УРАВНЕНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ


Задача 2.1

Оценить начальные запасы нефти и коэффициенты нефтеотдачи нефтегазовой залежи.

Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн = 13,8·107 м3 , объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг = 2,42·107 м3.

Начальное пластовое давление, равное давлению насыщения нефти газом, =Рнас= 18,4 МПа; обьемный коэффициент нефти при начальном давлении bно = 1,34 м3/ м3; объемный коэффициент газа газовой шапки 0,00627м3/ м3; начальное газосодержание нефти = 100,3 м3/ м3.

При отборе из залежи Qн = 3,18·106 м3 нефти ( в стандартных условиях) и воды Qв = 0,167·106 м3 , среднее пластовое давление снизилось до Р=13,6 МПа, газосодержание уменьшилось до Г = 75 м3/ м3. При давлении Р=13,6 МПа объемный коэффициент нефти bн = 1,28 м3/ м3 , а объемный коэффициент газа bг = 0,00849 м3/ м3, объемный коэффициент воды bв = 1,028. За время разработки средний газовый фактор оказался равным = 125 м3/ м3, в залежь вторглось воды из законтурной области

Wв = 1,84·106 м3.

Подсчитаем начальные запасы нефти. Сперва определим относительный начальный объем газовой шапки и величину двухфазного объемного коэффициента по соответствующим формулам:

(2.1)

.

Запасы нефти в пласте составят величину:

м3 (2.2)

За рассматриваемый период разработки коэффициент нефтеотдачи при относительном снижении пластового давления на 26,1% составил:

(2.3)

Разработка нефтегазовой залежи при отсутствии гидродинамической связи с водонапорным бассейном (количества вторгшейся и отобранной воды равны нулю) и исходных данных предыдущей задачи могла бы осуществляться при начальных запасах нефти и коэффициенте нефтеотдачи м3, .

Оценим влияние механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи для м3.

По приведенным формулам определим относительные количества нефти, добываемой за счет проявления режимов:

растворенного газа:

расширения газовой шапки:

водонапорного режима:

Сумма участия трех механизмов в добыче нефти равна единице. Интересно, что на рассматриваемый момент времени разработки залежи доминирующей формой пластовой энергии является энергия выделяющегося из нефти растворенного в ней газа. За счет этого фактора добыто 45 % нефти. На долю механизма вытеснения нефти водой приходится 31 % добытой нефти, за счет расширения газовой шапки отобрано 24 %.

 

Задача 2.2

Подсчитать запасы газа в газовой шапке нефтегазовой залежи и суммарный отбор газа из нее , обеспечивающий постоянный объем газовой шапки при снижении среднего давления в залежи от начального Р0=22,1 МПа до Р=16,1 МПа Пластовая температура С .Общий объем пласта, занятый газовой шапкой, составляет м3. Средняя пористость m=0,18, насыщенность порового объема связанной водой , содержание рассеянной нефти в объеме газовой шапки . Относительная плотность газа равна 0,66.

Решение. Определим объем газа в газовой шапке по известному объему пласта, пористости и насыщенности (в млн м3):

м3 (2.4)

Объемный коэффициент газа вычислим по формуле:

(2.5)

где стандартное и среднее текущее пластовые давления; стандартная температура (273K) и температура пласта; z коэффициент сверхжимаемости.

Найдем значения z. Так, при начальном давлении z =0,914, а при текущем Pпл = 16,1 МПа значение z равняется 0,892. Получим: bго,= 0,3663* 10-3*0,914*(374/22,1) = 0,00566 м33; bг= 0,3663* 10-3*0,892*(374/16,1) = 0,00759 м33 .

Для перевода объема газа из пластовых в стандартные условия воспользуемся обратными значениями полученных объемных коэффициентов:

=176,7 м33 .

= 138,1м33 .

Начальные запасы газа в стандартных условиях:

Gг. ст = 3,09*106*176,6 =545*106 м3

При понижении пластового давления объем газовой шапки увеличится, если не отбирать газ. Чтоб объем газовой шапки не изменился, необходимо добыть следующее количество газа:

.

Для условий задачи имеем:

м3.

К рассматриваемому в задаче моменту времени, когда давление в залежи снизится до 16,1 МПа, необходимо отобрать из газовой шапки 25,4 % от первоначальных запасов , чтобы размеры газовой шапки не изменились.

ВАРИАНТЫ ДЛЯ САМОСТОЯТЕЛЬНОГО РЕШЕНИЯ К ЗАДАЧЕ 2.2

Вариант
Р0 (МПа) 26,1 21,8 24,6 32,4 29,7
Р (МПа) 18,3 14,7 16,8 21,1 24,3
Пластовая температура Тпл (0С)
Общий объем пласта, занятый газовой шапкой Vг3) 20∙106 37∙106 14∙106 24∙106 16∙106
Средняя пористость m 0,14 0,23 0,19 0,18 0,12
насыщенность порового объема связанной водой SСВ 0,12 0,09 0,15 0,17 0,11
содержание рассеянной нефти в объеме газовой шапки SН 0,05 0,08 0,13 0,06 0,11
Относительная плотность газа 0,66 0,62 0,64 0,66 0,68

 



Дата добавления: 2017-04-05; просмотров: 2850;


Поиск по сайту:

Воспользовавшись поиском можно найти нужную информацию на сайте.

Поделитесь с друзьями:

Считаете данную информацию полезной, тогда расскажите друзьям в соц. сетях.
Poznayka.org - Познайка.Орг - 2016-2024 год. Материал предоставляется для ознакомительных и учебных целей.
Генерация страницы за: 0.008 сек.