bн.Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти:нд = рнд/pв = 808/1000 = 0,808.Находим значение коэффициентаλ0 = 10-3[4,3+0,858∙1,165+5,2∙10-3 (1 1,5∙10-3∙149) 149 3,54∙0,808] = 0,00304.Рассчитываем ан:ан = 10-3∙2,638(1,169 0,808) = 0,952∙10-3.Принимая bн = 5,6∙10-4 1/МПа, вычисляем объемный коэффициент нефти:bн= 1+0,00304∙149+0,952∙10-3(72 20) 6,5∙10-4∙23,3=1,487.Таким образом, объемный коэффициент нефти bн= 1,497.Определяем плотность нефти в пластовых условиях:рнп = (808+1,165∙149) = 660кг/м3.Балансовые запасы по (1)Qнб = 70,882∙106∙7∙0,27∙0,7∙660∙10-3 = 61892744 т.Балансовые запасы по (2)Q'нб = 70,882∙106∙7∙0,27∙0,7∙660∙10-3∙ = 50956101 т.Совершенно очевидно, что разница Qнб - Q'нб составляет массу растворенного в нефти при пластовых условиях газа Qг, которая в нашем случае равна 10936643 т.Подсчет запасов газовой залежиДля новых месторождений (залежей) или для залежей, из которых отобрано значительное количество газа, рекомендуется объемный метод подсчета запасов газа. Балансовые запасы газа в залежи, приведены к стандартным условиям, рассчитывают по следующей формуле:Vr = Fhmsr∙∙ рпл Тст /р0 Тплz, (1)где Vr - балансовые запасы газа, приведенные к стандартным условиям, м3; sr - средняя газонасыщенность пласта; рпл, р0 - соответственно пластовое и нормальное давление, МПа; Тст, Тпл - соответственно пластовая и стандартная температура, К; z - коэффициент сверхсжимаемости реального газа.
Иногда вместо газонасыщенности пласта задают содержание в порах связанной воды sв. В этом случае газонасыщенностьsr = 1sв. (2)Задача 1. Определить балансовые запасы газа в залежи, имеющей следующую характеристику: площадь продуктивной части пласта 7,15∙108 м2; средняя газонасыщенная толщина пласта 9,72 м; средний коэффициент открытой пористости 0,28; содержание в порах связанной воды 0,33; пластовое давление 31,6 МПа; пластовая температура 76 °С; коэффициент сверхсжимаемости газа, вычисленный по его компонентному составу 0,913. Решение. Рассчитываем газонасыщенность по формуле (2)sr = 1 0,33 = 0,67.Подставляем исходные и вычисленные параметры в (1)Vr= 7,15∙108∙9,72∙0,28∙0,67∙(31,6∙293/0,1∙349∙0,913) = 3788,4678∙108 м3 = 378,85 млрд. м3.Таким образом, балансовые запасы залежи составляют 378,85 млрд. м3 газа.Исследование на приток нефтяной скважины. Вычисление коэффициента продуктивности.Исследование скважин — один из основных источников получения достоверной информации, используемой не только для установления оптимальных режимов работы скважин и оборудования, но также для постоянного и повсеместного (в пределах месторождения) контроля разработки. Известно много методов исследования скважин, но ниже рассмотрены только гидродинамические методы.Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление
уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.
Исследование на приток обычно проводится при стационарной работе скважины на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.
Задача 1. Рассчитать коэффициент продуктивности безводной фонтанной скважины по данным ее исследования методом пробных откачек. Результаты исследования скважины представлены ниже.
Режим работы скважины
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Дебит нефти, т/сут
|
33
|
60
|
95
|
140
|
0
|
Забойное давление, МПа
|
18
|
16,4
|
14,2
|
12
|
20
|
Депрессия, МПа
|
2
|
3,6
|
5,8
|
8
|
0
|
Замер забойных давлений проведен скважинным манометром.
