Практика по разработке НГ месторождений. 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4
 Скачать 2.71 Mb.
|
|
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ, РАБОТАЮЩЕЙ ПРИ РЕЖИМЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА Определение показатели разработки залежи нефти при изменении давления на контуре питания скважины от давления насыщения до забойного давления. Режим растворенного газа (РРГ) начинается в пласте, когда текущее пластовое давление равно давлению насыщения. Показатели РРГ часто становятся базовыми при сравнении эффективности различных методов воздействия на пласт. Пластовая энергия определяется количеством газа, растворенного в единице объема нефти, н равномерно распределена по залежи. Поэтому добывающие скважины целесообразно размещать по равномерной (квадратной или треугольной) сетке. В этом случае пласт делится на области одинаковой формы вокруг каждой скважины. Границы областей при одновременном вводе скважин в эксплуатацию и одинаковых давлениях - это границы раздела течений, в расчетном отношении эквивалентные непроницаемым границам. В расчетах за область влияния каждой скважины можно принять однородный по свойствам круглый цилиндр радиусом RK с концентричной скважиной в центре. Для этого эквивалентного цилиндра радиус дренирования (радиус расчетного элемента или контур питания) RK находится из условия равенства площади цилиндра н дренируемой площади, которая приходится на скважину в равномерной сетке. Для треугольной сетки скважин, которая рассматривается в данной задаче, на один треугольник площадью  приходнтся 3 скважины. Следовательно, в треугольнике на одну скважину приходится дренируемая площадь равная . Всего с каждой скважиной соприкасается 6 треугольников, поэтому общая дренируемая площадь одной скважины будет  . Приравнивая площадь основания эквивалентного цилиндра  и дренируемую площадь одной скважины, получим:  [1].Расчет проводится по методу последовательной смены стационарных состояний от давления насыщения до забойного давления на контуре питания одной скважины. Так как равномерная сетка делит всю нефтяную площадь на ряд одинаковых областей, то полученные результаты распространяют на всю площадь. Для расчета показателей разработки залежи необходимо определить зависимость между нефтенасыщенностью 5 и давлением Р на непроницаемом контуре расчетной модели. Для небольших интервалов снижения давления на контуре расчетного элемента такая зависимость получена из дифференциального уравнения материального баланса для нефти и газа н выражается приближенной формулой:  (5.1) Где:  – объемный коэффициент (определяется из аппроксимации); – среднее значение газового фактора при изменении давления от  до  ; – газосодержание нефти (определяется из аппроксимации); ,  – нефтенасыщенностъ на шагах i и i+1.При расчетах задают ряд последовательных значений и вычисляют соответствующие им значения . В начальный момент S=1. Средний газовый фактор вычисляется по формуле: , (5.2)Где Ψ – отношение фазовых проницаемостей газа и нефти при соответствующей нефтенасыщенности (определяется из зависимостей К.Л.Царевича [3]);  – среднее давление на контуре расчетного элемента за рассматриваемый интервал; – вязкость нефти (определяется из аппроксимации); – вязкость газа, которая слабо зависит от давления, поэтому считается постоянной.Дебит нефти для каждого шага i определяется по следующей зависимости:  , (5.3) Где  – среднее давление на участке между контуром питания и скважиной;k – абсолютная проницаемость пласта;  – относительная проницаемость для нефти, (определяется из зависимостей К.А.Царевича).Полагается, что зависит только от насыщенности пор нефтью. Время, за которое нефтенасыщенность снижается от до , находится из выражения: . (5.4)Тогда время эксплуатации одной скважины будет:  Текущая нефтеотдача для каждого этапа рассчитывается по формуле:  . (5.5)Накопленная добыча на каждом шаге:  , (5.6) Исходные данные для расчета методом последовательной смены стационарных состояний приведены в табл. 5.1. Таблица 5.1 Таблица исходных данных для расчета требуемых параметров
Зависимости µН(Р), bH(Р) и Г(Р) определены экспериментально, а зависимости ψ(S) и k„(S) найдены К.А.Царевичем. Зтн зависимости аппроксимированы следующими соотношениями:      Определить основные показатели разработки залежи нефти в режиме растворенного газа при изменении давления на контуре питания скважины от давления насыщения рН до забойного давления рС. Для каждого интервала снижения давления на контуре от Рi до Рi+1 рассчитать значения газового фактора нефтенасыщенность на контуре питания Si; дебит нефти qН: время Δti за которое нефтенасыщенность снижается от Si до Si+1: текущую нефтеотдачу ηi. Определить время эксплуатации (время истощения пластовой энергии в пределах области дренирования) одной скважины. Построить график накопленной добычи нефти  для одной скважины.Таблица 5.2 Таблица для проведения расчётов  Рекомендации: для каждого шага i в строки таблицы внести значения давления на контуре питания скважины, начиная от давления насыщения до давления на забое, с шагом 0.2 МПа. Пример таблицы приведен на следующей странице (табл. 5.2). Не путать давление на контуре питания рi. среднее давление на контуре расчетного элемента p1/2, i и среднее давление на участке между контуром питания н скважиной  . Также не путать газосо-держанне Г и среднее значение газового фактора  .Определение объема законтурной воды, поступившей в нефтяную залежь Определить объем законтурной воды, поступившей в нефтяную залежь, разрабатываемую в режиме растворенного газа при наличии активной водонапорной области. Исходные данные для расчетов приведены в табл. 5.3. Характер падения давления во времени показан на рис. 5.1. Таблица 5.3 Таблица исходных параметров
 Рис. 5.1. Изменение давления во времени РЕШЕНИЕ Очевидно, что при стабилизации пластового давления, суммарный дебит нефти с растворенным в ней газом, свободного газа и воды:  м3/сут, (5.7)компенсируется расходом воды из законтурной области пласта СО3. что можно представить в виде баланса:  (5.8)С другой стороны, расход вторгающейся в залежь из активной водоносной области воды, можно считать пропорциональным снижению пластового давления относительно первоначального значения т. е.:  (5.9)где: К - константа, характеризующая вторжение законтурных вод или удельный расход воды за единицу падения давления. Будем считать, что эта константа не изменяется в процессе разработки. Определим ее, учитывая баланс (5.8) и решая совместно уравнения (5.7), (5.8) н (5.93):  (5.10)где: рст – стабилизированное среднее пластовое давление. После определения константы К можно подсчитать объем вторгшейся в залежь воды к любому моменту времени с начала разработки проинтегрировав расход воды по времени. Учитывая выражение (5.9). получим [3]:  (5.11)Для определения объема вторгшейся в залежь воды необходимо вычислить интеграл в выражении (5.11). Указанный интеграл можно вычислить приближенно по формуле трапеции (5.12). Для этого необходимо аппроксимировать зависимость Δp(t) (рис.5.2) набором трапеций.  м3, i=1,…,5 (5.12)Суммарная площадь, ограниченная ломаной, описывающей подынтегральную функцию Δp(t) и будет численным выражением интеграла.  Рис. 5.2. Изменение во времени тестового давления | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||