Файл: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.02.2024
Просмотров: 332
Скачиваний: 1
Рис. XI1.13. Графики для расчета предельного безводного и безгазового дебита, высоты / I; 2 - 2; 3 - А; 4 —6;
конуса и положения интервала вскрытия при различных значениях Л. Значения R. 5 —10; 6 —40; 7 —Ю0
ЬС
1 2 |
3 4 |
8 <) ЮУ |
Рис. XI1.13. (продолжение)
г |
|
hrJi-'Уп |
я |
h 0,5
0,
0,
Рис. XII. 14. Зависимость Нг от R
зависимостей РСП.77). Графики составлены для следующего диапазона изменения
параметров: R = 1; 2; 4; 6; 10; 40; 100; Л = 0,02; 0,1; 0,2; 0,3; 0,4; 0,5; у = 1—10. На левой шкале приведены значения уг,уви /гг, а на правой — q. Из этих графиков следует, что по сравнению с задачей с одним конусом здесь появляется новый параметр у, от которого существенно зависят все характеристики процесса.
С увеличением у предельный безводный и безгазовый дебит возрастает, но остается меньшим, чем в случае одного конуса, когда интервал вскрытия нахо
дится у кровли (подошвы) пласта. Например, при h = 0,1 и R = 4 безразмерный предельный дебит по кривым И. А. Парного [46] равен 0,18, тогда как по кривой 3 (см. рис. XII.13, б) он не превышает 0,156 во всем диапазоне рассмотренных
значений у.
Оптимальное положение интервала вскрытия с увеличением у перемещается в сторону газонефтяного контакта, а с увеличением h — в сторону водонефтяного
контакта и почти не зависит от R, особенно при больших его значениях (р> 4).
Это видно на рис. XII. 14, где представлены графики зависимости Лг от Rдля у = |
3. |
|
Предельный дебит с уменьшением интервала вскрытия |
возрастает, т |
е. |
изменение дебита с изменением вскрытия аналогично случаю |
с одним конусом. |
|
Q |
На рис. XII. 15 "показан |
график зависи |
мости q от h при у = 3 . |
составленные |
|
|
Расчетные графики, |
для оптимального положения интервала вскрытия, когда состояние обоих конусов предельно устойчиво, можно применять для определения предельного дебита при произвольно заданном^-.
Вначале необходимо определить опти мальное положение интервала вскрытия. Если окажется, что он смещается в сторо ну водонефтяного контакта, то предель ный дебит скважины будет определяться предельным устойчивым состоянием ко нуса воды в то время, как конус газа еще не достигнет предельного устойчивого со стояния. В этом случае безразмерный предельный дебит q соответствует такому значению у, отложенному на оси абсцисс, при котором заданное hr является опти мальным. Это значение у соответствует точке пересечения прямой, параллельной оси абсцисс и отсекающей на оси ординат заданное значение /гг, с кривой Лг (у) для
заданных значений параметров R и h. Раз
мерный дебит определится из выражение (XII.76).
Если же окажется, что интервал вскрытия сместился в сторону газонефтяного контакта, то предельный дебит скважины будет определяться предельным устой чивым состоянием конуса газа в то время, как конус воды еще не достиг предель
ного устойчивого положения. В этом случае безразмерный предельный дебит скважины
<7г = <7~, |
(XII.78) |
где q — безразмерный предельный безгазовый и безводный дебит, соответствую щий такому у, при котором данное положение интервала вскрытия оказывается оптимальным. Дебит определяют по формуле
Q —- Яг К (Ун — Уг) № |
(XI 1.79) |
Из графиков рис. XII. 13, а—е следует, что при оптимальном положении интервала вскрытия значение Игвсегда<0,5, т. е. сточки зрения получения макси мального безгазового и безводного дебита интервал вскрытия необходимо распо ложить ближе к газонефтяному контакту. Но иногда этот интервал располагают ближе к водонефтяному контакту, т. е. 0,5. В этом случае для предельного дебита, который будет определяться предельным устойчивым состоянием конуса воды, можно воспользоваться соотношением
f(* r)= ?r(l — йг) =<7 (I —йг)^-. |
|
(XI 1.80) |
Зависимости q и ~ от /гг приведены на рис. XII. 16 для h = 0,1 |
и R = 4. |
|
П р и м ер . Пусть у = 4 . При R —4 и у = 4 с помощью графика на рис. |
||
XII. 13, б находим предельный дебит q = |
0,82, оптимальное расстояние интервала |
|
вскрытия от газонефтяного контакта Иг = |
0,315. Предположим, что hr = |
0,4, т. е. |
интервал продвинут в сторону водонефтяного контакта. На графике (см. рис. XII. 16) этому положению интервала отвечает q = 0,67. Следовательно, дебит скважины будет занижен по сравнению с максимально возможным на 18,3%. Допустим, что Яг = 0,23, т. е. отклонение в сторону газонефтяного контакта. Из графика (см. рис. XII. 16) при Лг = 0,23 получаем qly = 0,11, q = 0,11*4 = = 0,44, т. е. дебит будет занижен на 46,3 %.