Решение. По результатам исследований строим индикаторную линию скважины (рис. 1). Предварительно рассчитываем депрессию на каждом режиме работы∆
р = рпл – рзаб' (1)где
рпл – пластовое давление, Мпа;
рзаб' – забойное давление, МПа. рис.1. Линейная индекаторная скважиныИз результатов исследований
рпл = 20 МПа. Видно, что индикаторная линия прямолинейна. В данном случае коэффициент продуктивности
Кпр =
tg a =
Q/∆
p, (2)где
Кпр - коэффициент продуктивности, т /(сут∙МПа);
а - угол наклона индикаторной линии;
Q - дебит скважины, т/сут; ∆
p -депрессия, МПа. Таким образом,
Кпр = 120/8,2 = 14,634 т /(сут∙МПа).Примечание. В случае получения нелинейной индикаторной линии вычисление коэффициента продуктивности скважины невозможно.Рассмотрим случай, Когда индикаторная линия нелинейна. Уравнение притока жидкости в скважину в этом случае имеет вид∆
p =
AQ+
BQ2, (3)где
A - коэффициент, характеризующий потери на трение и имеющий размерность, обратную размерности коэффициента продуктивности, (сут∙ ∙МПа) /т; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери и имеющий размерность (МПа - сут
2) /т
2. Разделим выражение (3) на дебит
Q:∆
p/Q = A+BQ. (4)Полученное выражение (4) является уравнением прямой в координатах ∆
p/Q
Q. Таким образом, обработка результатов исследования по (4) позволяет найти коэффициенты
А и
В.
Задача 2. Используя результаты исследования фонтанной безводной скважины, представленные ниже, рассчитать коэффициенты
А и
В. и записать уравнение притока нефти в данную скважину. Давление насыщения
рнас= 8 МПа.
Режим работы скважины
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
Дебит, т/сут
|
45
|
99
|
153
|
195
|
0
|
Забойное давление, МПа
|
21,2
|
12,85
|
14,93
|
10,98
|
22
|
Депрессия, МПа
|
0,8
|
3,15
|
7,07
|
11,02
|
0
|
Величина ∆p/Q,МПа∙сут/т
|
0,0178
|
0,0318
|
0,0462
|
0,05655
|
-
|
Рис.1. Рис.2.Рисунок 1 –Нелинейная индикаторная линия скважиныРисунок 2 – Индикаторная линия в координатах ∆p/Q –QРешение. Строим индикаторную линию скважины (рис. 1). Индикаторная линия нелинейна и выпукла к оси дебитов. Такая индикаторная линия получается: - в случае фильтрации однофазной жидкости, когда нарушается закон Дарси (на процесс фильтрации оказывают существенное влияние силы инерции), - в случае двухфазной фильтрации (фильтрации жидкости со свободным газом). Сопоставляя замеренные забойные давления на различных режимах работы скважины и сравнивая их с давлением насыщения рнас = 8 МПа, видим, что в процессе исследования забойные давления выше давления насыщения. Это свидетельствует о том, что фильтрация нефти в пласте однофазная (отсутствует газовая фаза в свободном состоянии).Обрабатываем результаты исследования, используя закон фильтрации (4.4). Рассчитываем величины ∆p/Q:(∆p/Q)1 = 0,8/45 = 0,0178 МПа∙сут/т; (∆p/Q)2 = 3.15/99 = 0.0318 МПа∙сут/т; (∆p/Q)3 = 7,07/153 = 0,0462 МПа∙сут/т; (∆p/Q)4 = 11,02/195 = 0.0565 МПа∙сут/т.Строим зависимость ∆p/Q = f (Q) (рис. 2). Экстраполируя полученную прямую до пересечения с осью ∆p/Q, находим коэффициент А: А = 0,0065 МПа∙сут/т. Коэффициент в характеризует угол наклона прямой к осиQ (угол β ):B = tgβ = (∆p/Q)2 - (∆p/Q)1 / Q2 –Q1. (5)Выбираем на прямой две любые точки 1 и 2, находим для них (∆p/Q)1 = 0,02 и Q1 = 54; (∆p/Q)2 = 0,054 и Q2= 187,5. КоэффициентB = = = 2,546∙10-4 МПа∙сут/т2.Таким образом, уравнение притока нефти для данной скважины имеет вид∆p = 0,0065Q+2,546∙10-4 Q2 (6)Данное уравнение используется для установления режима работы скважины. Например, требуется рассчитать забойное давление, если из скважины предполагается отбирать 120 т/сут нефти. В данном случае ∆p = 0.0065