10.4 Оформлення звіту

Виконана лабораторна робота повинна бути представлена у вигляді пояснювальної записки. Пояснювальна записка повинна містити в собі всі необхідні розрахунки, які дають можливість перевірити правильність отриманих результатів. Підрахунок запасів газу розчиненого в нафті.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. На підставі яких даних робиться підрахунок запасів газу, розчиненого в нафті?

2. На підставі аналізу яких чинників визначається режим роботи покладу?

3. Як підраховуються балансові запаси нафти у покладі з режимом розчиненого газу?

4. Як підраховуються балансові запаси нафти у покладі з змішаним режимом ( з напором води)?

5. Як підраховуються балансові запаси нафти у покладі з змішаним режимом (з початковою газовою шапкою)?

6. Як розраховується коефіцієнт стисненості газу (z)?

7. З чого складаються втрати газу в надрах (тобто невидобутого газу)?

8. Як підраховуються балансові запаси газу, які вміщують балансові запаси нафти?

Лабораторна робота №11 Визначення долі участі певного виду пластової енергії у витисненні нафти з нафтогазового покладу

11.1 Мета і завдання роботи

Метою даної роботи є набуття студентами практичних навичок для визначення долі участі певного виду пластової енергії у витисненні нафти з нафтового покладу.

Студент під час виконання лабораторної роботи повинен навчитись:

- визначати режим роботи покладу;витискати

- визначити долю участі - вільного газу газової шапки; газу, розчиненого в нафті; напору краєвої або підошвенної води у витисненні нафти із пласта методом матеріального балансу;

- визначити долю участі пружної енергії у витисненні нафти із пласта за даними пружноємкості пластової системи.

11.2 Основні теоретичні положення

В процесі розробки нафтогазових покладів (з газовими шапками) часто проявляється так званий змішаний режим, тобто коли частина нафти витисня­ється енергією газу газової шапки, а частина напором краєвої, або підошвенної води. Крім вищезгаданих основних рушійних сил певна частина запасів нафти може витіснятись пружною енергією пласта і рідини (при Р_пл > Р_нас ), а частина - енергією газу, який з розчиненого стану переходить у вільний стан (при Р_пл < Р_нас).

При такому багатоликому прояві рушійних сил треба знати долю участі кожної з них у витісненні нафти.

Метод матеріального балансу оснований на законі збереження матерії, який до покладів нафти і газу можна трактувати таким чином - кількість на­фти (або газу) в покладі до початку розробки дорівнює сумі видобутих і за­лишкових запасів нафти (або газу) на любу дату розробки покладу.

Використання цього методу обумовлює визначення багатьох фізичних параметрів пласта і вміщуючих його флюїдів до початку розробки і подаль­шу їх зміну в процесі розробки в залежності від зміни пластового тиску.

Ці зміни можуть бути використані для рішення ряду питань, одним з яких є визначення долі участі того чи іншого виду пластової енергії у витис­ненні нафти із пласта. Формула матеріального балансу для нафтогазового покладу має такий вид.

, (11.1)

де Q₀ - початковий запас „активної” нафти при стандартних умовах, м³;

Q_н - накопичений видобуток нафти, на дату складання рівняння ба­лансу, при стандартних умовах, м³;

r - кількість об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти, при середньому пластовому тиску Р (на дату розрахунку), при стан­дартних умовах, м³/м³;

r₀ - кількість об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти, при середньому пластовому тиску Р₀, при стандартних умовах, м³ /м³;

r_р - середній газовий фактор за період одержання накопиченого ви­добутку нафти Q_н (на дату розрахунку при падінні тиску від Р₀

до Р), м³/м³. Його визначають як частку від ділення накопичено­го видобутку газу (Q_г) на накопичений видобуток нафти (Q_н) на дату розрахунку м³/м³;

b - однофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти (на дату розра­хунку) при розчиненні в нафті „r” об'ємів газу при тиску Р;

b₀ - однофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти (до початку розробки) при розчиненні в ній „r₀” об'ємів газу при тиску Р₀;

b₁ - двохфазний об'ємний коефіцієнт нафтогазової суміші, який вра­ховує зміну одиниці об'єму нафти при контактному методі її до­слідження шляхом зниження тиску від Р₀ до Р. При зниженні тиску від Р₀ до Р з нафти виділяється r₀ - r - об'ємів газу, який при тиску Р знаходячись в контакті з нафтою і займає об'єм (r₀ - r)v:

