давления будем считать заданной в виде
Р = Р о — 1.5Л
Расчет процесса разработки нефтегазоконденсатного месторождения при известном законе изменения во времени средневзвешенного пластового давле ния существенно упрощается.
Приступая к решению рассматриваемой задачи, вычислим вначале накоп ленную добычу компонента 3 (нефти) Q3. Имеем
|
,0 |
Vo |
|
|
|
100 |
|
|
|
|
|
|
0,1 - 10в — |
|
|
= 5 -10« т; |
|
||
, = |
]<7з V ) d t= |
= 0 , Ы0 в — |
|
||||||
' |
|
|
|
|
|
|
|||
L3= N 03— Q3 = 3010е— 5 -10е = 25-10е |
т. |
|
|
||||||
Через 10 лет имеем |
|
|
|
|
|
|
|||
р = |
Ро— 1 ,5 -1 0 = 3 0 — 15 = |
15 МПа. |
|
|
|
|
|||
По формуле |
(V.10) |
|
|
|
|
|
|
||
= |
13ор = |
2510е- 10-а-15 = |
3,7510е |
т. |
|
|
|
||
|
Накопленная добыча компонента 2 вместе с нефтью за 10 лет |
||||||||
|
Ю |
|
|
|
|
|
|
|
|
С 2 = |
0,2089-10е ~ 2 " = |
10,445-Юв т. |
|
|
|
|
|||
|
Следовательно, |
|
|
|
|
|
|
||
L2 = L02— Q2= |
62,66-108— 10,445-108 = |
52,21510в т . |
|
||||||
По формуле (V. 11) можем установить зж. Имеем |
|
||||||||
_ |
1 |
/3,75-Ю в |
52,215-Юв |
|
25-10« \ |
|
|||
|
6-10» |
^ |
0,3 |
+ |
0,7 |
+ |
0,85 |
) — 0,194 |
|
По формуле (V.12) определим G1+ G 2. Получим |
|
||||||||
|
(1 — S)K) КопРгатР |
0 ,806-6- 108-0,85-Ю -8- 15 |
= 68,51-108 т. |
||||||
Gi + 02 = |
|
Ратфср |
|
|
|
0 ,1 -0 ,9 |
|||
|
|
|
|
|
|||||
В то же время на основе приведенной в условии задачи зависимости /=
=f(Po—p)
= 0,6 5 8 8 [e-°,39u-i6 _|_ Ю.5- Ю"»-15]= 0,1056.
Таким образом |
|
|
|
|
^ + 62 — 68,51.10»; |
- ^ - = |
0,1056. |
||
Отсюда |
|
|
|
|
Gj =61,97-10» |
т; |
G2 = |
6 ,54-10» т; |
|
= Lx+ Gj = |
3,75-10» + |
61,97-10» = |
65,72-10» т. |
|
Количество добытого газа (компонента 1) |
||||
Qr = N01 — N1 = |
85- 10е— 65,72-10» = |
19,2810е т. |
||
191
Следовательно
19,28-10®
,fliKOM= 85-10® = 0,227;
5-10® Чэком = 30-10® = 0,167.
Из условия задачи известно, что добыча газа в течение 10 лет нарастает ли нейно. Причем, что добыча газа из газовой шапки также изменяется со време нем по линейному закону.
При начальном пластовом давлении в растворенном в нефти состоянии находилось
Х01= ap0L03 = 9-10® т газа,
Вместе с нефтью добыто
rQrH = |
(9 — 3,75) 10®= 5,25-10® т газа. |
|
|
|
Из газовой |
шапки, следовательно, |
добыто |
(19,28—5,25) 10®= 14,03-10е т |
|
газа. |
|
|
|
|
Текущая добыча газа из газовой шапки выражается следующим обра |
||||
зом: |
|
|
|
|
•Ягш— |
• |
|
|
|
Тогда |
|
|
|
|
Л |
t |
ai2 |
|
|
Г |
|
|
||
’Qriu— а \ tdt — |
2 > |
|
|
|
|
о |
|
|
|
14,03-10® |
|
|
|
|
|
------= 0,280.6-10®; |
|
|
|
|
t |
|
|
|
Q2Г= |
j 9гш (0 f(Po-~P) d t = 0,1849-10® |
)5з672 |
(1 - |
|
|
o |
|
|
|
При / = 10 лет Q,r =1,5-10® т.
Количество выпавшего в газовой шапке конденсата
G2в= G02 — G2 — Q2r = (50,07 — 6,54 — 1,5) • 10® = 42,03 -10® т .
Таким образом, конденсатоотдача из газовой шапки 1,5-10®
%он = 50,07-10° ~ 0,03 = 3%.
На рис. 104 показан график изменения в течение 10 лет средневзвешенно го пластового давления р и количества выпавшего в пласте конденсата.
