Решение задач по разработке нг месторождений. Решение. 2 Обработка данных о физических свойствах пород продуктивных пластов
 Скачать 5.37 Mb.
|
|
Значения вероятностей P()
Свойства критерия таковы, что, если полученному значению будет соответствовать малая вероятность р(), то расхождение между эмпирическим и теоретическим распределением является существенным Из таблицы 2.3 находим р()=0,00004 < 0,05. Следовательно закон Сатарова подходит. 3 Схематизации залежи круговой кольцеобразной формы Овальную залежь в зависимости от степени вытянутости можно заменить круговой или кольцевой и тем самым упростить гидродинамические расчеты. Такая замена возможна, если соотношение осей овала а/в 1/3. При этом необходимо соблюдать следующее правило. Длина внешнего периметра кольца должна быть равна длине расчетного контура нефтеносности, а площадь кольца – площади нефтеносности в пределах контура. Основные геометрические размеры модели залежи можно определить и исходя из равенства объемов нефтенасыщенных пород. Все линейные размеры расчетной модели пласта определены при схематизации условий разработки залежи.  Рисунок 3.1. Схематизация формы залежи: а – реальная залежь; б – расчетная схема 1. Реальную залежь заменяем кольцевой. Это исходит из того, что скважины стягивающего ряда расположены в линии. В таких случаях считается целесообразным заменить реальную залежь, имеющую овальную форму, кольцевой. Если вместо стягивающего ряда будет проектироваться стягивающая единичная скважина, то реальную залежь заменяют круговой. 2. Определяем среднюю нефтенасыщенную толщину пласта:   .3. Определяем радиус стягивающего внутреннего ряда R3 скважин по формуле  .4. Рассчитываем радиусы рядов скважин Ri из условия равенства объёмов нефтенасыщенных пород в соответствующих элементах реальной и расчётной схем по общей формуле  ,где Vi – объём нефтенасыщенных пород в пределах ряда с радиусом Ri:  Радиус внешнего контура нефтеносности определяется из следующей очевидной формулы для расчёта общего объёма нефтенасыщенных пород Vобщ:  .Решая последнее уравнение относительно RB, получим   5. Определяем расстояние между скважинами в рядах 2i на расчётной схеме:  По полученным данным линейных размеров залежи составляем расчётную гидродинамическую схему залежи (рисунке 3.1,б). 4 Гидродинамические расчеты отборов жидкости из залежи при жестком водонапорном режиме Гидродинамические расчеты по определению дебитов рядов скважин в случае круговой залежи проводятся по формулам, полученным исходя из принципов электроаналогии. Дебит одной скважины, работающей в круговой батарее, определяется по формуле  (4.1)где k – коэффициент проницаемости пласта; h – толщина пласта, м; РК и РС – соответственно давление на контуре кругового пласта и в скважинах; - вязкость жидкости; RK и RБ – соответственно радиус контура питания и радиус батареи скважин; n – число скважин в батарее; rС – радиус скважин. Причём  . Здесь - половина расстояния между скважинами.Формула справедлива в случае фильтрации однородной жидкости в однородном пласте постоянной толщины. Давление во всех скважинах одинаково и расстояния между скважинами в круговой батарее равны. Принимая, что RK >> RБ, из (4.1) можно получить  . (4.2) обозначим через RC а  - через Ri.Таким образом, RC является внешним, а Ri – внутренним сопротивлением скважины. Проведя некоторые преобразования, получим формулу для суммарного дебита всех скважин Q, работающих в круговой батарее, т.е. дебит ряда:  . (4.3)Комплекс параметров  принято называть внешним сопротивлением ряда, а  – внутренним сопротивлением призабойной зоны скважины.С учётом принятых обозначений формула (4.3) запишется в виде  .Составляя систему уравнений и задаваясь значениями забойных давлений или отборов жидкости можно решить эту систему. 4.1 Расчет уровня добычи жидкости и среднего дебита скважин 1 ряда до отключения Радиусы рядов, м:  Радиус внешнего контура нефтеносности  внутреннего  Расстояния между скважинами в рядах: Средняя толщина пласта h = 11,35 м. Среднее значение коэффициента проницаемости пласта: К = 0,3359 мкм2; вязкость нефти н = 6 мПа.с; вязкость воды в = 1,4 мПа.с; давление на контуре питания Рк = 18 МПа; радиус скважин rсэ = 0,10 м. Все линейные размеры расчетной модели пласта определены при схематизации условий разработки залежи. Решение 1. Составляем эквивалентную электрическую схему (рисунок 4.1 а-3 ). 2. Рассчитываем приведенный контур питания по формуле  Rр - расчетный контур питания, определяемый по формуле    Рисунок 4.1. Расчетная схема круговой залежи 1. Схема расположения контуров нефтеносности. 