Расчёты в добыче нефти

где Др — падение пластового давления до давления насыщения, Ар =*» рпл — рн * 18 — 8 = 10 МПа; Ьн1 и Ьн — объемные коэф­ фициенты нефти при пластовой температуре Тпл = 331 К и давле­

2* 10‘ 4 1/МПа. Тогда по (II. 13)

Р* = 0,22-5,9-10 '4 +

+ 2 - 10-4= 3,3 * 10"41/МПа.

Искомый запас нефти, оп­ ределяемый действием упру­ гих сил, определяется по формуле

Для определения процента нефтеотдачи в зависимости от упру­ гих свойств среды подсчитывается общий начальный объем нефти

где 5 — начальный коэффициент водонасыщенности в долях единицы, который по условию задачи равен 0,2.

Подставляя данные в формулу (II. 15), имеем

= 2 4 8 . 10. мз.

Процент нефтеотдачи из общего запаса нефти в залежи вслед­ ствие упругих свойств среды найдем из соотношения

Ко, = ДУ„ •100/Vн = 4 ш д г ■100 = 1,92 %.

21

Получено нефти в результате внедрения воды из законтурной области

ДУ„ = 5 - 10е — 4 7 5 -103 = 4,525* 10е м3.

Падение давления в пределах контура нефтеносности неиз­ бежно нарушит равновесие за контуром, где давление будет уменьшаться, и часть воды под действием упругой энергии посту­ пит в нефтяную зону пласта.

Рассмотрим законтурную кольцевую площадь F x = 120-10° м2, занятую напорной водой, где коэффициент сжимаемости воды примем равным fiB = 4,2*10-4 1/МПа.

Тогда коэффициент упругоемкости Рв для указанной закон­ турной обводненной части пласта найдем по формуле, аналогич­ ной (11.13)

Рв = тр в + рп = 0,22 •4,2 •1(Г4 + 2 •КГ4 = 2,924 •КГ4 1/МПа.

Как видно из сравнения коэффициентов упругоемкости для нефтяной и обводненной частей пласта, падение давления за контуром менее интенсивное, чем внутри контура.

Предположим, что средневзвешенное давление внутри рассма­ триваемой кольцевой площади уменьшится за тот же промежуток времени на Арх = 5 МПа, т. е. на 50% от Ар.

В этом случае количество воды, которое поступит в поры пласта под действием упругой энергии в пределах контура нефте­

Таким образом, через начальный контур нефтеносности в ре­ зультате гидродинамического (неупругого) перемещения воды в пласт поступит следующий объем жидкости:

Уж = AV'H- AVB = 4,52510е - 2,11 •10е = 2 ,4 1 5 -106 м3.

Остальная часть (до 5* 10е м3) представляет суммарный запас, определяемый действием упругих сил. Иначе говоря, больше половины (примерно 51,7% ) добычи нефти будет обеспечено за счет упругой энергии нефти, породы и воды, расположенных в пре­ делах начального контура нефтеносности и в его непосредственном окружении.

8. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ

Задача 17. Нефтяная залежь имеет газовую шапку, составля­ ющую 15% всего объема залежи р пределах контура нефтегазоносности. Залежь нефти окружена активной водой. Начальное

22

начальный объемный коэффициент нефти Ь0— 1,475; начальный коэффициент сжимаемости газа z0 = 0,9; относительная плотность

а = 15/(10015) = 0,1765.

Начальный объемный коэффициент газа определим по формуле

где Ро — атмосферное давление, равное 0,1 МПа. Следовательно, по (П.17) получим

23

Среднесуточная добыча нефти за второй год (число дней работы в году примем равным 360) составит

dQjdt = 4,7- 10V360 = 1305 м3.

Средний газовый фактор за второй год

Gt = VjQt = 7510e/4,7 •105 = 159 м3/м3.

Среднесуточная добыча воды за второй год

dw/dt = 5 •104/360 = 139 м3.

Количество контурной воды, внедрившейся в нефтяную за­

лежь, найдем по формуле t

= 1-12 — 1-0 + 2-24 — 2-12 = 36 МПа-мес.

Количество поступившей в нефтяную залежь контурной воды за время t = 2 года

W = 1134-30-36 = 1225-103 м3.

