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: 9 из 11

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЗ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Разрабатывается нефтегазоконденсатное однопластовое месторождение. имеющее в условиях природного залегания первичную газовую шапку, в газе которой содержится большое количество конденсата. Кроме того, значительное количество углеводородов Сз – С₈ т. е. по сути дела конденсата, имеется в нефти в растворенном состоянии. Продуктивный нефтегазоносный пласт представляет собой замкнутый резервуар. Разрез месторождения представлен на рнс. 6.1.



Рис. 6.1. Разрез нефтегазоконденсатной залежи

По изотерме конденсации для данного месторождения построена функция содержания конденсата в газе (отношение масс компонентов в газовой фазе) [1]:



где: G₁, G₂ - массы компонентов в газовой фазе. Текущая годовая добыча жидкой фазы (нефти и конденсата) изменяется со временем г по линейному закону:



том числе конденсата н нефти:





Текущая годовая добыча газа также линейно нарастает со временем. Закон изменения во времени средневзвешенного пластового давления считается заданным в виде:



где t - годы, р - Мпа.

Определить:

1) Общую массу нефти N_H которая находилась в пласте в начальных условиях.

2) Значения коэффициентов компонентоотдачи η₁, η₃ за 10 лет разработки месторождения на естественном режиме.

3) Среднюю насыщенность пласта жидкой углеводородной фазой S_ж через 10 лет.

Исходные данные для расчетов приведены в табл. 6.1.

Таблица 6.1

Таблица исходных данных для расчета показателей разработки нефтегазоконденсатной залежи

Наименование исходных параметров	Значение
Объем пласта, охваченный разработкой	Von, м3	600∙106
Начальное среднее пластовое давление	Ро, МПа	30
Плотность газа в стандартных условиях	ΡГАТ, т/м3	0.85∙103
Кажущаяся плотность конденсата, рас­творенного в нефти	ρ2К, т/м3	0.7
Плотность нефти	ρ2, т/м3	0.85
Кажущаяся плотность газа, растворен­ного в нефти	ρ1К , т/м3	0.3
Коэффициент растворимости газа	а, т/(тМПа)	10-2
Среднее отношение коэффициентов сверхсжнмаемостн газа при пластовом н атмосферном давлении	φСР	0.9
При начальном средневзвешенном пластовом давлении р0 в пласте содержалось:
Начальная масса компонента 1 (газ)	N01, т	85∙106
Начальная масса компонента 2 (конденсат)	N02, т	112.73∙106
в том числе в газовой шапке	G02, т	50.07∙106
Начальная масса компонента 3 (нефть)	N03, т	30∙106

РЕШЕНИЕ

Прежде всего, разобьем углеводородный состав месторождения на три группы: газ (компонент 1), в который входит в основном метан; конденсат (компонент 2), состоящий главным образом из углеводородов С₃-С₉; и нефть (компонент 3), содержащую углеводороды Сю и выше. Первый и второй компоненты находятся как в газовой фазе, так и в жидкой. Содержанием нефти в газе будем пренебрегать. Отсюда имеем следующие соотношения для общих масс компонентов в месторождении в целом:



(6.1)



где:

N₁, N₂, N₃ - общие массы компонентов в месторождении целом;

G₁, C₂ — массы компонентов в газовой фазе;

L₁, L₂, L₃ — массы компонентов в жидкой фазе.

Будем считать, что второй компонент (конденсат) неограниченно растворяется в третьем (в нефти), первый же компонент (газ) растворяется в нефти по закону Генри:



Как и для нефтегазовых месторождений, можем записать соотношение для суммы объемов компонентов в жидкой фазе:

(6.2)

где:

S_ж – средняя насыщенность пласта жидкими углеводородами;

, – кажущиеся плотности первого и второго компонентов, растворенных в третьем fв нефти);

– плотность третьего компонента;

V_ОП – объем пласта, охваченный процессом разработки.

Процесс разработки месторождения будем считать изотермическим. Уравнение состояния реального газа:



где: МПа – атмосферное давление.

Это уравнение применительно к рассматриваемому месторождению имеет вид:

(6.3)

Вычислим согласно соотношениям (6.1) общую массу нефти, которая находилась в пласте в начальных условиях:

(6.4)

Вычислим накопленную добычу компонента 3 (нефти) за t=10 лет разработки месторождения:

[т] (6.5)

Определим значение коэффициента текущей нефтеотдачи:

(6.6)

и текущую массу компонента 3 (нефти) после 10 лет разработки:

(6.7)

Определим накопленную добычу жидкой фазы (нефти и конденсата) за t=10 лет:

[т] (6.8)

и соответственно - текущую массу компонента 2 (конденсата) в жидкой фазе после 10 лет разработки:

, [т] (6.9)

Зная закон изменения во времени г средневзвешенного пластового давления, представленный в исходных данных, определим средневзвешенное пластовое давление р через 10 лет н. используя закон Генрн (2). определим текущую массу жидкой фазы компонента 1 (массу газа, растворенного в нефти):

[т] (6.10)

Из соотношения для суммы объемов компонентов в жидкой фазе (3) выразим и получим текущее значение средней насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой:

(6.11)

Из уравнения состояния реального газа (6.4) применительно к рассматриваемому месторождению выразим и получим текущее значение для суммы масс компонентов 1 и 2, находящихся в газовой фазе:



(6.12)

В то же время на основе приведенной в условии задачи функции содержания конденсата в газе определим текущее значение отношения масс компонентов в газовой фазе:



(6.13)

и определим, решив совместно (6.12), (6.13), значения масс компонентов G₁ н G₂ в газовой фазе.

