Практическое занятие 8. Расчет показателей разработки при разработке на режиме растворенного газа — КиберПедия 

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...

Практическое занятие 8. Расчет показателей разработки при разработке на режиме растворенного газа



 

Цель работы:Определение показателей разработки при разработке нарежиме растворенного газа.

Режим растворенного газахарактерен для нефтяных месторождений,укоторых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Коэффициент нефтеизвлечения при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15¸0,3.

 

Задача 11.Определить основные показатели разработки залежи нефти прирежиме растворенного газа. Площадь залежи S = 2,512-107 м2. Скважины расположены на площади равномерно по треугольной сет е с расстоянием L= 380м; приведенный радиус скважины rс = 0,1 м; забойное давление в добывающих скважинах рс = 1 - 106 Па; начальное плас овое давление р0=7· 106 Па; давление насыщения нефти газом рн = 6· 106 Па; пористость пласта m—0,2; средняя толщина пласта h — 7 м; проницаемость пласта k=8*10-13 м2; начальная нефтенасыщенность пласта sна = 0,8; нача ьная водонасыщенность пласта sCB = 0,2; вязкость газа μΓ = 0,015 мПа-с; срок разбуривания залежи t* = 10 лет; плотность дегазированной нефти рн = 885 кг/м8. Зависимости вязкости нефти, объемного коэффициента нефти кол чества растворенного в нефти газа от давления представлены на рис. 9. Радиус области дренирования для каждой скважины при треугольной сетке вычисляют по формуле

 

Rk = j4     = 0.525 * L  
           
  2P  
         
               

где Rк — услов ый радиус зоны дренирования скважины, м (Rк = 0,525-380 = 200 м).

 

Площадь з ны дренирования:

 

Sc = ÏR k2

 

где Sc — площадь зоны дренирования, м2 (Sc — 3,14-2002 = 125 600 м2). Тогда число скважин на залежи составит

η = S/Sс,

где η — общее число скважин, эксплуатирующих залежь, η=(2,512· 107)/(1,256· 105) = 200.

 


 

 

Рисунок 9. Зависимости вязкости, объемного коэффициента и газосодержания нефти от дав ения

 

Для определения нефтенасыщенности на контуре в зависимости от давления воспользуемся следующей формулой:

 

      Г - Г р ( ркi ) si - (1- si ) r г ( р i ) + r г ( pi )    
                  к       k      
      b ( pi )     r       r        
S i+1 =     k   k     го         го      
  нk                                      
k         Г - Г р ( рki+1) + r г ( рi+1)              
                      к                    
            b ( рki+1)     rго                    
                                       

где Ski+1 — насыщенность на контуре на шаге i + 1, доли единицы;



 

Г — среднее значение газового фактора при изменении давления от pik до рi+1k м33; Гр — растворимость газа в нефти при м33; pik) — плотность газа при давлении pik, кг/м3; рг0 — плотность газа при давлении 1∙105 Па, кг/м3.

 

Ср днее значение газового фактора вычисляют по формуле

 

Г = Y(S i ) mн ( pi ) b ( p ) rг ( рi ) + Г   ( р )  
       
k   mг ( рi ) нi   rго р i    

где Sкi — отношение фазовых проницаемостей для газа и нефти (определяют по таблицам); рi= (pikki+1)/2; μΗ (Pi) — вязкость нефти при давлении pi мПа*с;

μΓ (р/) — вязкость газа при давлении pj, мПа-с.

 

 


Вязкость газа с изменением давления меняется незначительно и ее можно при расчетах считать постоянной. Предполагая, что газ, растворенный в нефти, идеальный, можно записать:

pг(р)/рго = р 105 Па.

 

Тогда

      Г - Г р ( ркi ) si -(1 - si )   r k +   r i+1  
                      к        
      b ( pi ) 105        
S i+1 =   k         k            
  н   k                                     .  
      Г - Г р ( рki+1)     рi+1            
k         +                
                              к                    
            b ( рi+1)       105                  
                                       
            н   k                                      
  Г = Y(S i ) mн ( pi ) b ( p )   рi     + Г   ( р )      
    105      
      k     mг ( рi ) н i               р   i        

Так как фазовая проницаемость для нефти при начальной



 

нефтенасыщенности равна абсолютной, то считают, что н фтенасыщенность на контуре питания при ркн равна единице, т. е. Skiк = Рн) = 1 ·

 

Отбором нефти за счет упругого запаса со снижением давления оτ начального пластового до давления насыщения можно пренебречь. Следовательно, рк = р н. Если при построен зависимости SKi от рik использовать шаг; равный 2*105 Па, то д я ρ2k = 5,8· 106 Па

Получим

 

р2 = 6,0 ×106 + 5,8×106 = 5,9 ×106 Па 2


Г =0× 3,55 ×1,179 ×   5,9 ×106   +111 = 111 м3 м  
0,015     105    
                                   
  111-112 1,0 - (1 -1)   6×10 + 5,8×106          
S 2 =     1,18       105   105   = 0,9712  
                           
      111-110     5,8×106        
k         +                
              1,178       105                
                                     
                                             

 

 

