циент нефтеотдачи будет в среднем |
равен К от = 0,6, определим |
||
возможную суммарную добычу нефти из залежи: |
|||
Qo6 = |
NKOTPH= 5,4- 10е-0,6-0,85 = |
2,7610е т. |
|
При отсутствии в залежи газовой шапки (а = 0) начальный |
|||
запас нефти можно определить по |
формуле |
||
__ |
Q Wt |
Д/ (бр — Ло)1 — W — w) |
2 i) |
Подставив в формулу (11.21) значения величин, получим |
|||
N = |
1,06.10е [1,5725 + 0,0063 (165 — 150)] — (1225-103 — 50-103) _ |
||
|
|
1,5725— 1,475 |
|
= 6 ,082 -10е |
м3 |
|
|
При отсутствии в залежи газовой шапки и активной пластовой воды, т. е. при разработке залежи за счет энергии растворенного газа, начальный запас нефти определяется по формуле
N = QWt + ^_(°° ~ Г°)] |
■ |
(И.22) |
Подставив соответствующие значения, по формуле (11.22) |
||
находим |
|
|
N = |
_ 18.12-10» м*. |
|
9. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРЕМЕЩЕНИЯ ГАЗОВОДЯНОГО КОНТАКТА |
|
|
ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОВОЙ |
ЗАЛЕЖИ |
|
Задача 18. Требуется определить положение газоводяного кон тура и время полного извлечения газа из полосообразной газовой
залежи, |
разрабатываемой |
в |
ус |
|
ловиях |
водонапорного |
режима. |
||
Схема |
залежи |
изображена |
на |
|
|
|
|
рис. |
II.4. |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
На линии |
нагнетательных |
сква |
|||||||
|
|
|
жин (контура питания) |
поддержива |
|||||||||
|
|
|
ется |
первоначальное |
пластовое да |
||||||||
|
|
|
вление |
рн = |
15 |
МПа. |
Расстояние |
||||||
|
|
|
от |
|
линии |
нагнетания |
до началь |
||||||
|
|
|
ного |
газоводяного |
контура |
х0 = |
|||||||
|
|
|
= |
1 |
км, |
а до ближайшей к эксплуа |
|||||||
Рис. II.4. Схема полосообразной |
тационному |
|
ряду |
изобаре — L = |
|||||||||
= |
2 |
км. |
Длина |
залежи |
В = 2 км, |
||||||||
газовой |
залежи, |
разрабатывае |
ее |
мощность |
h = 8 м. Пористость |
||||||||
мой в |
условиях |
водонапорного |
|||||||||||
режима |
|
|
и |
проницаемость |
пласта равны т = |
||||||||
|
|
|
= 0,25, k |
= |
0,12* 10~12 |
м2. Вязкость |
|||||||
воды |
[лп = 1,2] мПа-с. Суммарный дебит |
газа |
Qr = |
10е м3/сут. |
|||||||||
Начальный объем газа в залежи определим по формуле |
|||||||||||||
QH= ( L — x0)Bhm, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(П.23) |
||
26
где обозначения соответствуют условию задачи. Подставив числен* ные значения входящих величин в (11.23), имеем
Ян = ( 2 - 1)• 103*2• 103•8*0,25 = 4 - 10е м3.
Время полного извлечения газа из залежи определим из соот ношения
QHPH |
(11.24) |
|
QrPaT |
||
|
||
где рат — атмосферное давление, |
равное 0,1 МПа. |
|
Следовательно, |
|
|
^= 4 * 10е15- 10б/10е * 0,1 106 = |
600 сут. |
Положение текущего газоводяного контура в различные мо менты определяется по формуле
|
|
|
|
|
( и -2 5 > |
где tx — время, |
определяющее положение |
газоводяного |
контура |
||
в залежи, |
сут. |
|
|
|
|
По формуле |
(II.25) имеем |
|
|
|
|
|
|
0,12-10-12*0,1 ■10610в/286 4002 |
0,864*1. |
||
|
|
0 ,2 5 -1 ,2 -10-3-86 400-4- 10е |
/ ю 6 + |
||
|
|
|
|
||
Задаваясь разными значениями |
определим расстояние хв |
||||
от контура питания до текущего ГВК (см. рис. II.4). Результаты |
|||||
поместим |
ниже. |
|
|
|
|
t\, сут |
|
180 |
365 |
600 |
|
хв, м |
|
1014 |
1056 |
1145 |
|
III. ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ
1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАИВЫГОДНЕЙШЕГО ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ ПРИ ЗАКОНТУРНОМ ЗАВОДНЕНИИ
Задача 19. Дано: стоимость нагнетательной скважины Сскв =
= |
100 000 руб.; коэффициент приемистости |
скважины |
kn = |
= |
250 м3/сут-МПа; к. п. д. насосных установок |
т] = 0,5; |
коли |
чество энергии, затрачиваемой на нагнетание 1 м3 воды при повы шении давления на 0,1 МПа, W = 0,027 кВт-ч; стоимость 1 кВт-ч электроэнергии Св = 0,015 руб.; продолжительность периода работы нагнетательных скважин t = 10 лет; гидростатическое давление столба воды в скважине рст = 17 МПа; среднее пласто вое давление на линии нагнетательных скважин рпЛ = 15 МПа; потери давления на трение при движении воды от насоса до забоя ртр = 3 МПа.
Наивыгоднейшее давление нагнетания (на выкиде насосов) определяют по формуле А. П. Крылова 1
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
(Ш.1) |
|
Подставляя |
в (III. 1) заданные значения величин, |
имеем |
||||||||
|
- (17 - |
15 - |
3) 10е = |
4,6- 10е |
Па. |
|
|
|
|
||
2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЛИЧЕСТВА ВОДЫ, НЕОБХОДИМОЙ |
|
|
|||||||||
ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ |
ПЛАСТОВОГО |
ДАВЛЕНИЯ, |
|
|
|||||||
И |
ПРИЕМИСТОСТИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН |
|
|
||||||||
|
Задача |
20. |
Дано: суточная |
добыча |
из пласта |
нефти QH= |
|||||
= |
311,4 т, воды QB— 104,2 т, газа |
Кг = |
91 970 м3; объемный коэф |
||||||||
фициент нефти Ьн = |
1,18; коэффициент растворимости газа в нефти |
||||||||||
а = 7,7 м8/м3-МПа; |
плотность нефти р = |
863 кг/м3; коэффициент |
|||||||||
сжимаемости газа г |
= 0,88; пластовое давление рпЛ = |
7,45 МПа; |
|||||||||
пластовая |
температура |
ТпЛ = |
316,3 К; |
атмосферное |
давление |
||||||
р0 = 0,1 МПа; |
проницаемость |
пласта для |
воды k = |
0,5-10_1а м2; |
|||||||
эффективная мощность |
пласта |
h = 10 |
м; |
перепад |
давления на |
||||||
1 К р ы л о в А. П. О наивыгоднейшем давлении нагнетания при закон турном заводнении.— «Нефтяное хозяйство», 1953, № 12, с. 20— 22.
28
забое |
Ар |
= рзаб — рип = 5 МПа; |
коэффициент гидродинамиче |
||||||
ского совершенства забоя скважины q> = |
0,8; половина расстояния |
||||||||
между |
нагнетательными |
скважинами R — 400 |
м; радиус забоя |
||||||
скважины |
гс = 0,075 |
м; |
вязкость |
воды |
р = 1 |
мПа-с. |
|||
Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем |
|||||||||
QH= QА/р = |
311,4 •103 •1,18/863 = 425 м3. |
|
|||||||
Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным |
|||||||||
условиям, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
У с = Vr----- °фп'|<?" |
= |
91 970 |
- |
|
|
|
|||
|
|
|
Р |
|
|
|
|
|
|
|
7,7•10_в-7,45•10°-311,4-103 |
|
0 _ п |
3 |
|
||||
------ 1 |
1 |
|
|
--------= |
71 270 |
М3. |
|
||
Объем свободного газа в пластовых условиях |
|||||||||
v |
|
гУСвр0Г пл |
0,88-71 270-0,1 - 10е-316,3 |
f |
|||||
УпЛ~ |
рилТ 0 |
~ |
|
7,45- 10в-273 |
|
|
|||
Общая суточная добыча в пластовых условиях составит
V = Q'B -\~У™ + QB = 425 -f- 976 -)- 104,2 = 1505,2 м3.
Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь воды не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К = 1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):
Q'B = У К = 1505,2 -1,2 = 1806 м3/сут.
Приемистость нагнетательных скважин составит
Я |
2nkh Дрср |
2л -0,5 -10 -12- 10-5- 10е -0,8 |
|
“ |
R~ |
400 |
|
|
LL1П----- |
10“3-2,3 lg |
|
|
|
г с |
0,075 |
= 0,0146 м®/с или 1260 м3/сут.
Следовательно, для закачки потребного количества воды необ ходимо иметь две нагнетательные скважины.
3. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЗАКОНТУРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ
Задача 21. Скважина глубиной Н = 1400 м предназначается для закачки воды в пласт мощностью h = 23,4 м. Пластовое дав ление рпл = 15 МПа.
Требуется определить средний коэффициент проницаемости пласта, коэффициент приемистости скважины и подобрать цен тробежный насос для оборудования скважины.
Чтобы решить эту задачу, исследовали скважину. Вначале она работала с расходом воды Qx = 560 м3/сут. Затем режим ра боты изменили, прикрыв задвижку, и расход нагнетаемой воды уменьшился до 340 м3/сут. При этом велось наблюдение за изменением давления на устье скважины во времени (табл. III. 1).
29
|
|
|
|
Т а б л и ц a I I I .1 |
|
Изменение давления на устье скважины во времени |
|||
Номер |
Время /, с |
lg t |
р, МПа |
Др, МПа |
точки |
||||
|
0 |
0 |
2,030 |
0 |
1 |
10 |
1,000 |
1,970 |
0,060 |
2 |
20 |
1,301 |
1,930 |
0,100 |
3 |
30 |
1,477 |
1,900 |
0,130 |
4 |
50 |
1,699 |
1,870 |
0,160 |
5 |
60 |
1,778 |
1,830 |
0,200 |
6 |
80 |
1,903 |
1,800 |
0,210 |
7 |
100 |
2,000 |
1,790 |
0,240 |
8 |
ПО |
2,041 |
1,770 |
0,260 |
9 |
140 |
2,146 |
1,750 |
0,280 |
10 |
160 |
2,204 |
1,735 |
0,295 |
11 |
200 |
2,301 |
1,715 |
0,315 |
12 |
220 |
2,341 |
1,700 |
0,330 |
13 |
280 |
2,447 |
1,685 |
0,345 |
14 |
310 |
2,491 |
1,670 |
0,360 |
15 |
610 |
2,785 |
1,645 |
0,385 |
16 |
790 |
2,898 |
1,620 |
0,415 |
17 |
990 |
2,996 |
1,600 |
0,430 |
18 |
2 890 |
3,461 |
1,590 |
0,440 |
19 |
4 690 |
3,671 |
1,580 |
0,450 |
20 |
8 290 |
3,919 |
1,575 |
0,455 |
21 |
19 090 |
4,281 |
1,567 |
0,463 |
22 |
26 290 |
4,420 |
1,565 |
0,465 |
Строим на основании данных табл. III. 1 кривую восстановле ния давления в координатах Др и lg t (рис. III. 1). Находим наклон йруМПа прямолинейного участка этой
кривой
•_ |
Ар22— Ар17 |
_ |
|
lg ^22 — l£ hi |
|
|
(0.465 — 0,43)-10е |
|
“ |
4,42 — 2,996 |
~ |
= 0,0246 -106.
Рис. II 1.1. Кривая восстановления давле ния Ар = f (lg О
Средний коэффициент проницаемости пласта в пре делах радиуса контура пи тания находим по формуле
6 = 0,183 tAQplhi, (III.2)
где р, — вязкость воды в пластовых условиях, р. = = 1,5 мПа-с; Д<2 — разность объемов закачиваемой воды
30