Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf

где а = |ы0— ; 5 — коэффициент растворимости Генри; с — коэффициент, чис­

ленно равный уг0; L0 — расстояние от контура питания до начального положения контура нефтеносности; Lp — расстояние от контура питания до текущего поло­ жения контура нефтеносности; RH— радиус контура питания; RK— радиус

где scp —псредняя водонасыщенность в зоне двухфазного потока"(см. табл. VII. 1);

QcyM = 2 Ф/ — суммарный дебит всех рядов, работающих на режиме вытесне- /=1

ния. Применив для вычисления интегралов в (VII.74) и (VII.75) формулу тра­ пеций, получим:

167

Определение дебитов при заданных забойных давлениях

При заданных забойных давлениях дебит скважин каждого ряда определяют при помощи формул интерференции скважин. Обычный подход к решению во­ проса здесь осложняется тем, что одна часть пласта работает на напорном режиме, в то время как в другой его части проявляется режим растворенного газа, при­ чем соотношение объемов пласта, охваченных смешанным режимом и режимом растворенного газа, меняется во времени.

Учитывая это обстоятельство, поступают следующим образом: считают, что в начальный момент времени все ряды, кроме первого, работают на режиме рас­ творенного газа.

Определяют площадь, приходящуюся на одну скважину, для всех рядов, кроме первого. Заменив их равновеликими по площади кругами, для этих рядов рассчитывают приток жидкости к скважинам при режиме растворенного газа по формулам гл. V. Для первого ряда считают, что к нему притекает несжимаемая жидкость с повышенным фильтрационным сопротивлением.

Рассчитывают продвижение контура нефтеносности от начального момента до момента перехода второго ряда на напорный режим обычными методами для течения несжимаемой жидкости по дебиту одного первого ряда.

Переход второго ряда с режима растворенного газа на напорный режим опре­ деляют согласно сказанному следующим образом. Придавая водонефтяному контакту ряд последовательных положений, от первоначального до расположе­ ния скважин первого ряда, при работе двух первых рядов определяют дебиты первого и второго ряда при п = 2: для полосообразной залежи по уравнениям (VII.69) и (VII.70), для круговой-— по уравнениям (VII.71) и (VII.72).

Далее рассчитывают по формулам (VI1.74), (VI1.76) для полосообразной за­ лежи и по формулам (VI1.75), (VI1.77) для круговой время, соответствующее каждому из положений контура нефтеносности при одновременной работе обоих рядов. Зная дебиты скважин второго ряда при напорном режиме как функцию времени, сравнивают их с дебитами скважин второго ряда, рассчитанных при режиме растворенного газа. Пока дебиты скважин второго ряда, определенные при режиме растворенного газа, будут выше соответствующих дебитов, найденных для совместной работы двух рядов при напорном режиме, считают, что второй ряд работает при режиме растворенного газа. После того как дебит скважин второго ряда, определенный по формулам совместной работы двух рядов на на­ порном режиме, станет больше дебитов второго ряда, определенных для режима растворенного газа, считают, что второй ряд перешел на напорный режим.

Так как до этого момента на напорном режиме работал лишь один первый ряд, проектное время передвижения контура нефтеносности следует рассчиты­ вать вплоть до перехода второго ряда на напорный режим по дебитам одного первого ряда. Это время не следует смешивать со вспомогательным временем рас­ четов описанного выше критерия перехода. После перехода второго ряда на напорный режим проектное время перемещения контура нефтеносности опреде­ ляется с учетом дебитов двух первых рядов.

Время перехода третьего ряда на напорный режим определяют аналогичным образом путем сопоставления расчетов по формулам интерференции одновременно

168

работающих трех рядов с расчетами режима растворенного газа для третьего ряда. Таким же образом определяют последовательно переход на напорный режим всех остальных рядов.

После вычисления времен переходов всех рядов на напорный режим завер­ шается расчет дебитов скважин всех рядов.

Итак, дебит скважин первого ряда с самого начала до момента перехода вто­ рого ряда на напорный режим определяют по формулам (VI1.69)—(VI1.72), в ко­ торых п = 1. После перехода последующих рядов на напорный режим дебит этого ряда находят по тем же формулам, в которых п соответствует числу одновре­ менно работающих рядов на напорном режиме. Дебиты скважин всех остальных рядов до момента их перехода на напорный режим рассчитывают по формулам режима растворенного газа (V.6) и (V. 12), а после их перехода на напорный ре­ жим— по формулам (VII.69)—(VII.72), в которых п принимают равным числу одновременно работающих на напорном режиме рядов.

Определение забойных давлений при заданных дебитах

Как и в предыдущем случае, будем считать, что в начальный момент времени все ряды, за исключением первого, работают при режиме растворенного газа.