Таким образом, смещение интервала вскрытия от оптимального положения в сторону водонефтяного или газонефтяного контакта приводит к уменьшению предельного дебита, причем смещение это го интервала на одно и то же расстояние кверху приводит к большему снижению
дебита, чем смещение книзу.
Определим положение интервала вскрытия и предельного дебита скважины, эксплуатирующей нефтяной пласт с по дошвенной водой и газозой шапкой.
П р и м ер . Толщина нефтенасыщен ного слоя Юм, радиус условного контура
питания R0 = |
200 м, |
коэффициенты |
|
проницаемости |
kr — 0,5 |
мкм2, |
kz = |
= 0,020 мкм2, удельный вес нефти |
уп = |
||
= 0,9* 10“3 Н/см3, воды Vn =1,2-10“3 Н/см3,
газа |
уг = 0,2* 10“3 Н/см3, вязкость нефти |
|л = |
2 мПа-с. Рассчитать оптимальное |
положение интервала вскрытия и пре
дельный дебит скважины.
Из графиков (см. рис. XII. 15) видно, что изменение величины вскрытия от 0 до
231
6,2 мало |
влияет |
на предельный дебит. Поэтому берем ii = |
b/h= 6,2, откуда |
|||||
b = 0,2, |
h = 0,2-10= 2 м. |
|
|
|
|
|||
Составляем отношения: |
|
|
|
|
||||
у = у* -У г |
0 ,9 -0 ,2 |
|
|
|
|
|||
1,2 —0,9 = 2,33, |
|
|
|
|||||
|
Ув — Ун |
|
|
|
||||
п |
Ro |
|
200 |
= 4. |
|
|
|
|
R |
Th |
т |
/ м |
|
|
|
||
10 |
|
|
|
|
||||
|
|
Г |
0,02 |
|
|
|
|
|
Из графика на рис. XII. 13, в находим /гг = 0,39 или Аг = |
3,9 м, a q =0,67. |
|||||||
Отсюда |
|
|
|
|
|
|
|
|
Л |
kr (Yb |
^ |
Vh) № |
|
0,5• 0,3-10“3• 10е Л а |
_ЛО |
3/ |
. 00 3/ |
Q = |
|
----Я = |
--------- 2---------0,67 = |
см3/с ” 4,33 м3/сут. |
||||
Следует отметить, что в процессе разработки залежи водонефтяной и газо нефтяной контакты будут перемещаться. Поэтому положение интервала вскрытия, определяемое по изложенному методу, строго говоря, будет оптимальным лишь в начальной стадии эксплуатации.
Возможные изменения положения интервала вскрытия и предельного дебита в процессе эксплуатации можно определить, используя метод последовательной смены стационарных состояний.
§ 7. О ВОЗМОЖНОСТИ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРИТОКА НЕФТИ ИЗ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ
Разработка нефтяных пластов, имеющих подошвенную воду и газовую шапку, как уже отмечалось, сильно затруднена, вследствие прорывов воды и газа в нефтя ные скважины. Пока неизвестны достаточно эффективные способы добычи нефти из таких пластов. Практика показывает, что в ряде случаев можно получить ста бильные и высокие притоки нефти без прорыва верхнего газа и подошвенной воды (в залежах с большой нефтеносной мощностью и высокой степенью анизотропии). Некоторое увеличение притока безводной нефти наблюдается в пластах с подош венной водой при использовании селективного гидравлического разрыва в искус ственных непроницаемых экранов.
Однако по мере добычи мощность нефтяного слоя непрерывно уменьшается, уменьшается при этом и допустимый отбор нефти при безводной и безгазовой эксплуатации. В пластах с небольшой нефтенасыщенной зоной и слабой анизотро пией даже начальные дебиты могут быть очень низкими. При эксплуатации сква жин с постоянным дебитом или забойном давлении неизбежно прорываются газ и
вода.