§2. РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СВОЗДЕЙСТВИЕМ НА ПЛАСТ
Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных место рождений при естественных режимах приводит к целому ряду
трудностей, связанных главным образом с невозможностью
.192
достижения |
высокого |
темпа от |
|
|
|
|||||||
бора нефти из пластов без рез |
|
|
|
|||||||||
кого уплотнения сеток |
скважин, |
|
|
|
||||||||
высокими газовыми |
факторами |
|
|
|
||||||||
в |
нефтяных |
скважинах, |
ограни |
|
|
|
||||||
чением |
|
отбора |
газа |
из |
газовых |
|
|
|
||||
шапок, |
|
выпадением |
конденсата |
|
|
|
||||||
в пористой среде пластов. Уст |
|
|
|
|||||||||
ранить эти трудности можно пу |
|
|
|
|||||||||
тем перехода на разработку мес |
|
|
|
|||||||||
торождений |
с |
воздействием на |
|
|
|
|||||||
пласт. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
и |
При разработке нефтегазовых |
Рис. 104. График изменения во |
||||||||||
нефтегазоконденсатных |
мес |
времени пластового давления и |
||||||||||
торождений |
в |
основном |
исполь |
количества выпавшего в пла |
||||||||
зуют |
следующие |
специальные |
сте конденсата: |
|||||||||
системы |
разработки |
с |
воздейст |
1 — средневзвешенное пластовое дав |
||||||||
ление |
р; |
2 — средняя насыщенность |
||||||||||
вием на |
пласт: |
разработки, |
со |
5 пласта |
жидкими компонентами |
|||||||
|
1 ) |
система |
с законтурным заводнением; |
|||||||||
четающая барьерное |
заводнение |
|||||||||||
|
2 ) |
система |
разработки, |
сочетающая |
барьерное заводнение |
|||||||
с внутриконтурным и при необходимости законтурным заводне нием нефтяной части месторождения.
В процессе разработки нефтегазоконденсатных месторожде ний можно применять также систему, предусматривающую со четание барьерного заводнения с внутриконтурным заводнением нефтяной части месторождения и закачки газа в его газокон денсатную часть или внутриконтурное заводнение этой части месторождения.
Первую из упомянутых систем используют при разработке нефтегазовых месторождений, имеющих сравнительно неболь шую по размерам нефтяную часть, которую называют н е ф т я ной о т о р о ч к о й . На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один — три ряда добываю щих скважин. На рис. 105 показана в разрезе и в плане схема расположения скважин при использовании этой системы раз работки. Водонагнетательные скважины барьерного заводне ния 5 отсекают газовую часть месторождения от нефтяной час ти. После закачки воды в такие скважины снижается прорыв газа из газовой шапки в добывающие скважины, что препятст вует перемещению газонефтяного контакта в газонасыщенную область пласта и в определенной степени позволяет осуществ лять независимую разработку газовой и нефтяной частей место рождения.
Применение барьерного заводнения позволяет снизить газо вый фактор нефтяных скважин по сравнению с разработкой нефтегазовых месторождений без воздействия на пласт пример но в 1 ,2 —1,5 раза.
Вторая из упомянутых систем предназначена для разработ-
13 Ю. П. Желтов |
193 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
Рис. 106. Схема системы разработки нефтегазового месторождения с со четанием барьерного, законтурного и внутриконтурного заводнений:
1 — законтурные |
нагнетательные |
скважи |
||
ны; |
2 — внешний |
контур |
нефтеносности; |
|
3 — скважины внутриконтурного |
заводне |
|||
ния; |
4 — нефтедобывающие |
скважины; 5 — |
||
скважины барьерного заводнения; |
6 — га |
|||
зодобывающие скважины; 7— внешний кон тур газоносности
9 8 |
7 В |
Рис. 105. Схема системы разработки нефтегазового месторождения с сочета нием законтурного и барьерного заводнений:
/ — газонасыщенная часть месторождения; 2 — нефтяная оторочка; 3 — законтурные на гнетательные скважины; 4 — нефтедобывающие скважины; 5 — нагнетательные скважи ны барьерного заводнения; 6 — газодобывающие скважины; 7 — внутренний контур га зоносности; 8 — внешний контур газоносности; 9 — внешний контур нефтеносности
ки крупных нефтегазовых месторождений, нефтяные части ко торых вследствие их значительных размеров нецелесообразно
разрабатывать |
только |
путем |
барьерного заводнения. На |
рис. 106 показана схема |
системы разработки нефтегазового |
||
месторождения |
второго типа. |
Нефтенасыщенная часть место |
|
рождения, схематично показанная на рис. 106, имеет большую ширину, так что в этой части можно разместить много полос трехрядной системы разработки с расстояниями между скважи нами 500—600 м. Как и в случае системы разработки нефтега зовых месторождений первого типа, при барьерном заводнении искусственно отделяется газонасыщенная часть месторождения от его нефтенасыщенной части, что способствует осуществлению их независимой разработки без опасения перемещения нефти в газонасыщенную часть и без потери нефти в этой части.
В некоторых случаях с целью дальнейшего снижения про рывов газа из газовой шапки в нефтяные скважины бурят не один, а два барьерных ряда водонагнетательных скважин, от секающих газонасыщенную часть месторождения от нефтена сыщенной. Это приводит к еще большему снижению газовых факторов нефтяных скважин по сравнению с этим показателем при однорядном барьерном заводнении.
194