і , (11.2)

v - об'ємний коефіцієнт пластового газу при тиску Р;

, (11.3)

v₀ - об'ємний коефіцієнт пластового газу при тиску Р₀

, (11.4)

t_пл - пластова температура °С;

z ,z₀ - коефіцієнти стисненості газу при тисках Р і Р₀,

δ - відношення об'єму газової шапки (в пластових умовах) до об'єму нафти з розчиненим в ній газом (в пластових умовах) до початку розробки. При постійній товщині пласта це відно­шення рівне частці від ділення площі газоносності до площі нафтоносності.

звідки ; (11.5)

де Q_г - початковий запас вільного газу в газовій шапці, при стандартних умовах, м³;

W - кількість води, яка зайшла в пласт за період падіння тиску від Р₀ до Р, при стандартних умовах, м³;

- кількість видобутої води, за період падіння тиску від Р₀ до Р, при стандартних умовах, м³;

Використовуючи формулу матеріального балансу (11.1) можна визначити долю участі вільного газу газової шапки, газу розчинного в нафті і до­лю краєвої (підошвенної) води у витісненні нафти.

1 Визначення долі участі газу газової шапки ( І_r ):

а) при відсутності видобутку газу з газової шапки

; (11.6)

б) при видобутку з газової шапки Q'_г , об'ємів газу при стандартних умовах в чисельнику формули (11.6) треба поставити

; (11.7)

Знаменник залишається попереднім.

в) при закачці в пласт газу „q₁” об'ємів газу при стандартних умовах в чисельник формули (11.6) треба підставити:

Знаменник залишається попереднім.

2. Визначення долі участі підошвенної (краєвої води (І_в)

, (11.8)

w_і - об'єм закачаної води, м (якщо вона здійснюва­лась)

3. Визначення долі участі розчиненого в нафті газу ( І_г.р. )

, (11.9)

Примітка: В формулі (11.1) під Q₀ розуміють не початковий балансовий запас нафти, а так званий початковий запас „активної” нафти, який приймає участь в перерозподілі нафти по пласту, враховуючи той факт, що 20% бала­нсових запасів нафти іде на змочування порових каналів і практично явля­ються нерухомими, тобто Q₀=Q_б·0,8.

Розглянемо приклад розрахунку долі участі підошвеної краєвої води - І_в у витисненні нафти з нафтогазового покладу

Вихідні дані і розрахунки:

1. Балансовий початковий запас нафти Q_б =7792,5·10³м³

2. Початковий запас активної нафти Q₀=Q_б·0,8=6234·10³м³

3. Початковий пластовий тиск Р_О=19,8 МПа.

4. Тиск на дату розрахунку Р= 16,03 МПа.

5. Накопичений видобуток нафти Q_н =2238·10³м³

6. Середній газовий фактор за період розробки м³/м³.

7. Кількість видобутої води на дату розрахунку

w =53,771·10³ м³

8. Кількість видобутого газу з газової шапки Q'_г = 280·10⁶м³

9. Відношення об'єму газової шапки до об'єму пласта, який зайнятий нафтою;

10. Густина нафти -ρ_н = 0,92т/м³;

11. Пластова температура t_пл -67°С.

12. Відносна густина газу по відношенню до повітря ρ_г =0,800

13. Величини r,r_о ,b, b₀,z,z_о визначені по графіках (М.А. Жданов. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа; 1981г)

r₀ =89м³/м³; r =77м³/м³; b₀ = 1,27; в = 1,25;

Z₀ = 0,83; Z = 0,81

14 W=3.24·10⁶м³ - кількість води, яка зайшла в пласт, м³.

Розрахунки: