Документ: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений, страницы 26-30

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

pВ − pС = q(Ω2 + ω2 ) ,

(3.20)

где:

w2

=

mН

ln

s

= 1.079 ×10

8

Па × с/м

3

,

prС

n2pkН h

mН

R

8

3

(3.21)

W2

=

= 1.38 ×10

Па × с/м ,

2pkН h

ln

rВ

ω2 – внутреннее и Ω2 – внешнее фильтрационное сопротивления при фильтрации нефти на указанном участке.

Время обводнения (время безводной добычи нефти) рассматриваемого элемента месторождения при постоянном расходе закачиваемой в пласт воды определяется по формуле:

tБЭ =

Vэ

= годы,

(3.22)

q ×86400 ×365

где:

3 ×

3

× h × m × (1 - S

) = 1.02 ×106

V = R2

×

м3 .

св

э

2

начальные запасы нефти в рассматриваемом элементе системы разработки месторождения.

3.7. Сравнение геометрических параметров элементов семиточечной и пятиточечной схем при одинаковой

приемистости нагнетательных скважин

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением площадного внутриконтурного заводнения при использовании семиточечной и пятиточечной систем расположения скважин (рис.3.7., 3.8). Схемы рассматриваемых элементов систем разработки представлены на рисунках [2].

38

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

		2σ7
		R7
		rВ
pс	pв	pн
		pн

ω2	ω1
Ω2	Ω1

Рис.3.7. Схема элемента семиточечной системы внутриконтурного

заводнения с площадным расположением скважин

2σ5

R5

		rВ
pс	pв	pн

ω		ω1


	2 Ω2	Ω1
	2 Ω2	Ω1

Рис.3.8. Схема элемента пятиточечной системы внутриконтурного

заводнения с площадным расположением скважин

Определить: радиус ряда добывающих скважин элемента пятиточечной системы разработки R5 [м] при одинаковом расходе закачиваемой воды q и одинаковом перепаде давления между нагнетательной и добывающими скважинами (PН – PС).

Исходные данные для расчета приведены в табл. 3.7.

39

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

		Таблица 3.7
Таблица исходных данных для сравнительных расчетов

Наименование исходных параметров		Значение

		1	2
Радиус ряда добывающих скважин R7, м		450	510
Радиус скважины	rс, м	0.1	0.1
Проницаемость пород пласта для нефти kн, м2		0.2·10-12	0.2·10-
			12

Проницаемость пород пласта для воды kв, м2		0.15·10-12	0.15·10-
			12

Толщина пласта	h, м	12	10
Вязкость нефти	μн, мПа·с	1.5	1.5
Вязкость воды	μв, мПа·с	1	1
Пористость пород пласта	m	0.22	0.22
Насыщенность пород пласта связанной водой
	Sсв	0.07	0.07
В нагнетательную скважину закачивается вода
с расходом	q, м3/сут	400	370
При давлении на забое нагнетательных
скважин	pн, Мпа	17	16
При этом в некоторый момент времени фронт
закачиваемой в пласт воды распространился от		110	140
центра нагнетательной скважины в обоих
элементах на расстояние	rв, м

РЕШЕНИЕ На каждую добывающую скважину в элементе приходится приток

(1/6)q, но каждая скважина принадлежит одновременно 3 элементам. Поэтому суммарный дебит 1 добывающей скважины будет равен:

3·(1/6)q=(1/2)q.

Количество добывающих скважин в элементе разработки, суммарный дебит которых равен притоку из данного элемента разработки будет: n7=1q/(1/2q)=2. Суммарный дебит всех 6 добывающих скважин элемента разработки будет равен:

qc=6·(1/2)q=3q.

На каждую добывающую скважину в элементе приходится (1/4)q, но каждая скважина принадлежит одновременно 4 элементам. Поэтому суммарный дебит 1 добывающей скважины будет равен:

40

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

4·(1/4)q=q.

Количество добывающих скважин в элементе разработки, суммарный дебит которых равен притоку из данного элемента разработки будет: n5=q/q=1. Суммарный дебит всех 4 добывающих скважин элемента разработки будет равен:

qc=4q

Фильтрация воды на участке элемента пласта от нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти водой согласно закону Дарси описывается выражением:

PН − PВ = q(ω1 + Ω1 ),

(3.23)

где:

μ

σ

μ

πr

ω =

В

Ω =

В

ln

,

ln

В

(3.24)

2πk

h

1

В

h

πr

1

В

σ .

С

внутреннее и внешнее фильтрационное сопротивление при фильтрации воды.

Для обоих элементов эти соотношения совпадают. Почему?

Для семиточечного элемента фильтрация нефти на участке элемента пласта от фронта вытеснения нефти водой до забоев скважин добывающего ряда описывается выражениями:

pВ − pС = q(Ω27 + ω27 ) ,

(3.25)

где:

μН

R 7

W27

=

ln

= 1.4 ×108 Па × с/м3 ,

2πk

h

r

Н

В

(3.26)

ω27

μН

σ

=

ln

7

= 1.09 ×108

Па × с/м3 .

πrС

n7 2πkН h

внешнее и внутреннее фильтрационное сопротивление при фильтрации нефти.

Аналогичные соотношения для пятиточечного элемента имеют

вид:

pВ − pС

= q(Ω25 + ω25 ) ,

(3.27)

где:

μН

R 5

μН

σ 5

W25 =

2πk

r

,

ω25 = n

2πk

h ln

πr .

(3.28)

Н

h ln

5

Н

В

С

Складывая (3.23), (3.25) и (3.23), (3.27) получим:

41

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

pН − pС = q(ω1 + Ω1 + Ω27								+ ω27 )
p	Н	− p	С	= q(ω + Ω	1	+ Ω	25	+ ω	25	) .	(3.29)
				1

Исходя из условия равенства расхода воды q и депрессий (pн - pс) для рассматриваемых элементов системы разработки и принимая во внимание соотношения (3.29) можно составить уравнение:

Ω27 + ω27 = Ω25 + ω25 .

Используя известные исходные данные для элемента семиточечной схемы (левая часть), можно разрешить это уравнение относительно неизвестного радиуса ряда расположения добывающих скважин R5 элемента пятиточечной схемы (правая часть).

3.8. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением завоводнения по однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной системы разработки показан на рисунке 3.9.

b

h

L

Рис.3.9. Схема однорядного элемента системы разработки

Исходные данные для расчета приведены в табл. 3.8.

42

Материал: Практикум по разработке нефтяных и газовых месторождений

Смотрите также: