \ {Рн — |
P t ) dt, |
|
где коэффициент пропорциональности |
|
|
|||
|
|
[ U t + |
B t (<?,-»■„)] |
dQа |
dw |
|
К,np |
dt |
dt |
||
|
|
|
|||
|
|
Pи — Pt |
|
||
|
|
|
|
||
1,5725 + |
0,0063 ( 1 5 9 - 1 5 0 ) |
1 3 0 5 4 - 139 |
113,4 м3/сут на 1 кгс/см2. |
||
|
работа20в |
|
|
||
Так как |
течение первого года эксплуатации велась |
||||
спеременным перепадом от 0 до 20 кгс/см2 (средний перепад Ар'ср =
=10 кгс/см2), а в течение второго года перепад оставался постоян
ным (Дрср = 20 кгс/см2), то искомый интеграл возьмем за каждый год t отдельно, поставив пределы времени в месяцах:
f
J (Pu~Pt)dt = \ Ap'cpt |,':f + I Apcpt \\zlt =
о
= 10-12 —10 • 0 -j- 20 *24 — 20 • 12 = 360 (кгс/см2) • мес. |
|
|||||||
Количество |
поступившей в |
нефтяную |
залежь контурной |
воды |
||||
за время t = |
2 года |
|
|
|
|
|
|
|
|
W = 113,4 • 30 ■360 = 1225 • 103 м3. |
|
|
|
||||
Начальный |
запас |
нефти в пласте N определим, |
подставив |
най |
||||
денные величины в |
основное |
уравнение |
материального |
баланса, |
||||
решенное относительно N: |
|
|
|
|
|
|
||
|
|
Q[Ut + Bt (G0- r 0) ] - W + w |
= |
|
|
|
||
|
|
аЬ0 ( J j - - l ) - f ( U t - b 0) |
|
|
|
|
||
_ _ 1,06 • 10е [1,5725 + 0,0063 (1 6 5 — |
150)] — 1225 • |
103 + |
5 • Ю 1 |
с |
4 nR |
_ я |
||
|
/ |
0 0063 |
\ |
|
|
0 , 4 |
• і и |
М . |
0,1765 • 1,475 |
- 1 |
) + (1,5725-1,475) |
|
|
|
|||
142
Начальный запас свободного газа, приведенный к нормальным условиям, будет
у _ aNbn |
_ |
0,1765 • 5,4 • 10е • 1,475 |
_ 234 • ІО6 м3 |
В о |
~ |
0,006 |
_ |
Количество растворенного газа, приведенное к нормальным |
|||
условиям, составит |
|
|
|
r0N = |
150 • 5,4 • ІО6= 810 • ІО6 м®. |
||
Общее количество добытых нефти и газа, приведенное к пласто вым условиям, будет
Q[Ut + Bt (Gt - г0)| = 1,06 • 10« [1,5725 + 0,0063 (159 -150)] =
= 1767-10® м3.
Определим относительную эффективность отдельных видов энергии.
Доля участия воды в вытеснении нефти
Л |
W — w |
1225 -ІО3 — 50-103 = |
0,664. |
|
|
Q[Ut -^Bt {Gt —r0)] |
1767-103 |
|
|
Доля участия газовой шапки в вытеснении нефти |
|
|||
|
Дѵ Ш-- ' Q W <+-5* ( Д —ro)l |
|
|
|
|
- / inf А, |
!•_( 0,0063 |
1 |
|
|
c,4 • 10° • 0,1 /6о • І/і/э ( — |
|
||
|
|
0,006 |
• = 0,039. |
|
|
1767IO3 |
|||
|
|
|
||
Доля участия растворенного газа в вытеснении нефти |
||||
т |
N ( U t - b 0) |
5,4 •1041,5725= 1,475) |
_ п оо7 |
|
р г |
Q[Ut + Bt ( G t - r 0)l - |
1767-ІО3 |
’ |
|
Как видно из приведенного расчета, дренирование залежи в тече ние первых двух лет происходит в основном вследствие внедрения воды и работы газа, выходящего из раствора. Влияние газовой шапки пока невелико.
Для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта необходимо принимать все меры к уменьшению доли участия в вытеснении нефти выделяющегося из раствора газа путем поддержания пластового давления.
Принимая при указанных выше темпах разработки возможные
коэффициенты нефтеотдачи: |
при водонапорном режиме Кв = 0,7, |
||||
при газопапорном режиме К,. ш = |
0,5 и при режиме растворенного |
||||
газа К р г = 0,35, |
найдем |
общий |
вероятный коэффициент нефте |
||
отдачи |
|
|
Д . ш Д " г . |
Ш ~ Р J р . гАр. Г |
|
Д о т |
J |
П -Д D 1“ |
|||
: 0,664 • 0,7 |
І 0,039 • 0,5 |
+ |
0,297 • 0,35 = 0,588. |
||
14 3
Ясно, что найденные нами доли участия в вытеснении нефти различных видов энергии ие будут оставаться постоянными в после дующие периоды эксплуатации.
Принимая условие, что за весь период эксплуатации залежи (до экономически выгодного предела) общий вероятный коэффициент нефтеотдачи будет в среднем равен К об = 0,6, определим возможную суммарную добычу нефти из залежи:
<?0б = -Л^0бРн = 5,4 • 10е • 0,6 -0,85 = 2,76 • 10е т.
При отсутствии в залежи газовой шапки (а = 0) начальный запас нефти будет
ЛГ |
< ?[t7/ + S , ( G 0- / • „ ) ] - ( Ж - іс) |
|
|
|
U t - b o |
|
|
= 1,06- Ю 6 [1,5725 + 0,0063 ( 1 6 5 - 1 5 0 ) ] - ( 1 2 2 5 - 1 0 3 - 5 0 |
• 1Q3) _ „ ПЦ9 . по |
3 |
|
|
1 . 5 7 2 5 - 1,475 |
— D , U ö - * l U |
М . |
При отсутствии в залежи газовой шапки и активной пластовой воды, т. е. при работе залежи под действием энергии растворенного газа, начальный запас нефти составит
at.. |
Q[Ut + Bt (G0- r 0)] _ |
|
|
|
U t - b o |
- |
|
_ 1 ,0 6 -1 0 ° [1,5725 + |
0,0063 (165 — 150)] _ |
о ,i 9 .ne |
з |
1 .5 7 2 5 — 1,575 |
ö ’ |
м . |
|
7. Расчет гпдронескоструйной перфорации [28, 35]
Задача 8
Для проведения гидропескоструйной перфорации в скважине диаметром D = 15 см и глубиной И — 1500 м требуется определить расход рабочей жидкости, общее количество необходимых жидкости, песка и насосных агрегатов, гидравлические потери напора, давление жидкости на выходе из насадок, предельно безопасную длину под вески насосно-компрессорных труб и удлинение этих труб.
1. Расход жидкости (воды) определится из формулы
Q = жр/10 Y ■20рС" Р |
СМ3/С, |
где п = 4 — число насадок диаметром |
4,5 мм; ср — коэффициент |
скорости, который можно принять равным коэффициенту расхода 0,82 (для коноидальной насадки); / = 0,158 см2 — сечение отверстия насадки (0,785 • 0,45а); g = 981 см/с2 — ускорение свободного паде ния; Ар — перепад давления в насадке (принимаем Ар = 200 кгс/см2; рсм — плотность смеси воды с песком, которая равна рсм =
= С (рп — рв) + рв.
В последней формуле рп = 2,7 г/см3 — плотность песка; рв =
144