Материал: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
1.3.Определение изменения давления в пласте при упругом режиме
Внеограниченном продуктивном пласте, насыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вязкостью примерно равной вязкости нефти пущены в эксплуатацию в различное время 4 добывающие скважины (рис.1.2).
ЗАДАНИЕ 1
Определить как изменится давление в точке A (находящейся на линии расположения скважин 1, 2 на одинаковом расстоянии от них) по сравнению с начальным пластовым давлением спустя время t1 после пуска первой скважины. Исходные данные для расчета приведены в табл.1.4.
|
|
Таблица 1.4 |
|
Таблица расчетных данных |
|
|
|
|
|
|
|
Наименование исходных |
|
Значение |
|
параметров |
|
|
|
|
1 |
2 |
|
Дебиты добывающих скважин: |
q1, м3/с |
1.3·10-2 |
1.4·10-2 |
|
q2, м3/с |
1.0·10-2 |
1.2·10-2 |
|
q3, м3/ |
1.2·10-2 |
1.1·10-2 |
|
q4, м3/с |
1.1·10-2 |
1.3·10-2 |
Толщина пласта |
h, м |
9 |
10 |
Проницаемость пород пласта в нефтеносной части |
|
|
|
и за контуром нефтеносности |
k, м2 |
0.5·10-12 |
0.55·10-12 |
Пьезопроводность породы пласта |
χ м2/с |
1.2 |
1 |
Вязкость нефти в пластовых условиях |
μ мПа·с |
1.3 |
1 |
Расстояние между скважинами |
2σ, м |
300 |
350 |
Время с начала пуска первой скважины |
t1, сут |
40 |
47 |
Время с начала пуска второй скважины |
t2, сут |
35 |
37 |
Время с начала пуска третьей скважины |
t3, сут |
29 |
30 |
Время с начала пуска четвертой скважиныt4,сут |
15 |
16 |
|
13
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
3 |
2σ |
4 |
|
|
2σ |
1 |
A |
2 |
|
|
|
Рис. 1.2. Схема участка пласта |
||
РЕШЕНИЕ Используется известное решение задачи о притоке жидкости из
неограниченного пласта к точечному стоку. Будем использовать формулу упругого режима для точечного стока, пущенного в работу с постоянным дебитом однородной сжимаемой жидкости в однородном бесконечном пласте (приближенное аналитическое решение уравнения пьезопроводности). Применительно к 4 точечным стокам, пущенным в работу в различное время, используется принцип суперпозиции [2]:
|
|
|
m |
|
n |
2.25c × t j |
|
|
|
Dp(t) = |
|
н |
∑ q j ln |
|
= 2.98 ×106 Па. (1.14) |
|
|
4pkh |
2 |
||||
|
|
|
j =1 |
rj |
|
||
где: |
|
|
|
|
|
|
|
t j |
– |
время с начала пуска скважины номер j, |
|
||||
rj |
– |
расстояние от рассматриваемой точки A (в которой определяется |
|||||
изменение давления p) до скважины номер j.
Рекомендуется использовать размерности физических величин в единой международной системе единиц СИ.
ЗАДАНИЕ 2
Для условий предыдущей задачи определить как изменится давление в точке В (рис.1.3) по сравнению с начальным пластовым давлением спустя время t1 после пуска первой скважины при следующих исходных данных:
b=(2σ)/4, d=(2σ)/3.
14
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
3 |
|
b |
4 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
d |
2σ |
|
В |
|
|
|
|
|
1 |
2σ |
|
2 |
Рис. 1.3. Схема участка пласта |
|||
15
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ
Нефтяная залежь имеет газовую шапку, окружена активной пластовой водой и характеризуется сложным проявлением различных режимов работы продуктивного пласта. Исходные параметры приведены в табл.2.1.
