|
Практическая 1 МТПП. Сибирский федеральный университет
Федеральное государственное автономное
образовательное учреждение
высшего образования
«СИБИРСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Институт Нефти и Газа Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Практическая работа 1 Методы и технологии поддержания пластового давления
Преподаватель Безверхая Е.В.
подпись, дата Студент ЗНБ17-04Б, 081728999 Зверев А.И.
подпись, дата
Красноярск 2022 г. Практическая работа 1
Задача 1
Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы
Однородная по проницаемости и толщине пласта нефтяная залежь, ограниченная контуром нефтеносности и площадью F. окружена кольцевой законтурной водонапорной областью с площадью . В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось от начального пластового давления до давления насыщения. За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину .
Определить нефтеотдачу, которую можно получить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности и в законтурной части пласта.
Таблица 1 – Исходные данные Наименование исходных параметров
| Обозначение,
размерность
| Значение
| 5
| Площадь залежи в пределах контура нефтеносности
| F, км2
| 14
| Площадь кольцевой законтурной водонапорной области
|
км2
| 120
| Толщина пласта внутри контура нефтеносности и в законтурной части
| h, м
| 15
| Проницаемость пород пласта в нефтеносной части н за контуром нефтеносности
| k, м2
|
| Вязкость нефти в пластовых условиях
|
, мПа∙с
| 1.63
| Вязкость воды
|
. мПа∙с
| 1
| Пористость породы
| т
| 0.22
| Начальный коэффициент водонасыщенно ста нефтеносной часта пласта
| S
| 0.12
| Коэффициент сжимаемости пор в породе пласта
|
, 1/МПа
|
| Коэффициент сжимаемости воды
| β 1/МПа
|
| В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось:
| от начального пластового давления
|
, МПа
| 19
| до давления насыщения
|
, МПа
| 8
| За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину
|
, МПа
| 4
| Объемный коэффициент нефти при начальном пластовом давлении
|
| 1.016
| Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения
|
| 1.026
|
Коэффициент сжимаемости нефти определяется через начальный объем нефти в залежи и объем нефти при давлении насыщения (в итоге используем определение объемного коэффициента b):
Коэффициент упругоемкости пласта (или сжимаемости пористой среды внутри контура нефтеносности) учитывает суммарную сжимаемость насыщающих ее жидкостей - нефти с насыщенностью (1-S) и воды с насыщенностью S. а также сжимаемость породы [1]:
Используя коэффициент и объем залежи , вычислим объем нефти, извлекаемый под действием упругих сил внутри контура нефтеносности F:
Подсчитаем начальные запасы нефти в залежи:
Вычислим нефтеотдачу, обусловленную действием только упругих сил внутри контура нефтеносности F:
Падение давления в пределах контура нефтеносности F нарушит равновесие в пласте, поэтому часть воды под действием упругой энергии законтурной части пласта поступит в нефтеносную область. Коэффициент упругоемкости (сжимаемости) пористой среды в законтурной обводненной части пласта учитывает суммарную сжимаемость породы и насыщающей ее воды:
Используя коэффициент найдем количество воды . которое поступит в нефтеносный контур F и вытеснит равную по объему нефть под действием упругих сил при изменении давления в законтурной части пласта :
Вычисляется нефтеотдача, обусловленная суммарным действием упругих сил [2]:
Задача 2 Определить изменение контурного давления в течение первых 5,5лет разработки месторождения, построить график PКОН [МПа]=f(t[годы]).
Исходные данные по вариантам представлены в таблице 1.
Решение
Количество воды , поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по закону, изображенному на (рис. 1).
Рисунок 1 - Количество поступившей в залежь законтурной воды
1) В период - разбуривания месторождения .
2) В период - -стабилизации отбора жидкости .
3) В период - падения отбора жидкости .
Изменение давления для упругого режима в неограниченной законтурной области при радиальной фильтрации воды описывается дифференциальным уравнением в частных производных:
где - пьезопроводность пласта.
Известно частное решение уравнения, описывающее изменение давления в зависимости от мгновенного изменения объема жидкости в пласте:
где С и А – константы интегрирования.
С помощью интеграла Дюамеля можно показать, что при переменном во времени отборе воды для - решение имеет вид:
Для каждого следующего периода и ) будут появляться соответствующие интегралы, и окончательное решение примет вид [2]:
Здесь
– текущее безразмерное время;
– безразмерное время окончания периода раскуривания месторождения;
– безразмерное время окончания периода стабилизации отбора жидкости;
- значения интеграла Дюамеля для времени , соответственно.
Для произвольного интеграл Дюамеля приближенно вычисляется по формуле:
Таблица 2 – Результаты расчетов
t[год]
|
| τ
| J(τ)
|
| J
|
|
|
|
)
|
[Па]
| 0.00
| 0.00Е+00
| 0.0000
| 0.0000
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1.836Е+07
| 0.50
| 1.45Е+07
| 1.3562
| 1.1115
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1.772Е+07
| 1.00
| 3.09Е+07
| 2.9803
| 2.8973
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1 542Е+07
| 1.50
| 4.22Е+07
| 4.7809
| 4.8902
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1.318Е+07
| 2.00
| 5.90Е+07
| 6.6342
| 7.5568
| 0
| 0.0000
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 1.132Е+07
| 2.50
| 7.32Е+07
| 8.0321
| 9.8902
| 1.556
| 1.0142
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 0.836Е+07
| 3.00
| 9.12Е+07
| 9.9023
| 12.7891
| 3.213
| 2.8809
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 8.772Е+06
| 3.50
| 0.96Е+08
| 11.5644
| 15.4561
| 5.090
| 4.6892
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 8.156Е+06
| 4.00
| 1.12E+08
| 13.8892
| 18.3452
| 6.830
| 7.2314
| 0
| 0
| 0
| 0.0000
| 7.440E+06
| 4.50
| 1.13E+08
| 14.8324
| 22.9042
| 7.580
| 9.3241
| 1.5560
| 1.0902
| 0
| 0.0000
| 8.444Е+06
| 5.00
| 1.22E+08
| 16.8213
| 25.9023
| 9.440
| 11.7809
| 2.8902
| 2.8809
| 0
| 0.0000
| 8.532E+06
|
|
|
|