Практика по разработке НГ месторождений. 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4

• Название: 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4
• Дата: 27.10.2022
• Размер: 2.71 Mb.
• Имя файла: Практика по разработке НГ месторождений.docx
• Тип: Закон; #757370
• страница: 7 из 11

Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин

Исходные данные приведены в табл. 3.11.

Таблица 3.11

Таблица исходных данных для расчета процесса заводнения

Наименование исходных параметров	Значение
Суточная добыча нефти	Он, т/сут	311.4
Суточная добыча воды	Он. т/сут	104.2
Суточная добыча газа	Vг. м3/сут	91.9-10*
Объемный коэффициент нефти	bН	1.182
Коэффициент растворимости газа в нефти	α,	0.77
Плотность нефти	ρH, т/м3	0.863
Коэффициент сжимаемости газа	Z	0.88
Пластовое давление	pПЛ, кгс/см2	74.5
Пластовая температура	Tпл,	43.3
Атмосферное давление	p0. кгс/см2	1
Проницаемость пласта для воды	k, Д	0.5
Эффективная толщина пласта	h. м	10
Депрессия	Δр. кгс/см2	50
Коэффициент гидродинамического со­вершенства забоя скважины	Ф	0.8
Коэффициент избытка	К	1.2
Половина расстояния между нагнета­тельными скважинами	R, м	400
Радиус скважины	r. м	0.1
Вязкость воды	µ, СПЗ	1

РЕШЕНИЕ

Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем:

м³. (3.46)

Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям составит:

м³. (3.47)

Объем свободного газа в пластовых условиях:

м³. (3.48)

Общая суточная добыча в пластовых условиях:

м³. (3.49)

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь не менее указанного количества воды. Принимая в расчет коэффициент избытка (без учета поступающего в залежь объема контурной воды) потребуется следующее количество воды [4]:

м³/сут. (3.50)

При этом приемистость нагнетательных скважин составит:

м³/сут. (3.51)

3. 
   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕС ТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ГАЗОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
   

Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром. так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает. Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения: Рср=Рззс- Отбор газа (текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях) из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону (рис. 4.1) [1]:



где:



Рис. 4.1. Изменение во времени объемной добычи газа

Определить, как изменяются в течение 10 лет после начала разработки:

1) Значение среднего пластового давления.

2) Объем газовой шапки и ее доля от порового объема пласта, охваченного разработкой.

3) Нефтеотдача месторождения.

Построить графики изменения этих параметров от времени. Исходные данные приведены в табл. 4.1.

Таблица 4.1

Таблица исходных данных для расчета требуемых параметров

Наименование исходных параметров		Значение
		1		2
Радиус контура нефтеносности	R. м		3000		2500
Давление насыщения	pнас, МПа		8.0		8.5
Пористость пород пласта	т		0.25		0.25
Толщина пласта	h, м		25		22
Насыщенность пласта связанной водой	SСВ		0.05		0.05
Коэффициент охвата пласта разработкой	η2		0.80		0.85
Плотность нефти	ρ2, т/м3		0.850		0.850
Плотность газа в атмосферных условиях	ρ1АТ, т/м3		8.5∙10-4		8.5∙10-4
Кажущаяся плотность растворенного в нефти газа	ρ1К, т/м3		0.3		0.3
Коэффициент растворимости газа в нефти	а, т/(т∙Па)		8.5∙10-9		8.5∙10-9
Среднее отношение коэффициентов сверхсжнмаемось газа при пластовом н атмосферном давлении	φСР		9∙10-1		9∙10-1
В течение 10 лет отбор нефти (текущая добыча де­газированной нефти) из месторождения составляет	qн. м3/год		1.5∙106		1.4∙106

РЕШЕНИЕ

Определим объем пласта, охваченный разработкой:

(4.1)

В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть н растворенный в ней газ. Поэтому в начале разработки соотношение материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте имеет вид:

(4.2)

где: , – начальные массы газа и нефти в пласте.

Считаем, что газ растворяется в нефти по закону Генри:

. (4.3)

Тогда величина начальной массы нефти в пласте будет:

. (4.4)

Полная масса дегазированной нефти, оставшейся в пласте к моменту времени t при известном значении начальной массы нефти определяется с учетом накопленной добычи:

. (4.5)

При известном значении начальной массы газа и текущей объемной добыче газа, полная масса газа в пласте (включая свободный газ н газ. растворенный в нефти) определяется, как разность между начальной массой н накопленной добычей к моменту времени t:



(4.6)

Изменение во времени среднего пластового давления находится из материального баланса компонент в пласте в каждый момент времени:

, (4.7)

, (4.8)

где:

– полная масса свободного газа;

- полная масса газа, растворённого в нефти;

– плотность свободного газа в пласте

– полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти;

– масса дегазированной нефти пласте.

Кроме этого, используется закон Генри и уравнение состояния реального газа:

. (4.9)

После подстановки в (4.8) получается квадратное уравнение относительно среднего пластового давления:

, (4.10)

где







Решение этого уравнения имеет два корня:

. (4.11)

Если 2∙а∙Р_НАС – b < 0, то используется меньший корень.

Если 2∙а∙Р_НАС – b > 0, используется больший корень.

Объем образующейся в процессе разработки залежи вторичной газовой шапки в каждый момент времени можно определить, учитывая закон Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:

. (4.12)

Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой, будет определяться как отношение:

. (4.13)

Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:

, (4.14)

Где: – накопленная добыча нефти

Рекомендация. Для удобства расчеты желательно свести в табл. 4.2.

Таблица для проведения расчетов

Таблица 4.2

Расчет показателей разработки
Врезы. годы	Масса дегазиро­ванной нефти в пласте N; [т]	Полная масса газа N, [т] (свободного и раста.)	а	b	с	Ср. пласто­вое давле­ние Рср [Па]	Накоп­ленная добыча [т]	Нефте­отдача η	Объем газ. V1 [м3]	Доля газ. шапки;
0	9.57∙107	6.51∙106				8.0∙106	0	0	0	0
1
2
3
4
5
б
7
8
9
10	8.29∙107	4.68∙106				4.97∙106	1.28∙106	0.133	2.5∙107	0.186

3.