Общая масса компонента 1 (газа) в месторождении через 10 лет разработки составит согласно (6.1):

(6.14)

Следовательно, можем определить количество добытого газа (компонента 1):

(6.15)

и значение коэффициента текущей компонентоотдачи для газа:



(6.16)

3. 
   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
   
   1. 
      Определение условного предельного безгазового дебита нефти скважины
      

Скважина, эксплуатирующая нефтяную оторочку нефтегазовой залежи, вскрывает пласт таким образом, что верхние перфорационные отверстия находятся по вертикали на расстоянии ho от первоначального газонефтяного контакта, а вся вскрытая скважиной толщина. отсчитываемая от подошвы пласта, составляет /;с. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с образованием газового конуса представлен на рис 7.1.



Рис. 7.1 Схема образования газового конуса

Определить условный предельный безгазовый дебит скважины. Исходные данные для расчета приведены в табл. 7.1.

РЕШЕНИЕ

При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазового месторождения ограничивают путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин н особенно, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Следовательно, дебит нефтяных скважин должен быть малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов. Согласно приближенной методики расчета конусообразования. основанной на упрощенной теории фильтрации жидкости со свободной поверхностью, приближенно считается, что давление в каждом цилиндрическом сечении пласта определяется высотой столба нефти в данном сечении. Окончательная формула для предельного безгазового дебита нефти (такого дебита, при котором в скважину притекает только нефть) имеет вид [1.3]:



(7.1)

где: h_К - высота столба нефти на условном контуре питания с радиусом;

r_k=𝜎, отсчитываемая от подошвы пласта;

h_C - высота вскрытия нефтяной части месторождения (высота столба нефти, отсчитываемая от подошвы пласта при r_k=r_C);

- разность удельных весов нефти.

Таблица 7.1

Таблица исходных данных для расчета дебита скважины

Наименование исходных параметров	Значение
	обозначение	1	2
Расстояние верхних перфора­ционных отверстий от перво­начального газонефтяного контакта	h0, м	5	7
Вскрытая скважиной толщина пласта, отсчитываемая от по­дошвы	hc, м	10	12
Проницаемость пласта	k, м2	0.5∙10-12	0.4∙10-12
Вязкость нефти	µН, мПа∙с	1.4	1.4
Удельный вес нефти	γН, Н/м3	8.9∙103	9∙103
Плотность газа в пластовых условиях	ρГ, кг/м3	0.08∙103	0.07∙103
Месторождение разрабатыва­ется с использованием семиточечной схемы расположения скважин при расстояниях между ними	2𝜎, м	500	500
Радиус скважины	гс, м	0.1	0.1

2. 
   Определение начального предельного безгазово-безводного дебита нефти скважины
   

Скважина, предназначенная для разработки нефтяной оторочки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, перфорируется только в интервале, расположенном в середине нефтенасыщенной толщи. При этом, расстояние от верхних перфорационных отверстий до первоначального положения газонефтяного контакта составляет h_o. На таком же расстоянии отстоят нижние перфорационные отверстия от первоначального положения водонефтяного контакта. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с образованием газового и водяного конусов представлена на рис. 7.2.



Рис. 7.2. Схема образования газового и водяного конусов

Требуется определить полный предельный безгазово-безводный дебит нефти.

Исходные данные для расчета приведены в табл. 7.2.

Таблица 7.2

Таблица исходных данных для расчета дебита скважины

Наименование исходных		Значение
параметров		1	2
Радиус условного контура питания	rК, м	500	480
Высота столба нефти на условном контуре питания с радиусом rK	hK, м	20	22
Интервал перфорации в скважине	hc, м	10	11
Проницаемость пласта	k, м2	0.8∙10-12	0.7∙10-12
Вязкость нефти	µН, мПа∙с	1.5	1.3
Удельный вес нефти	γН, Н/м3	8.9∙103	9.2∙103
Удельный вес газа в пластовых условиях	γГ, Н/м3	0.8∙103	0.7∙103
Удельный вес воды	γВ, Н/м3	9.81∙103	9.81∙103
Радиус скважины	гс, м	0.1	0.1

РЕШЕНИЕ

Выделим условно две зоны в области фильтрации нефти вблизи скважины: верхнюю и нижнюю, разделенные горизонтальной плоскостью, проходящей через середину интервала перфорации. Для первой зоны будем находить, соответственно, начальный безгазовый дебит, а для второй - начальный безводный дебит [1,3]. Исходя из приближенной теории конусообразования. для предельного безгазового дебита будет справедливо выражение:



(7.1)

где: - разность удельных весов нефти.

Соответственно, формула для предельного безводного дебита имеет вид:



(7.2)

где: - разность удельных весов нефти.

Полный предельный безгазово-безводный дебит нефти определяется суммой указанных дебитов:

3.