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 r_с = 0,1 м; забойное давление в добывающих скважинах р_с = 1 - 10⁶ Па; начальное плас овое давление р₀=7· 10⁶ Па; давление насыщения нефти газом р_н = 6· 10⁶ Па; пористость пласта m—0,2; средняя толщина пласта h — 7 м; проницаемость пласта k=8*10^-13 м²; начальная нефтенасыщенность пласта s_на = 0,8; нача ьная водонасыщенность пласта s_CB = 0,2; вязкость газа μ_Γ = 0,015 мПа-с; срок разбуривания залежи t_* = 10 лет; плотность дегазированной нефти р_н = 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 R_к — услов ый радиус зоны дренирования скважины, м (R_к = 0,525-380 = 200 м).

Площадь з ны дренирования:

S_c = ÏR _k²

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

η = S/S_с,

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 pⁱ_k до рⁱ⁺¹_k м³/м³; Гр — растворимость газа в нефти при м³/м³; pⁱ_k) — плотность газа при давлении pⁱ_k, кг/м³; р_г0 — 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 S_кⁱ — отношение фазовых проницаемостей для газа и нефти (определяют по таблицам); р_i= (pⁱ_k+р_kⁱ⁺¹)/2; μ_Η (P_i) — вязкость нефти при давлении p_i мПа*с;

μ_Γ (р/) — вязкость газа при давлении p_j, 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:

p_г(р)/р_го = 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 р_к=р_н равна единице, т. е. S_kⁱ(Р_к = Р_н) = 1 ·

Отбором нефти за счет упругого запаса со снижением давления оτ начального пластового до давления насыщения можно пренебречь. Следовательно, р_к = р _н. Если при построен зависимости S_Kⁱ от рⁱ_k использовать шаг; равный 2*10⁵ Па, то д я ρ²_k = 5,8· 10⁶ Па

Получим

_{р2 =} ^6,0 ×¹⁰⁶ + ^5,8×¹⁰⁶ _{= 5,9 ×10}6 _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 ²⁰⁰_0,1 - 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 ^{( р}н ⁾

b_н ( p_c )

где b_н (p_н) — объемный коэффициент при давлении, равном давлению насыщения; b_н (p_c) — 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