Материал: Разработка залежей высоковязких нефтей и битумов с применением тепловых методов
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Таблица 1.5.2 – Результаты эксперимента
|
|
|
|
|
|
Sн ост, |
Коэф. Вытес- |
|
|
|
|
|
|
|
доли |
||
m, % |
ηн, % |
Твх, °С |
Твых, °С |
Vн изв, мл |
Vпор, мл |
нения нефти, |
||
объема |
||||||||
|
|
|
|
|
|
пор |
b, доли ед. |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
-построить график зависимости нефтеотдачи от времени;
-сделать выводы по проделанной работе.
32
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.ЗАДАНИЯ ДЛЯ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ
2.1Определение давления в пласте при упругом режиме
Для расчёта давления в заданных точках или на линиях (контурах) пласта при упругом режиме используются известные решения задач о притоке жидкости из неограниченного пласта к точечному стоку или к круговому контуру («укрупнённой скважине»).
Задача.
В неограниченном продуктивном пласте, насыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вязкостью, примерно равной вязкости нефти, пущены в эксплуатацию одновременно две добывающие скважины с равными дебитами q (рис. 2.1.1). Толщина пласта и его проницаемость в нефтеносной части и за контуром нефтеносности одинаковы и составляют соответственно h и k. Упругоёмкости β как нефтяной, так и водоносной частей пласта одинаковы, вязкость нефти μн. Расстояние между скважинами l.
Рисунок 2.1.1 – Схема расположения скважин в пласте
Требуется определить, как изменяется давление в пласте по сравнению с начальным пластовым на середине расстояния между скважинами спустя t сут. после пуска скважин.
Указания:
1 . Вначале определить пьезопроводность пласта по формуле:
= |
k |
. |
(2.1.1) |
µ β |
|||
|
н |
|
|
2. Так как по условию задачи в эксплуатацию пущены две скважины, то, воспользовавшись принципом суперпозиции, уравнение:
∆p = − |
qµн |
Ei(−z) , |
(2.1.2) |
|
4πkh |
||||
|
|
|
33
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где
|
|
|
|
|
−Ei(−z) = ∞∫ |
e−z |
dz, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
z |
|
z |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
z = |
|
r2 |
|
, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
4 t |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
примет вид: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
qµ |
|
|
|
(x −l / 2) |
2 |
+ y |
2 |
|
|
(x +l / 2) |
2 |
+ y |
2 |
|
|
|
|
|
н |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
∆pl /2 = − |
|
Ei − |
4 t |
|
|
+ Ei |
− |
4 t |
|
|
|
. |
(2.1.3) |
|||||
4πkh |
|
|
|
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Подставить значения1 x и y и определить z.
3. При функция −Ei(−z) = −0,5772 −ln z . Подставить в уравнение для определения изменения давления.
4. Вычислить ∆pl/2.
Исходные данные:
|
|
|
|
|
|
|
|
№ вар. |
Q, 10-3 м3/с |
h, м |
k, мкм2 |
β,10-10 Па-1 |
µн, мПа·с |
l, м |
t, cут |
1 |
1 |
12 |
0,5 |
5 |
1 |
300 |
29 |
2 |
1,5 |
11 |
0,45 |
5,5 |
1 |
300 |
49 |
3 |
2 |
10 |
0,40 |
6 |
1 |
300 |
69 |
4 |
2,5 |
9 |
0,35 |
6,5 |
1 |
300 |
109 |
5 |
3 |
13 |
0,30 |
7 |
1 |
300 |
129 |
6 |
3,5 |
14 |
0,55 |
7,5 |
2 |
500 |
29 |
7 |
4 |
15 |
0,60 |
8 |
2 |
500 |
49 |
8 |
4,5 |
17 |
0,65 |
4,5 |
2 |
500 |
69 |
9 |
5 |
18 |
0,70 |
4 |
2 |
500 |
109 |
0 |
5,5 |
19 |
0,75 |
3,5 |
2 |
500 |
129 |
2.2 Расчёт показателей разработки нефтяного месторождения в законтурной области пласта при упругом режиме
Если нефтяное месторождение окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру нефтяном месторождение, при разработке последнего нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим.
