Материал: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Текущая годовая добыча газа также линейно нарастает со временем. Закон изменения во времени средневзвешенного пластового давления считается заданным в виде:
p = p0 -1.5 ×t ,
где: t - годы, p – Мпа.
Определить:
1)Общую массу нефти Nн, 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 Sж через 10 лет.
Исходные данные для расчетов приведены в таблице 6.1. Таблица 6.1
Таблица исходных данных для расчета показателей разработки нефтегазоконденсатной залежи
Наименование исходных параметров |
|
|
Значение |
|||
|
|
|
|
|
|
|
Объем пласта, охваченный разработкой |
|
VОП, м3 |
|
600×106 |
||
|
|
|
|
|
|
|
Начальное среднее пластовое давление |
|
|
0 , МПа |
|
30 |
|
|
p |
|||||
|
|
|
|
|
||
Плотность газа в стандартных условиях |
ρГАТ, т/м3 |
|
0.85×10-3 |
|||
Кажущаяся плотность конденсата, |
ρ2К, т/м3 |
|
0.7 |
|||
растворенного в нефти |
|
|
|
|
|
|
Плотность нефти |
|
ρ3, т/м3 |
|
0.85 |
||
Кажущаяся плотность газа, |
|
ρ1К,т/м3 |
|
0.3 |
||
растворенного в нефти |
|
|
|
|
|
|
Коэффициент растворимости газа |
α, т/(т×МПа) |
|
10-2 |
|||
Среднее отношение коэффициентов |
|
|
ϕСР |
|
|
|
сверхсжимаемости газа при пластовом и |
|
|
|
0.9 |
||
атмосферном давлении |
|
|
|
|
|
|
При начальном средневзвешенном пластовом давлении |
|
0 в пласте |
||||
p |
||||||
содержалось: |
|
|
|
|
|
|
68
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Начальная масса компонента 1 (газ) |
N01, т |
85×106 |
Начальная масса компонента 2 |
|
112.73×106 |
(конденсат) |
N02, т |
|
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 C3– C9; и нефть (компонент 3), содержащую углеводороды C10 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:
N1 = G1 |
+ L1 , |
|
|
N 2 |
= G2 + L2 , , |
(6.1) |
|
N3 |
= L3 |
, |
|
где:
N1, N2, N3 – общие массы компонентов в месторождении целом;
G1, G2 –
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:
L1 / L3 = α × P .
Как и для нефтегазовых месторождений, можем записать соотношение для суммы объемов компонентов в жидкой фазе:
|
|
L1 |
+ |
L2 |
+ |
|
L3 |
= S V |
(6.2) |
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
ρ1К ρ2 К |
|
ж ОП , |
|||||
|
|
ρ3 |
|
||||||
где: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Sж – |
средняя насыщенность пласта жидкими углеводородами; |
|
|||||||
ρ1К, ρ2К – кажущиеся плотности первого и второго компонентов, |
|
||||||||
растворенных в третьем (в нефти); |
|
|
|
||||||
ρ3 – |
плотность третьего компонента; |
|
|
|
|||||
VОП – объем пласта, охваченный процессом разработки.
69
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Процесс разработки месторождения будем считать изотермическим. Уравнение состояния реального газа:
p = pАТϕСР
ρ1 ρ1АТ ,
где: pат=0.1 Мпа – атмосферное давление.
Это уравнение применительно к рассматриваемому месторождению имеет вид:
(1 - Sж )×VОП |
= |
(G1 + G2 )× pАТϕСР |
. |
(6.3) |
||||
|
|
ρ ГАТ |
× p |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
||
Вычислим согласно соотношениям (6.1) общую массу нефти, |
||||||||
которая находилась в пласте в начальных условиях: |
|
|
||||||
NН = L02 + L03 = (N02 − G02 ) + L03 |
= N02 − G02 + N03 . |
(6.4) |
||||||
Вычислим накопленную добычу компонента 3 (нефти) за t=10 |
||||||||
лет разработки месторождения: |
|
|
|
|
|
|
||
t |
|
|
|
|
|
|
|
|
Q3 = ∫ q3 (t)dt [т]. |
|
(6.5) |
||||||
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
Определим значение коэффициента текущей нефтеотдачи |
|
|||||||
η3ком = |
|
Q3 |
|
|
|
|
||
|
|
|
. |
|
|
|
(6.6) |
|
|
|
N03 |
|
|
|
|
||
и текущую массу компонента 3 (нефти) после 10 лет разработки: |
|
|||||||
L3 = N03 - Q3 . |
|
|
|
(6.7) |
||||
Определим накопленную добычу жидкой фазы (нефти и |
||||||||
конденсата) за t=10 лет: |
|
|
|
|
|
|
|
|
t |
|
|
|
|
|
|
|
|
Q2 = ∫ q2 (t)dt , [т] |
|
|
(6.8) |
|||||
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
и соответственно – текущую массу компонента 2 |
(конденсата) в |
жидкой фазе после 10 лет разработки: |
|
L2 = L02 − Q2 . [т] |
(6.9) |
Зная закон изменения во времени t средневзвешенного пластового давления, представленный в исходных данных,
определим средневзвешенное пластовое давление p через 10 лет и, используя закон Генри (2), определим текущую массу жидкой фазы компонента 1 (массу газа, растворенного в нефти):
L1 = L3αp . [т] |
(6.10) |
70
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Из соотношения для суммы объемов компонентов в жидкой фазе (3) выразим и получим текущее значение средней насыщенности пласта жидкой углеводородной фазой:
|
|
1 |
|
L1 |
|
L2 |
|
L3 |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||||||
Sж |
= |
|
|
× |
|
+ |
|
|
+ |
|
. |
(6.11) |
VОП |
|
r |
|
|
||||||||
|
|
r1К |
|
2 К |
|
r3 |
|
|||||
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:
G1 + G2 |
= |
(1 - S |
ж )×VОП × ρ |
ГАТ × p |
|
|
|
|
|
. [т] |
(6.12) |
||
|
PАТϕСР |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
В то же время на основе приведенной в условии задачи функции содержания конденсата в газе определим текущее значение отношения масс компонентов в газовой фазе:
G2 / G1 = 0.6588[exp{− 0.3911( p0 − p)}+ 0.0105( p0 − p)], (6.13)
и определим, решив совместно (6.12), (6.13), значения масс компонентов G1 и G2 в газовой фазе.
Общая масса компонента 1 (газа) в месторождении через 10 лет разработки составит согласно (6.1):
N1 = L1 + G1 . [т] |
(6.14) |
Следовательно, можем определить количество добытого газа |
|
(компонента 1): |
|
QГ = N01 − N1 [т] |
(6.15) |
и значение коэффициента текущей компонентоотдачи для газа:
η1ком = |
QГ |
|
|
|
. |
(6.16) |
|
|
|||
|
N01 |
|
|
71
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts |
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ |
РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ |
1.1. 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 h0 |
от первоначального газонефтяного контакта, а вся вскрытая |
скважиной толщина, отсчитываемая от подошвы пласта, составляет |
hc. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с |
образованием газового конуса представлена на рисунке 7.1. |
h0 |
hк |
hc |
rк |
Рис.7.1. Схема образования газового конуса |
Определить условный предельный безгазовый дебит скважины. Исходные данные для расчета приведены в таблице 7.1.
72
Смотрите также:
| 05_Холера |
| 10.4. Исследование регистров |
| 1112 |
| 12 |
| 1568 |
| 1673 |
| 17 |
| 1703 |
| 1885 |
| 2. Генераторы постоянного тока |