0. Порядок виконання роботи

Вихідними даними для виконання лабораторної роботи є відомості про видобуток нафти, супутнього газу і води, величини середніх пластових тисків і ін., які приведені в таблиці індивідуального завдання.

Для визначення режиму роботи покладу необхідно побудувати два графіки:

–– графік зміни пластового тиску в залежності від текучого і сумарного відбору рідини (рис.8.1);

–– графік зміни газового фактору і пластового тиску в часі розробки (рис.8.2).

Рисунок 8.1 - Динаміка зміни пластового тиску від текучого і накопленого відбору рідини

Рисунок 8.2 - Динаміка зміни пластового тиску і газового фактору в процесі розробки

Додаткові відомості про наявність того, чи іншого режиму покладу показують і такі дані, як пересування в процесі розробки контурних вод, співвідношення між величинами початкового пластового тиску і тиску насичення і ін.

На першому із вищеназваних графіків повинно бути показано дві криві. Для їх побудови на вісі ординат відкладають середній пластовий тиск (на кінець кварталу), а по вісі абсцис – два параметра: значення текучого відбору рідини (видобуток нафти і води за цей же квартал) і накопичений видобуток рідини (видобуток нафти і води з початку розробки і до кінця кварталів розробки, що розглядається) у відповідних масштабах. Побудовані криві покажуть зміну пластового тиску в залежності від текучого і сумарного відбору рідини з пласта. На другому графіку по вісі ординат відкладають газовий фактор і пластовий тиск, а по вісі абсцис – час (квартали).

На основі співставлення побудованих графіків, а також враховуючи наявність чи відсутність пересування контурних вод роблять висновок про режим роботи покладу.

Балансові запаси нафти ( ) підраховують в залежності від існуючого режиму покладу по слідуючих формулах:

а) Для режиму розчиненого газу:

; (8.2)

б) Для пружно водонапірного режиму газової шапки:

; (8.3)

в) Для газонапірного режиму:

; (8.4)

де – накопичений видобуток нафти на дату підрахунку запасів при стандартних умовах, м³;

– двохфазний об’ємний коефіцієнт пластової нафти і газу (нафтогазової суміші) при зниженні тиску від до ;

, (8.5)

– об’ємний коефіцієнт однофазної пластової нафти на дату розрахунку (при текучому тиску );

– об’ємний коефіцієнт однофазної пластової нафти на початок розробки (при початковому тиску );

Визначити об'ємні коефіцієнти пластової нафти: b₀ - при початковому ти­ску Р₀; b - при текучому тиску Р. (b₀ і b визначаємо по графіку b = f(Р)) (див рис. 8.3).

Рисунок 8.3 - Залежність розчиненості газу в нафті (N) і об’ємного коефіцієнта пластової нафти (b) від пластового тиску.

b₁ – визначаємо за фор­мулою: b_і=b ₊ (r₀ -r_р)·v,

– газонасиченість нафти при середньому початковому тиску , заміряна при стандартних умовах ;

– газонасиченість нафти при середньому пластовому тиску (на дату підрахунку), заміряна при стандартних умовах;

– середній газовий фактор за період видобутку об’ємів нафти (при падінні тиску від до ) при стандартних умовах. Визначається він, як частка від ділення накопиченого видобутку газу на накопичений видобуток нафти на дату підрахунку;

– об’ємний коефіцієнт пластового газу при початковому тиску :

, (8.6)

– об’ємний коефіцієнт пластового газу при пластовому тиску на дату розрахунку:

, (8.7)

– коефіцієнти стисненості газу відповідно при тисках і ;

Коефіцієнти стисненості газу можна визначити : z₀ - при початковому тиску Р₀ і z при текучому тиску Р. (За графіком Брауна z = f(P_R,T_R)) (рис.8.4).

Значення приведених псевдокритичного тиску (Р_R) і псевдо критичної температури (T_R) знаходимо відповідно за формулами:

; ;

– пластова температура, ^оС;

– абсолютна температура, рівна 273^о;

– відношення об’єму пласта, який вміщує газ в газовій шапці (в пластових умовах) до об’єму пласта, який вміщує нафту з розчиненим газом. При постійній товщині пласта це відношення дорівнює частці від ділення площі, обмеженої контуром газоносності до площі нафтоносності, розташованої між контурами водоносності і газоносності.

P_r і T_r визначити по графіку залежності цих величин від ρ_r. (рис. 8.5, 8.6).

Приведений псевдокритичний тиск Рисунок 8.4 - Залежність коефіцієнта стисненості (z) нафтового газу від приведених псевдокритичних тисків (РR) і температур (TR) (за Р. Брауном).

Рисунок 8.5 - Залежність псевдокритичного тиску (Р_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Рисунок 8.6 - Залежність псевдокритичної температури (Т_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

, (8.8)

– балансові запаси газу газової шапки при стандартних умовах, м³;

– об’єм води, який зайшов в пласт за період зниження пластового тиску від до при стандартних умовах, м³;

– об’єм води видобутої за період зниження тиску від до при стандартних умовах, м³.

Початкові видобувні запаси ( ) визначаються за формулою:

, (8.9)

де – коефіцієнт нафтовіддачі, значення якого приймають умовно в залежності від режиму покладу, а саме:

• для ефективного водонапірного – 0,6-0,8;

• для пружноводонапірного – 0,4-0,6;

• для режиму газової шапки – 0,6-0,8;

• для режиму розчиненого газу – 0,2-0,4;

Залишкові видобувні запаси нафти ( ) визначаються, як різниця між початковими видобувними запасами нафти ( ) і видобутою нафтою на дату розрахунку ( ):

, (8.10)

Невидобувні запаси нафти ( ) визначаються, як різниця між початковими балансовими запасами і початковими видобувними запасами нафти:

, (8.11)