Задача 4. Задача расчет коэффициента извлечения нефти
 Скачать 21.29 Kb.
|
|
Задача 4. РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ Коэффициент извлечения нефти (КИН) – это показатель нефтеотдачи месторождения, выражающийся числом от нуля до единицы и характеризующий часть объема нефти в залежи, приведенного к поверхностным условиям, который может быть извлечен.  где Qгеол – геологические запасы нефти, находящиеся в недрах Земли, но приведенные к поверхностным условиям; Qизв – извлекаемые запасы, величина которых зависит от многих факторов, таких как, текущие цены на природные углеводороды, уровня техники и технологии добычи нефти и газа, требований к защите окружающей среды и т.д. КИН может быть конечным и текущим: В первом случае Qизв – суммарная накопленная добыча на конечную дату разработки. Во втором случае Qтек – суммарная накопленная добыча на текущую дату. Величина извлекаемых запасов Qтек определяется из следующего соотношения  Разработка нефтяных месторождений на начальном этапе может осуществляться за счет пластовой энергии, действующей в залежи и примыкающей водоносной области, такая методика разработки, без воздействия на пласт называется первичной. В основе расчета КИН при первичной разработке, лежит расширение пластовых флюидов, которое рассматривают с упрощенной позиции изотермической сжимаемости (β), которая представляет собой относительное изменение объема, занимаемого флюидом при постоянной температуре, деленное на единичное изменение давления:   где dV – изменение объема, а именно расширение пластового флюида при снижении давления dР; β – сжимаемость флюида, 1/Па; V – начальный объем, занимаемый флюидом, м3. Величину расширения пластового флюида dV и следует рассматривать как суммарную накопленную добычу, полученную в результате снижения пластового давления на значение dР. Давление, создаваемое гидростатическим столбом нефти в скважине, равно:  где ρн – плотность нефти, которой заполнена скважина от устья до забоя, кг/м3; g – ускорение свободного падения, равное 9,8 м/с2; hз – глубина от устья до забоя, м; При снижении пластового давления во время вытеснения нефти к забою добывающей скважины, будут происходить подъем уровня ВНК и снижение уровня ГНК, что связано с расширением воды и газа и вторжением их в нефтенасыщенную область. Общая добыча нефти в этом случае будет складываться из нескольких объемов, возникающих при расширении нефти, газа и воды:   где βн, βги βв – сжимаемости нефти, газа и воды, соответственно, 1/Па; Vн, Vг и Vв – объем, занимаемый нефтью, газом и водой, соответственно, м3; ΔР – снижение давления, Па. Из энергий сжатых пластовых флюидов энергия сжатого газа, несомненно, наиболее эффективна из-за высокой его степени сжимаемости, даже если изначально в пласте присутствует лишь небольшое количество свободного газа. В таких случаях газ выделяется из нефти естественным образом в процессе разработки, когда пластовое давление падает ниже давления насыщения. Коэффициент сжимаемости для газа, состоящего на 95% из метана в диапазоне давлений от 5 до 15 МПа равен βг =(75÷250)∙10-3 1/МПа. Энергия сжатой нефти занимает следующую позицию, с коэффициентом сжимаемости равным βн=(0,7÷14)∙10-3 1/МПа. Расширение нефти будет иметь значение лишь в том случае, когда объемы нефти велики. Энергия, выделяемая при расширении сжатых вод вне коллектора, немного меньше, с коэффициентом сжимаемости равным βв=(0,4÷0,5)∙10-3 1/МПа, однако она может быть главным фактором даже при низкой сжимаемости воды. Это объясняется тем, что размеры большинства водоносных формаций, обычно, намного превышают размеры углеводородных залежей. Запасы нефтяных месторождений измеряют миллионами, а иногда миллиардами м3, в то время как запасы подстилающих водоносных формаций — миллиардами, а иногда и триллионами. Решение: Пористость mот=0,2; Остаточная водонасыщенность Sв=0,15; Пластовое давление на забое скважины Рпл=14867475 Па; Ускорение свободного падения g=9,8м/с2; Плотность нефти ρн=850кг/м3; Сжимаемость нефти, газа и воды: βн=2,18∙10-9 1/Па, βг=75∙10-9 1/Па, βв=0,44∙10-9 1/Па; Объем воды в подошвенной части залежи Vв=20∙107 м3 при объемном коэффициенте Вн=1,3 м3/м3. Объем нефтенасыщенной части залежи Vн.з=129411764,7 м3, Глубины забоя hз=1550 м и объема газа, находящегося в газовой шапке Vг=4∙106 м3         |