2. Схема расположения скважин. 3. Эквивалентная схема фильтрационных сопротивлений 3. По эквивалентной электрической схеме, используя второй закон Кирхгофа, составляем систему уравнений:  (1)Q1,Q2,Q3-дебиты соответствующих рядов. Значение давления в скважинах принимаем равным давлению насыщения нефти газом:  4. Рассчитываем внешнее и внутреннее сопротивления рядов скважин:       Перепишем уравнение (1) с учетом числовых значений давлений, количества скважин и сопротивлений: Решая систему уравнений получим дебиты рядов: Q1=0,03958902 м3/с=3420,5 м3/сут = 1248479 м3/год Q2=0,013172698 м3/с=1138 м3/сут = 415414 м3/год Q3=0,00288319 м3/с=249 м3/сут = 90924 м3/год Дебиты скважин в рядах:  Суммарный суточный отбор жидкости из залежи составит:  Годовой отбор жидкости из залежи:   4.2 Расчет уровня добычи жидкости и среднего дебита скважин 2 ряда после отключения 1 ряда  Рисунок 4.2. - Эквивалентная схема фильтрационных сопротивлений 1. По эквивалентной электрической схеме, используя второй закон Кирхгофа, составляем систему уравнений:  (1)Q1,Q2,Q3-дебиты соответствующих рядов. Значение давления в скважинах принимаем равным давлению насыщения нефти газом: 2. Рассчитываем внешнее и внутреннее сопротивления рядов скважин:     Перепишем уравнение (1) с учетом числовых значений давлений, количества скважин и сопротивлений:  Решая систему уравнений получим дебиты рядов: Q’2=0,023335897 м3/с=2016 м3/сут =735921 м3/год Q’3=0,005107951 м3/с=441,33 м3/сут = 161084 м3/год Дебиты скважин в рядах:   Суммарный суточный отбор жидкости из залежи составит:  Годовой отбор жидкости из залежи:  4.3 Расчет уровня добычи жидкости и среднего дебита скважин 3 ряда после отключения 2 ряда  Рисунок 4.3. - Эквивалентная схема фильтрационных сопротивлений 1. По эквивалентной электрической схеме, используя второй закон Кирхгофа, составляем систему уравнений:  (1)Q3-дебит соответствующего ряда. Значение давления в скважинах принимаем равным давлению насыщения нефти газом: 2. Рассчитываем внешнее и внутреннее сопротивления рядов скважин:   Перепишем уравнение (1) с учетом числовых значений давлений, количества скважин и сопротивлений:  Решая систему уравнений получим дебиты рядов: Q’’3=0,010862258=938,5 м3/сут = 342552 м3/год Дебиты скважин в рядах:  Суммарный суточный отбор жидкости из залежи составит:  Годовой отбор жидкости из залежи:  5 Расчет процесса разработки нефтяной залежи и прогнозирование показателей разработки 5.1 Расчет долей нефти в добываемой жидкости Пусть круговая залежь эксплуатируется рядом добывающих скважин, параллельным контуру питания. Расстояние от контура питания до галереи R, на контуре питания поддерживается давление Рк, а на галерее - РГ, вязкости нефти и воды соответственно обозначим через Н и В. Наличие в пласте прослоев различной проницаемости приводит к тому, что прорыв воды в эксплуатационные ряды в первую очередь происходит по более проницаемым прослоям. По малопроницаемым прослоям наблюдается отсутствие фронта вытеснения, выработка запасов нефти из этих зон сопровождается добычей большого количества воды. Формула для определения доли нефти в продукции галереи имеет вид:  . Величины КВ и КН при заданных значениях Km и а = 0 вычисляются по формулам  ; .Результаты расчетов представлены в таблице 5.1 5.2 Расчёт безразмерного времени как функции Km Для дальнейших расчётов необходимо знать зависимость fH от времени разработки. Это легко сделать путём введения безразмерного времени , которое представляет собой отношение суммарного количества отобранной из пласта жидкости к активным запасам нефти VАКТ.  .Для круговой залежи активные запасы нефти подсчитывают по формуле  ,где Ri, h – соответственно радиус i-ой батареи и толщина залежи; m и SHH – соответственно пористость и начальная нефтенасыщенность пласта; КВЫТ – коэффициент вытеснения нефти из пласта выбранным вытесняющим агентом; КСЕТ – коэффициент сетки скважин. Для расчёта безразмерного времени как функции Кm предложено несколько формул, в том числе:  , .При небольших значениях 0 можно пользоваться более простой формулой, имеющей вид  .Безразмерное время, как видно из приведённых формул, также зависит от параметра Km. Исключая этот параметр, можно получить зависимость fH от . График зависимости fH от безразмерного времени приводиться на рисунке 5.1. Графики зависимостей fH от позволяют определить доли нефти в продукции галереи для любого значения безразмерного времени. Результаты расчетов безразмерного времени как функции Кm представлены в таблице 5.1. Таблица 5.1 Результаты расчетов безразмерного времени и доли нефти в добываемой жидкости как функции Кm
 |