|
|
|
Таблица 2.1 |
|
Таблица исходных параметров |
|
|
||
|
|
|
|
|
Наименование исходных параметров |
|
Значение |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
Начальное пластовое давление равно |
давлению |
|
p0=pН |
p0=pН |
насыщения |
p0, МПа |
|
||
|
|
|
||
Нач. доля объема газовой шапки по отношению ко |
|
|
|
|
всему объему залежи в пределах |
контура |
|
0.25 |
0.2 |
нефтегазоносности |
α0 |
|
|
|
По данным лабораторных исследований установлено: |
||||
Нач. газосодержание нефти |
Г0, м3/м3 |
|
150 |
150 |
Нач. объемный коэффициент газа |
bГ0 |
|
0.006 |
0.006 |
Нач. объемный коэффициент нефти |
bН0 |
|
1.475 |
1.475 |
Насыщенность порового объема связанной водой |
|
0.12 |
0.12 |
|
|
SСВ |
|
||
|
|
|
|
|
Среднее пластовое давление за определенный период |
||||
эксплуатации снизилось до pпл, при котором: |
|
|||
Газосодержание нефти |
Г, м3/м3 |
|
125 |
125 |
Объемный коэффициент газа |
bГ |
|
0.0063 |
0.0063 |
Объемный коэффициент нефти |
bН |
|
1.415 |
1.415 |
|
|
|
|
|
Объемный коэффициент воды |
bВ |
|
1.028 |
1.028 |
За этот период было добыто: |
|
|
||
|
|
|
|
|
Безводной нефти |
QН, м3 |
|
6 |
6 |
|
|
|
1.06·10 |
1.06·10 |
Газа |
VГ, м3 |
|
6 |
6 |
|
|
|
175·10 |
185·10 |
Воды |
VВ, м3 |
|
5·104 |
6·104 |
|
|
|
|
|
Причем количество законтурной воды, |
|
|
6 |
6 |
внедрившейся в залежь, составило |
W, м3 |
|
1.2·10 |
1.1·10 |
16
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Определить на основе метода материального баланса [1,3]: начальные геологические запасы нефти GН; текущую нефтеотдачу η и текущую нефтенасыщенность нефтяной залежи Sн на момент времени, когда пластовое давление в процессе разработки изменилось от давления насыщения pн до текущего давления pпл; относительную эффективность отдельных видов энергии (газовой шапки, растворенного газа, активной пластовой воды) в вытеснении нефти –
Jгш, Jрг, Jв.
РЕШЕНИЕ
1)Определяем долю объема газовой шапки от объема начальных геологических запасов нефти в залежи:
α = α 0 (1 −α0 ) = 0.33 . |
(2.1) |
2)Определяем значение среднего за рассматриваемый период газового фактора:
Г* = V Г QH = 165 м3 / м3 . |
(2.2) |
3)Составляем материальный баланс газа в залежи на момент времени,
когда пластовое давление снизилось до величины pпл и добыто количество газа VГ:
VГ = GГС + GГР = (αGН bН0 / bГ 0 + GН Г0 − VГ )bГ , |
(2.3) |
где: VГ – оставшийся в залежи, приведенный к текущему пластовому
давлению объем газа.
Оставшийся в залежи объем состоит из растворенного в нефти газа Gгр:
G ГР= (GН − QН )ГbГ ,
и свободного газа (газовой шапкой) Gгс:
GГС = (αGНbН 0 + GН bН 0 )− (GН − QН )bН − (W − bВVВ ).
4) Решаем уравнение материального баланса (2.3) относительно Gн:
GН = |
Q [b + b (Г* − Г)]− (W − b V ) |
|||||||||||
|
Н |
Н |
Г |
|
|
|
|
В |
В |
|
. (2.4) |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
αb |
(b |
/ b |
−1)+ b |
− b |
+ b |
Г |
(Г |
0 |
− Г) |
||
|
Н0 |
Г |
Г 0 |
|
Н |
Н 0 |
|
|
|
|
||
Введем обозначение:
B = bН + (Г0 − Г)bГ .
17
Смотрите также:
| 05_Холера |
| 10.4. Исследование регистров |
| 1112 |
| 12 |
| 1568 |
| 1673 |
| 17 |
| 1703 |
| 1885 |
| 2. Генераторы постоянного тока |