Желтов Ю.П., Стрижов И.Н., Золотухин А.Б., Зайцев В.М. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений

Подождите немного. Документ загружается.

Рис.

21.

Зависимости!

f)<

вязкости,

объемного

ко'*''

эффициента

газосодер-

жания

нефти

от

давле-

ния

JL_

ρ,ΜΠα.

SCB

= 0,2;

плотность дегазированной нефти

р„

826

кг/м

;

вяз-

кость газа

= 0,013

мПа-с; время разбуривания залежи

^ =

7 лет.

Зависимости

вязкости нефти, объемного коэффициента

раст-

воримости газа

нефти приведены

на рис. 21.

Задача 2^18К. Рассчитать показатели разработки залежи

при

режиме растворенного газа.

Площадь залежи

S — 7,5· 10

;

средняя толщина пласта

---•

10 м;

число скважин

на

залежи

•=

300;

приведенный радиус

скважин

- 0,1 м;

забойное давление

добывающих скважи-

нах

—

2,0-10

Па,

начальное пластовое давление

— 1,0-10

Па;

давление насыщения нефти газом

р„

~6,0·10

Па;

пористость

пласта

т = 0,2;

проницаемость пласта

k — 0,8· 10"

;

началь-

ная

нефтенасыщенность

s,,

= 0,8;

начальная водонасыщенность

= 0,2,

плотность дегазированной нефти

р„ — 905

кг/м

;

вяз-

кость газа

μ,-

0,015

мПа-с; время разбуривания залежи

t* ·-=

10 лет.

Зависимости

растворимости газа

нефти, объемного

коэффи-

циента

вязкости нефти

от

давления приведены

на рис. 21.

Задача

2.19К.

Определить показатели разработки залежи

при

режиме растворенного газа.

Площадь залежи

S — 8-Ю

;

залежь разбурена

по

треуголь-

ной

сетке

расстоянием

между

скважинами

/ ·--· 400 м;

средняя

толщина пласта

h — 15 м;

пористость пласта

т -- 0,25;

начальная

нефтенасыщенность

пласта

s,,

~ 0,8;

начальная водонасыщен-

ность пласта

CTi

— 0,2;

проницаемость пласта

k — 10~

; дав-

ление насыщения нефти газом

р„ — 8,9 · 10

Па;

начальное пласто-

вое давление

~ 9,0· 10

Па;

вязкость пластового газа

0,014

мПа-с; приведенный радиус скважины

•--

0,1 м;

плот-

ность нефти

р„ = 890

кг/м

; время разбуривания залежи ί% •--

8 лет.

Зависимости

растворимости газа

нефти, объемного

коэффи-

циента

вязкости нефти

от

давления приведены

на рис. 22.

Задача 2.20К. Определить основные показатели разра-

ботки залежи нефти

при

режиме растворенного газа. Площадь

в*

ίβ

ιζι

ιζο

1,18

1,16

1,14

1,1

IJO

108

1,0

104

1,01

-БО

-50

-40

-30

-Z0

г-

- 10

. 0

МП

а.

Рис. 22. Зависимости вязкости, объемного

коэффициента

и га-

зосодержания

нефти

от давления

залежи S =

2,512-10

. Скважины расположены на площади

равномерно по треугольной сетке с расстояниями I = 380 м; при-

веденный радиус скважины г

= 0,1 м; начальное пластовое дав-

ление р

= 6-10

Па; давление насыщения нефти газом . р

-—

— 6-Ю

Па; пористость пласта т = 0,2; средняя толщина пласта

h — 7 м; проницаемость пласта k =

8·10~

, начальная нефте-

насыщенность

пласта s

= 0,8; начальная водонасыщенность

пласта s

= 0,2; вязкость газа μ

= 0,015 мПа-с; время разбу-

ривания

залежи ^ = 10 лет; плотность дегазированной нефти

=- 885 кг/м

Зависимости

вязкости нефти, объемного коэффициента нефти

количества растворенного газа в нефти представлены на рис. 18.

Перепад давлений

между

добывающей скважиной и контуром

не

должен превышать 2· 10

Па и снижаться ниже 1 · 10

Па.

Решение.

Радиус области дренирования, площадь зоны

дренирования,

число скважин, эксплуатирующих залежь, зависи-

мость нефтенасыщенности на контуре от давления определены в за-

даче

2.16К.

Исходя из условия задачи определяем, что начальное давление

на

забое добывающей скважины р

— 4 -10

Па. Дебит нефти оп-

ределяем при шаге 2-10

Па. Используя зависимость (2.23), полу-

чим

410<Ч-6Ю«

1Λβ π

pep = = 5 • 10

Па;

<Р-=

1,0

1,17-3,72· 10"

229,8

1/Па-с,

Σ·3.14·0,8·10-»·7(6,0.Ι0»-4,0-10«)

in -^ 0,5

0,1

— 4,0· 10

)

229,8

2,276-10~

/c.

Аналогичным образом вычислим дебит нефти при давлении на

контуре 5,8· 10

Па и насыщенности

0,9712:

5.8.10^-4.0.10*

4910

Ш;

^ 9^11! =

208,2

1/Па-с;

1,17-3,74-Ю-

</„

4,953·

Ю-

(5,8- 10

— 4,0·

)208,2

=1,856· Ю-

,с.

Время; за которое насыщенность снизится от 1,0 до 0,98 (см.

задачу 2.16К.), составит

•=0,5·3,14(200)

-7·0,2(

V 2,

Λ- 19,8- ΙΟ

276-10-»

1,856-10-

J\ 1,18

0,9712

~ 1,178

Подобным

образом проводят расчеты до р

•

5-10

Па.

При

— 5-Ю

Па принимаем р

~ 3· 10

Па. Вычисления

заканчиваются при р

— 0 и р

— 10

г>

Па. Результаты расчетов

сведены в табл. 12.

Время эксплуатации одной скважины

2,368-10

с. По формуле

(2.30)

находим

3,154-10

2,368-10

-3,39-10

с =10,75 года.

Остальные показатели определяют так же, как в задаче 2.16К.

Задача 2.21 К. Определить показатели разработки залежи

при

режиме растворенного газа. Площадь залежи 5 — 1,75· 10' м

;

число скважин на залежи η — 250; средняя толщина пласта h —

— 15 м; приведенный радиус скважины r

~ 0,08 м; начальное

пластовое давление р

= 11,3 МПа; давление насыщения р„ =

10,2 МПа; пористость пласта т — 0,25; проницаемость пласта

— 8-Ю"

м'-; начальная нефтенасыщенность пласта s,

= 0,8;

начальная

водонасыщенность пласта s

= 0,2; плотность дегази-

рованной

нефти р„ — 826 кг/м

, вязкость газа μ,- = 0,013 мПа-с;

время разбуривания залежи ί# — 7 лет. Перепад давлений между

контуром и забойным давлением в скважинах поддерживается

постоянным

в течение всего срока разработки залежи.

Зависимости

вязкости нефти, объемного коэффициента и раство-

римости

газа в нефти от давления приведены на рис. 22.

Таблица

"к

ο.

К gj

Ε ^*

Sgc

6,0

5,8

5,6

5,4

5,2

5,0

4,8

4,6

4,4

4,2

4,0

3,8

3,6

3,4

3,2

3,0

2,8

2,6

2,4

2,2

2,0

4 К 0)

o.| ^

5,9

5,7

5,5

5,3

5,1

4,9

4,7

4,5

4,3

4,1

3,9

3,7

3,5

3,3

3,1

2,9

2,7

2,5

2,3

2,1

•&Ϊ

«si's

2 -

111

126,5

201,0

245

297,3

346,1

339,9

390,0

440,3

492,7

529,8

581,0

628,6

668,2

706,5

749,7

795,1

835,3

881,0

909,6

. £

3 ί «

£s

1,0

0,9712

0,9354

0,9217

0,9084

0,8975

0,8967

0,9963

0,8765

0,8670

0,8597

0,8507

0,8423

0,8347

0,8271

0,8189

0,8100

0,8015

0,7920

0,7837

0,7762

Red £

О Ч u

5,0

4,9

4,8

4,7

4,6

4,5

3,9

3,8

3,7

3,6

3,5

2,9

2,8

2,7

2,6

2,5

1,9

1,8

1,7

1,6

1,5

229,8

208,2

183,7

179,7

169,9

158,2

153,5

146,9

146,4

135,4

131

122,9

118,9

114,4

110,2

106,1

94,5

90,6

86,4

82,6

82,5

|Ξ

2,276

1,856

1,456

1,246

1,01

0,783

1,368

1,164

1,015

0,805

0,649

1,096

0,942

0,7933

0,655

0,525

0,843

0,718

0,599

0,491

0,408

• <

14,8

36,2

16,7

17,0

18,5

0,07

12,3

12,2

12,6

14,1

13,1

9,57

9,55

9,95

11,9

10,8

11,5

10,5

11,2

13,4

Задача 2.22К. Определить показатели разработки залежи

при

режиме растворенного газа.

Площадь залежи S =

7,5-10'

; средняя толщина пласта

h -- 10 м; число скважин на залежи η = 300; приведенный радиус

скважины

-- 0,1 м, начальное пластовое давление р

= 1,0х

χ 10

Па, давление насыщения нефти газом р„ = 6,0- 10

Па, пори-

стость пласта k-- 0,8· 10~

, начальная нефтенасыщенность

s,,o ~ 0,8, начальная водонасыщенность Sc

= 0,2, плотность де-

газированной

нефти р

= 905 кг/м

; вязкость газа μ, ==

0,015 мПа-с, время разбуривания залежи /* — 10 лет.

Забойное

давление в добывающих скважинах в течение всего

срока

разработки залежи поддерживается равным 0,8 от р

Зависимости

растворимости газа в нефти, объемного

коэффи-

циента

и вязкости нефти от давления приведены на рис. 22.

Задача 2.23Н. Изучить влияние вязкости нефти на показа-

тели разработки залежей при режиме растворенного газа.

Задача 2.24Н. Изучить зависимость нефтеотдачи от коли-

чества растворенного в нефти газа и объемного коэффициента нефти

при

режиме растворенного газа.

Задача 2.25Н. Оценить возможные погрешности, которые

возникают в расчетах показателей режима растворенного газа,

если пренебречь изменением вязкости и объемного коэффициента

нефти

при изменении давления.

Глава 3

РАЗРАБОТКА

НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ

РАСЧЕТ

РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В

ПЛАСТЕ

И ДЕБИТОВ

СКВАЖИН

ПРИ ЖЕСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

числу наиболее важных показателей разработки нефтяных ме-

сторождений с применением заводнения относятся давления на

забоях нагнетательных и добывающих скважин и в характерных

точках пласта (на линиях нагнетания и отбора, на фронте вытесне-

ния

и т. д.), а также дебиты скважин и расходы нагнетаемой в пласт

воды.

случае

осуществления заводнения при сохранении баланса

отбираемой и нагнетаемой жидкостей в пластовых условиях дав-

ления

в характерных точках пласта изменяются медленно, и, та-

ким

образом, можно, считать, что процесс вытеснения нефти во-

дой установившийся в каждый момент времени («квазиустановив-

шийся»).

Так

как

упругость

пород пласта и насыщающих его жидкостей

не

учитывается, режим пласта считается жестким водонапорным.

Если

заданы дебиты и расходы, то можно определить давления

скважинах и в характерных точках пласта и наоборот.

Задачи

3.1—3.6

связаны с расчетами давлений в пласте и деби-

тов скважин при жестком водонапорном режиме.

Задача 3.1. Нефтяное месторождение разрабатывается с при-

менением

внутриконтурного заводнения при однорядной

схеме

рас-

положения

скважин. Схема участка месторождения длиной L·, со-

стоящего из

двух

рядов нагнетательных (J} и- одного ряда добы-

вающих (2) скважин, показана на рис. 23. Исходные данные для

расчета: L = 1800 м, / = 700 м,

2а

— 2σ

= 2σ = 600 м, радиус

нагнетательной скважины

г„

=--0,1

м, приведенный радиус

добывающей скважины г

~τ

=--

0,01 м,

проницаемость

пород

° \ "

пласта для нефти k

= 0,25 х j _J_ J

x 10~

, проницаемость пла- !

ста для воды k

0,2-10~

, j

толщина пласта h = 10 м, вяз- |

кость нефти μ

Ι(

= 5 мПа-с, вяз-

кость воды μ

== 1 мПа-с.

Число

нагнетательных скважин

рассматриваемом ряду л

равно

числу добывающих скважин, ПО

Рис

3. Однорядная схема располо-

направлению к которым проис- жения скважин

Зака

;

№ 1934 65

ходит

вытеснение нефти водой, при этом л

= я„ = 3. Давление

на

забое нагнетательных скважин р„ — 25 МПа.

В некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода продви-

нулась на расстояние х

— 100 м, исчисляемое от ряда нагнета-

тельных скважин по направлению к добывающим скважинам.

Требуется определить давление на забое добывающих скважин

Рс

а также давления р'

, р

, р'

согласно

схеме

в сечении А А'

(см.

рис. 23) при q = 1000

/сут.

Решение.

При решении данной задачи, как и

всех

после-

дующих

настоящей главы, используем метод фильтрационных со-

противлений

[3J, согласно которому фильтрационные сопротивле-

ния

в пласте с системой скважин подразделяются на внутренние,

существующие вблизи скважин при г

< г < σ/π (г — текущий

радиус, σ — половина расстояния

между

нагнетательными или

добывающими скважинами), и внешние, возникающие при движе-

нии

нефти и воды

между

контурами (рядами), на которых распо-

ложены нагнетательные и добывающие скважины.

В процессе фильтрации воды, закачиваемой в нагнетательную

скважину, возникают, в соответствии со сказанным, внутренние

фильтрационные

сопротивления при r

< г < σ

/π. Расход воды

, закачиваемой в одну нагнетательную скважину, определяют

по

формуле

In ——

ял„

Общий

расход

воды, закачиваемой в ряд нагнетательных сква-

жин

2 длиной L, равен q. Однако

будем

считать, что влево от этого

ряда в сторону ряда добывающих скважин 1 поступает

расход

воды, равный q/2. Вторая половина воды

уходит

вправо от ряда

нагнетательных скважин 2.

Так

как режим жестководонапорный,

·-• n

где q

— дебит одной добывающей нефть скважины.

Фильтрация

воды от ряда нагнетательных скважин 2 до фронта

вытеснения

нефти водой, отстоящего на расстоянии χ —- х

от ряда

нагнетательных скважин, описывается, в соответствии с законом

Дарси, следующей формулой:

Соответственно на участке

между

фронтом вытеснения и рядом

добывающих скважин / имеем

€6

Дебиты добывающих скважин определяют

по

формуле

'—

ΐη——

Перепишем

приведенные выше формулы следующим образом:

1η-

—

Рн

^^ ^—

2nn

Рн

—Рв ~ , ;

' __ ^μ,^/ — -t

) .

2fe

L/i '

ί?μ,,

1η

Рс—Рс

После

сложения приведенных формул получим

1η μ,, In

Если

подставить

последнюю формулу значения входящих

нее

величин, приведенных

условии задачи, получим

io-3.2,31g

—

— 1000 3,14-0,1

2-100,864-

3,14-30,2-Ю-

5·

10-» 2,3 lg

10—

-100

5-Ю-

(700 — 10) ,

3,140,01

0,2-Ю-

1800 ' 0,25-10~

-1800 ' 3,14-3-0,25· 10~

---

17,88

МПа.

Соответственно

7,12

МПа,

р'

-= 18,14

МПа,

= 22

МПа,

р,',-23,6

МПа.

Задача

3.2.

При

разработке нефтяного месторождения

при-

менена

трехрядная

схема

расположения скважин (рис.

24).

Исход-

ные

данные

для

расчета:

L —

1500 м,

I —

700 м,

600 м,

2σ

2о

— 2σ ---

500 м.

Радиус нагнетательных скважин

г„

= 0,1 м,

добывающих

—

0,01

м.

Вязкость нефти

пластовых условиях

= 2

мПа-с,

вязкость воды

= 1

мПа-с.

На

рассматриваемом

участке месторождения длиной

L с

тремя нагнетательными сква-

жинами

пласт закачивается вода

общим расходом

При

этом

левой части

от

ряда нагнетательных скважин поступает вода

з*

h—h

ι Ж ]гв

Δ-

- ο ο ο-*- Δ Рис. 24. Трехрядная схема располо-

жения

скважин:

д , О 7 О 7 о / Л 1 и 2 —

соответственно

первый

второй

г- J u

/г

.-!•

-N ^Т РЯД

добывающих

скважин; 3 — ряд на-

гнетательных

скважин

с расходом q/2 и столько же воды

уходит

в правую часть от ряда

нагнетательных скважин. В первом и втором рядах добывающих

скважин

расположены по 3 скважины, так что п

= п

С1

= n

= 3.

Общий

дебит добывающих скважин первого ряда равен q

а вто-

рого q

φ q

Проницаемости

пласта, соответственно, для нефти и воды со-

ставляют k

= 0,5· Ю-

, К = 0,3· 10-

, толщина пласта

h = 15 м. При заводнении пласта происходит поршневое вытесне-

ние

нефти водой. В рассматриваемый момент времени закачивае-

мая

вода проникла на расстояние от нагнетательных скважин

= σ/π. Давление на забоях нагнетательных скважин р„ —

20 МПа, на забоях добывающих скважин первого ряда р

с1

18 МПа, а на забоях добывающих скважин второго ряда р

С2

17,8 МПа.

Требуется определить расходы воды q

, закачиваемой в каж-

дую из нагнетательных скважин, дебиты скважин первого q

второго <7с

рядов.

Решение.

учетом

того, что проявляющийся при разра

ботке рассматриваемого нефтяного месторождения с применением

заводнения

жестководонапорный режим на основе баланса зака-

чиваемой в пласт воды и добываемой из него нефти в пластовых

условиях получим

Приведенное

соотношение получают в

результате

того, что рас-

ход воды q/2

уходит

на замещение объема нефти, извлекаемой из

пласта скважинами первого ряда, и половины объема нефти, из-

влекаемой скважинами второго добывающего ряда.

Применяя

метод эквивалентных фильтрационных сопротивле-

ний

при решении рассматриваемой задачи, как и при решении

задачи 3.1, получаем следующие соотношения:

<7Мв

"/"не

2k»hL

qi μ

In ——

Pel —Pci

Цн

кг

;

Pc2

—Pc2

= " — ·

2«

Jxfe

Складывая первые три из приведенных соотношений, получаем

1η-

Α=-

' 2n

μιΓϊη

После

сложения последних

трех

соотношений имеем

μ,, In

/-. μΗ'12 j

Jtf

2fe

ftL

jtfe

В итоге получаются следующие соотношения:

— Bq

= pci—Pc2-

Эти соотношения при заданных р

, pci и р

С2

можно рассматри-

вать как систему алгебраических уравнений для определения q

и q. Решая приведенную выше систему, окончательно имеем

+ QB + 2AC

— (Pel — Pea)

9,J·

Вычислим вначале q

. Для этого определим А, В и С. Имеем

110-

-2,31g-

250

700

0>1

140,9-

20,5- ΙΟ-

15-1500

2-3,14-30,3·

10~

Χ!Ι

-15

Па

12 3 Ч

Δ-г О О О О О-у Δ

]2б„

\Ζ6

Δ-* О О О О Ο-ϊ- Δ

Рис. 25.

Пятирядная

схема

располо-

г о г,

ι Δ

жения

скважин:

*I'

'!*"

—Η 1, 2 и ,? — ряды добывающих скважин;

4 — ряд нагнетательных скважин

2-10-

-2,31g-

β =

140

-.127. 10·

6,28-3-0,5-10-

2-10-

-2,31g

—

314

2102,31g

С-

2-10--3.600 3,14 -O.Ql ^

180 1Q6

2Ю

15 15 ' 68010

2-0,5-Ю-

15· 1500 ' 6,28·3·0,5·10-

·15

ЛУ

М»/с

127.0,2-:-127.2)10^

^щжЛУ

М»/с =

(140,9-1-

180) 127

•••2-140,9·

180· 10

— 626 м

/сут;

626/3

-=208,7

/сут;

(180.0,00626-0,2)10*

=QQ м

/с =

сут;

127·10

?сГ-210

/сут;

1886

/сут,

г-629

,сут.

Задача 3.3. Нефтяное месторождение, как и в задаче 3.2,

разрабатывается с применением заводнения при трехрядной схеме

расположения

скважин. Исходные данные для расчета: L -- 900 м,

/ = 500 м, /

— 400 м, 2σ

- 2а

— 2σ =-- 300 м, п„

••••=

С1

=•-

С2

~- 3, г„

~ 0,1 м, г

--- 0,001 м. Вязкость нефти в пласто-

вых условиях μ

= 10 мПа-с, вязкость воды μ

•—

1 мПа-с, k

0,3- Ю-

, k

--=

0,20-10-

, Я - 20 м. Осуществляется

поршневое

вытеснение нефти водой. В момент времени, когда вода,

вытесняющая

нефть, проникает на расстояние от нагнетательных

скважин

г — σ/π, в условиях жесткого водонапорного режима

наблюдались следующие дебиты рядов: q

= 2,5- Ю~"' м

/с, q

•—

- 2,0-Ю-

/с.

Требуется определить давления р

с1

и р

С2

в добывающих сква-

жинах при условии, что давление нагнетания в этот момент раз-

работки месторождения было равным 15 МПа.

Ответ. р

с1

= 8,8 МПа, р

С2

- 8,2 МПа.

Задача 3.4. Разработка нефтяного месторождения осущест-

вляется при пятирядной схеме расположения скважин (рис. 25)

применением заводнения.

Исходные данные для расчета: L = 2100 м, / = 800 м, 1

— 700 м, /

= 700 м, 2σ

=- 2а

=-- 2σ =- 700 м, г

пс

— 0,1 м,