Дебитнеф и(в м3/с)определяем по следующей зависимости:

 

qí = 2Pkh( pk - pc )j            
  ln   Rk   -                  
                             
        r                    
                               
              c                        
Где                                  
j =       k н (si )     ; pcp = р k + p c  
          k              
  bн ( pcp )mн ( pcp )        
                 
pcp = 6 ×106 +1×106   = 3.5×106 Па      
         
                                   

 


j = 1,0 = 313,7 1/ Па × с  
1,147 × 4,08×10-3  

qн =2×3,14×0,8×10-12××7(6×106)313,7=4,953×10-12×(6×106-1×106)213,7=5,293×10-3 м3/ с ln 2000,1 - 0,5

       
 
 
   


Вычислим дебит нефти при давлении на контуре 5,8· 106 Па и насыщенности 0,9712.

pcp = 5,8×106 +1×106   = 3.4 ×106 Па                                                                      
                                                                                     
 
j =         0,911         = 194,06             1/ Па ×с                                                            
  1,145× 4,1×10-3                                                                        
qн =4,953×10-12×(5,8×106-1×106)194,06=4,614×10-3 м3/ с                            
Время, за которое насыщенность снижается oт ski до sk i+1                
é Ski Ski+1 ù  
                                                                                                                           
Dti =0.5*PRk hm(       +       ) ê                     -             ú                                            
qi qi+1 b ( ði   ) b (bi+1 )                                            
í í ë í k í k û  
где ti — промежуток времени, в течение которого насыщенность    
снизилась сiк до Sk i+1 . Для первого промежутка времени имеем          
Dti é 1 0,9712 ù -3 с =9,52сут  
= 0.5*3,14(200)     7 *0,2(                                 +                   )ê     -         ú = 8,22*10      
    5,293*10 -3 4,614*10 -3   1,178      
                                                                                                                   
                                                                          ë1,18     û                
Проведем весь комплекс расчетов для рк = 5,6*106 Па.                    
                                                                                                         
p3= 5,8×106 + 5,6 ×106   = 5,7 ×106 Па                                                                      
                                                                                 
 
                                                                                     
Г =0,001088×     3,6       ×1,177 × 5,7 ×10 6   + 109 = 126,5 м3 м                                
                                                         
0,015 105    
126 -111 0,9712 - (1 - 9712) 5,8 ×106 + 5,6 ×106                                                  
Sk3=     1,18               105       105       = 0,9354                                    
                                                                                                                   
                                                                                                     
              126 -108 + 5,6 ×106                                                                
                                                                                                 
                                                                                                       
                        1,176                                                                 pcp = 5,6 ×10 +1×10   = 3.3×106 Па  
         
           
       
       
     
j =         0,8076           = 170,93           1/ Па ×с                                                      
  1,144 × 4,13×10-3                                                                
qн =4,953×10-12×(5,6×106-1×106)170,93=3,894×10-3 м3/ с                            
Dt2                                                                         é0,9712     0,9354 ù           -3 с =14сут  
= 8,792*10   (                             +                         )ê         -             ú = 1,21*10      
  4,614*10 -3     3,89*10 -3         1,176        
                                                    ë 1,178       û                          

Из результатов расчетов следует, что общий срок эксплуатации зоны дренирования одной скважины составит 4,47· 107 с, или 517,5 сут (1,418 года).

Нефтеотдача к концу срока разработки составит

hк =1- sk bн ( рн )


bн ( pc )

 


где bн (pн) — объемный коэффициент при давлении, равном давлению насыщения; bн (pc) — объемный коэффициент при давлении, равном давлению

в добывающей скважине. Таблица – Результаты расчета

<
Давление Ср. Г, Насыщеннос Picp, φi Дебит ti сут
на давление м3/м3 ть на MПа   нефти  
контуре рi, мПа   контуре Sik       qн 10-3,  
Рк, мПа             м3 / с  
6,0 5,9 1,0   3,5 213,7 5,29 -
                 
5,8 5,9 0,9712   3,4   4,614 9,51
                 
5,6 5,7 126,5 0,9354   3,3 194,1 3,894 14,0
                 
5,4 5,5 201,0 0,9217   3,2 170,9 3,535 5,67
                 
5,2 5,3 0,9084   3,1 162,2 3,204 6,05
                 
5,0 5,1 297,3 0,8975   3,0 154,1 2,922 5,32
                 
4,8 4,9 346,1 0,8967   2,9 147,5 2,75 0,024
                 
4,6 4,7 339,9 0,8863   2,8 146,1 2,496 5,91
                 
4,4 4,5 390.0 0,8765   2,7 140,0 2,263 5,54
                 
4,2 4,3 440,3 0,8670   2,6 134,4 2,042 5,31
                 
4,0 4,1 429,7 0,8597   2,5 128,8 1,85 5,24
                 
3,8 3,9 529,8 0,8507   2,4 124,6 1,66 4,0
                 
3,6 3,7 581,0 0,8423   2,3 119,7 1,48 17,4
                 
3,4 3,5 628,6 0,8347   2,2





Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...

Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...

Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...





© cyberpedia.su 2017 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав

0.012 с.