Задача.
Внешний и внутренний контуры нефтеносности однопластового нефтяного месторождения имеют форму, близкую к окружностям (рис. 2.2.1). Площадь месторождения можно представить в виде круга радиусом R. Нефтяная залежь окружена обширной водоносной областью, из которой в нефтеносную часть пласта поступает вода при снижении пластового давления в процессе разработки месторождения. Начальное пластовое давление р0, давление насыщения нефти газом Pнас, газосодержание Г0.
34
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Рисунок 2.2.1 – Схема нефтяного месторождения
По данным гидродинамических и лабораторных исследований установлено, что средняя проницаемость как нефтеносной, так и водоносной частей пласта одинакова и составляет k. Толщина пласта в среднем – h; средняя пористость – m; начальная нефтенасыщенность – s; насыщенность пласта связанной водой sсв. Вязкости нефти и воды в пластовых условиях равны соответственно: μн, μв = 1 мПа с. Плотность пластовой нефти ρн = 0,85 т/м3, воды – ρв = 1 т/м3. Объемный коэффициент нефти bн = 1,2. Коэффициент упругоёмкости пласта β = 5 10-10 Па-1. Средний дебит жидкости одной скважины qж' .
Месторождение разбуривается по равномерной сетке.
Добыча жидкости из месторождения изменяется во времени следующим образом:
α |
t,0 ≤ t ≤ t |
, |
qж (t) = 0 |
* |
(2.2.1) |
qmax , t > t* , |
|
|
где t* – время ввода месторождения в разработку (t* =3 года);
α0 = 0,667 106 м3/год2. Коэффициент эксплуатации скважин λэ = 0,9.
Для рассматриваемого месторождения известны данные зависимости (точки на рис. 2.2.2) текущей обводнённости продукции v от отношения
Qн =Qн / Nн (Qн – накопленная добыча нефти, Nн – извлекаемые запасы нефти).
Считается, что эта зависимость будет справедливой в течение всего рассматриваемого срока разработки.
Требуется определить в условиях разработки месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта:
1) изменение в процессе разработки за 15 лет (по годам) среднего пластового давления в пределах нефтяной залежи, построить график зависимости P(t);
35
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2) изменение добычи нефти, воды, текущей нефтеотдачи и обводнённости продукции при заданной динамике добычи жидкости в течение 15 лет.
Указания.
1. Определение запасов нефти и газа, числа скважин и темпа разработки. Геологические запасы нефти определим объёмным методом по формуле
Gн = Shm(1−sсв ), |
(2.2.2) |
где S – площадь залежи, равновеликая площади круга с радиусом R. Определим максимальный дебит жидкости, получаемый в конце периода
разбуривания месторождения:
qmax = α0t* . |
(2.2.3) |
Число скважин, которые необходимо пробурить для максимального отбора из месторождения, определим с учётом коэффициента эксплуатации скважин, указанного в условиях задачи.
Получаем
n = |
1 . |
(2.2.4) |
|
qmax |
|
λэ365qж
Вычислить параметр плотности сетки скважин по уравнению:
Sc = |
S |
. |
(2.2.5) |
|
|||
|
n |
|
|
2. Расчёт изменения среднего пластового давления во времени.
По условию данной задачи в период разбуривания месторождения объёмы воды, поступающей из законтурной области, и, следовательно, отбираемой жидкости из пласта – переменные во времени.
Для расчёта изменения необходимо воспользоваться следующей формулой (выведенной при подставлении в интеграл Дюамеля безразмерного времени
τ = Rχt2 ):
p |
(τ) = p − |
µ |
α |
R2 |
J (τ); |
|
в |
0 |
|
||||
кон |
|
0 |
2πkhχ |
|
||
|
|
|
(2.2.6) |
|||
J (τ) = ∫τ |
|
|
|
|
||
f (τ−λ)dλ. |
|
|||||
|
0 |
|
|
|
|
|
36