Так же, как и в предыдущем случае, определяем для всех рядов, кроме пер­ вого, площадь, приходящуюся на одну скважину, и заменяем ее равновеликим по площади кругом. Затем, пользуясь формулами (V. 18), (V.19) и (V 20), нахо­ дим для каждого ряда по заданным дебитам забойные давления как функции времени.

Момент перехода второго ряда на напорный режим определяют аналогично предыдущему случаю с той только разницей, что сравнивают не заданные де­ биты, а забойные давления. Забойное давление на скважинах этого ряда рассчи­ тывают для нескольких последовательных положений контура нефтеносности

впредположении, что два первых ряда работают на напорном режиме. Сравни­ вают это забойное давление с забойный давлением для второго ряда, полученным

врезультате расчетов по режиму растворенного газа. С того времени, когда пос­ леднее забойное давление становится меньше, чем забойное давление, определен­ ное по формулам интерференции двух рядов, считают, что второй ряд перешел на напорный режим.

Аналогичным образом последовательно определяют время перехода всех остальных рядов на напорный режим.

Забойное давление в первом ряду с самого начала находят по формулам ин­ терференции (VI1.69)—(VI1.72), в которых п сначала равно единице, а затем, после последовательного перехода остальных рядов на напорный, режим, при­ нимает значения 2, 3 и т. д.

Забойные давления во всех остальных рядах до момента их перехода на напорный режим вычисляют по формуле режима растворенного газа (V. 18), а со времени их перехода на напорный режим — по формулам (VII.69)—(VII.72), где п принимают равным числу одновременно работающих рядов.

Вытеснение газированной нефти водой, когда пластовое давление выше давления насыщения,

а забойные давления ниже давления насыщения

При разработке нефтяных месторождений, в которых пластовое давление выше давления насыщения, иногда рационально снижать забойные давления в эксплуатационных скважинах ниже давления насыщения. Это обусловлено тем, что при забойных давлениях выше давления насыщения дебиты нефтяных скважин могут оказаться недостаточными ввиду ограниченности депрессий.

Рассмотрим случай, когда начальное пластовое давление выше давления насыщения, а забойное давление на скважинах ниже его. Если на некотором контуре питания благодаря напору контурных вод либо искусственным путем поддерживается постоянное давление, то приток нефти к скважинам происходит при режиме вытеснения газированной нефти водой. При этом пласт будет раз­ делен на две области: в первой, прилегающей к контуру питания, давление пре­

169

вышает давление насыщения и движется одна фаза — нефть; во второй области, окружающей скважины, давление ниже давления насыщения и движутся две фазы — нефть и выделившийся из нее газ. Граница между двумя областями, на которой давление равно давлению насыщения, в зависимости от конкретных условий может быть единой линией или состоять из ряда контуров, замкнутых вокруг отдельных скважин или их групп. Интерференцию рядов скважин в этом случае можно рассчитать по формулам интерференции несжимаемой жидкости, в которых

рс

Для конкретной залежи, в которой давление насыщения рн всюду одинаково, верхний предел в последнем интеграле постоянен, и, таким образом, этот интег­ рал является функцией лишь нижнего предела рс. При заданном постоянном да­ влении рс интеграл (VI1.80), а следовательно, и величина, определяемая выра­ жением (VI1.79), также постоянны. Величины р и s в интеграле (VI1.80) связаны соотношением, вытекающим из постоянства газового фактора вдоль линии тока:

где S (р) и S (рн) — масса газа в единице объема раствора соответственно при давлении р и рн. Из выражения (VII.81) s можно определить как функцию р в следующем виде:

Функции от давления, находящиеся в правой части уравнения (VII.82), опре­ деляют лабораторными исследованиями пластовой нефти исследуемого место­ рождения.

Зная функции от давления в правой части уравнения (VI1.82), представлен­ ные в виде таблиц или графиков, задаемся рядом последовательных значений давления от рс до рп и вычисляем соответствующие им значения ф (s). Пользуясь зависимостями фазовых проницаемостей от насыщенности FH(s) и Fr (s) для дан­ ного месторождения, определяем зависимость

*<’> - - £ § • <vl,•8з,

По зависимости ф (s), зная значение функции, определяем аргумент s и находим затем значение функции FH(s) для заданного давления.

Если необходимые экспериментальные данные для определения фазовых проницаемостей отсутствуют, значения s и FH (s) определяют по таблице Царе­ вича (см. гл. V).

Зная FB (s) как функцию давления, меняющегося в пределах от рс до рк, определяем при помощи формул численного интегрирования интеграл в правой части уравнения (VII.80). Если известна разность Ян — Нс для заданных зна­ чений рн и рс, можно определить из формулы (VI1.79) величину, необходимую для подстановки в уравнения интерференции скважин.

170