Интенсификация эксплуатации водонефтяных пластов с газовой шапкой имеет большое практическое значение. Интенсификация добычи из водонефтяных пла стов без газовой шапки, как известно, достигается форсированным отбором жидкости. Опытными и теоретическими исследованиями установлено, что в этом случае доля нефти в извлекаемой жидкости определяется соотношением между мощностями нефтяного и водяного слоев-и вязкостями жидкостей. Отбор жидкости из таких пластов практически можно ограничить только состоянием пород при забойной зоны. Приток нефти при этом обычно во много раз превышает максималь ный безводный дебит.
В рассматриваемом случае, когда нефтяной пласт имеет одновременно и подошвенную воду, и газовую шапку, также возможен совместный отбор нефти и воды, но интенсивность отбора при этом сильно ограничивается прорывом газа, который, как известно, может затруднить добычу оставшейся в большом коли честве нефти и потому нежелателен.
Совместный отбор нефти и воды без прорыва газа можно осуществить только при условии, если интервал вскрытия располагается ниже положения, обеспечи
232
вающего предельный безводный и безгазовый дебит. Очевидно также, что тем самым можно увеличить суммарный дебит жидкости. Известно, однако, что смеще ние интервала вскрытия вниз увеличивает долю воды в суммарном дебите. Таким образом, необходимое для совместного отбора смещение интервала связано сдвумя противоположными эффектами, результат которых заранее неизвестен. Поэтому возникает вопрос о возможности увеличения притока нефти путем смещения интервала вскрытия и совместного отбора нефти и воды.
Поставленный вопрос решался экспериментально.
Опыты показали, что при добыче безгазовой нефти вместе с водой дебит ее значительно выше предельного безводного и безгазового дебита. Превышение дебита тем больше, чем больше удален интервал вскрытия от газонефтяного кон такта.
Удаление интервала вскрытия от его положения, обеспечивающего макси мальный безводный и безгазовый дебит, к водонасыщенной части однородного или однородно-анизотропного пласта и эксплуатация скважины при совместном при токе нефти и воды могут способствовать притоку нефти без прорыва газа, значи тельно превышающий безводный и безгазовый дебит скважины. Однако это при водит к необходимости добычи вместе с нефтью значительного количества воды. Окончательно целесообразность совместного отбора нефти и воды может быть установлена в результате технико-экономического анализа.
§ 8. ОЦЕНКА КОЭФФИЦИЕНТА АНИЗОТРОПИИ ПЛАСТА С ПОДОШВЕННОЙ ВОДОЙ И ГАЗОВОЙ ШАПКОЙ
Дебиты скважин в нефтяных пластах, имеющих подошвенную воду или газовую шапку, или одновременно и ту и другую, могут значительно превышать предельные дебиты, рассчитанные или найденные экспериментально в предполо жении изотропности пласта. Причиной этого может послужить отличие средней проницаемости в направлении, перпендикулярном к напластованию, от проницае мости в направлении напластования. Такая неоднородность пласта по проницае мости характеризуется коэффициентом анизотропии
где kT— коэффициент проницаемости вдоль напластования; kz — коэффициент проницаемости в направлении, перпендикулярном к напластованию.
Знать коэффициент анизотропии пласта крайне необходимо для расчетов при проектировании разработки подобных месторождений, а также для анализа и контроля системы разработки.
Известны способы оценки к для нефтяного пласта, имеющего подошвенную воду. Ниже описан способ приближенной оценки коэффициента анизотропии для нефтяного пласта, имеющего одновременно подошвенную воду и газовую шапку. Для этого можно воспользоваться графиками по определению положения интервала вскрытия и предельного дебита, приведенными в § 6 настоящей главы, и результатами промысловых исследований скважин по расчету предельного дебита нефти.
При исследовании скважин для определения предельного дебита могут встретиться три случая.
1. Предельный дебит нефти достигается при предельном положении конуса воды, в то время как газовый конус еще не достиг своего предельного положения.
2.Предельный дебит нефти достигается при предельном положении газового конуса, в то время как конус воды еще не достиг своего предельного положения.
3.Предельный дебит нефти достигается при предельном положении как газо
вого, так и водяного конусов. Согласно (XI1.76) имеем
(XI 1.81)
где Ду = Yb — 7ц.
233