Начальный запас нефти в пласте N можно определить по основ­ ному уравнению материального баланса, решенному относи­ тельно N:

Входящие в формулу (II.20) величины уже известны. Подставив их, получим

=* 5,4- 10е м8.

24

Начальный объем свободного газа, приведенный к нормальным условиям, имеет величину

V0 = aNb0/B0 = 0,1765 •5,4 •10е •1,475/0,006 = 234 •10е м3.

Количество растворенного газа, приведенное к нормальным условиям, составит

r0N = 150-5,4- 10е = 81010е м3.

Общее количество добытых нефти и газа, приведенное к пла­ стовым условиям, составляет

Q[Ut + Bt (Gt - r 0) ]= 1,06 -1041,5725 + 0,0063 ( 1 5 9 - 150)] =

= 1767* 103 м3.

Определим относительную эффективность отдельных видов внергии.

Доля участия воды в- вытеснении нефти

и расширения газа, выделяющегося из раствора. Влияние газовой шапки пока невелико. В последующие периоды эксплуатации доли участия различных видов энергии в вытеснении нефти будут все время изменяться.

Для повышения коэффициента нефтеотдачи пласта необходимо принимать все меры к уменьшению выделения из раствора газа путем поддержания пластового давления.

Принимая при указанных темпах разработки возможные коэф­

Принимая условие, что за весь период эксплуатации залежи (до экономически выгодного предела) общий вероятный коэффи­

25

При отсутствии в залежи газовой шапки и активной пластовой воды, т. е. при разработке залежи за счет энергии растворенного газа, начальный запас нефти определяется по формуле

Задача 18. Требуется определить положение газоводяного кон­ тура и время полного извлечения газа из полосообразной газовой

26

III. ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ

1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАИВЫГОДНЕЙШЕГО ДАВЛЕНИЯ НАГНЕТАНИЯ ПРИ ЗАКОНТУРНОМ ЗАВОДНЕНИИ

Задача 19. Дано: стоимость нагнетательной скважины Сскв =

чество энергии, затрачиваемой на нагнетание 1 м3 воды при повы­ шении давления на 0,1 МПа, W = 0,027 кВт-ч; стоимость 1 кВт-ч электроэнергии Св = 0,015 руб.; продолжительность периода работы нагнетательных скважин t = 10 лет; гидростатическое давление столба воды в скважине рст = 17 МПа; среднее пласто­ вое давление на линии нагнетательных скважин рпЛ = 15 МПа; потери давления на трение при движении воды от насоса до забоя ртр = 3 МПа.

Наивыгоднейшее давление нагнетания (на выкиде насосов) определяют по формуле А. П. Крылова 1

1 К р ы л о в А. П. О наивыгоднейшем давлении нагнетания при закон­ турном заводнении.— «Нефтяное хозяйство», 1953, № 12, с. 20— 22.

28

Общая суточная добыча в пластовых условиях составит

V = Q'B -\~У™ + QB = 425 -f- 976 -)- 104,2 = 1505,2 м3.

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь воды не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К = 1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):

Q'B = У К = 1505,2 -1,2 = 1806 м3/сут.

Приемистость нагнетательных скважин составит

= 0,0146 м®/с или 1260 м3/сут.

Следовательно, для закачки потребного количества воды необ­ ходимо иметь две нагнетательные скважины.

3. ПОДБОР ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЗАКОНТУРНОГО ЗАВОДНЕНИЯ

Задача 21. Скважина глубиной Н = 1400 м предназначается для закачки воды в пласт мощностью h = 23,4 м. Пластовое дав­ ление рпл = 15 МПа.

Требуется определить средний коэффициент проницаемости пласта, коэффициент приемистости скважины и подобрать цен­ тробежный насос для оборудования скважины.

Чтобы решить эту задачу, исследовали скважину. Вначале она работала с расходом воды Qx = 560 м3/сут. Затем режим ра­ боты изменили, прикрыв задвижку, и расход нагнетаемой воды уменьшился до 340 м3/сут. При этом велось наблюдение за изменением давления на устье скважины во времени (табл. III. 1).

29

Строим на основании данных табл. III. 1 кривую восстановле­ ния давления в координатах Др и lg t (рис. III. 1). Находим наклон йруМПа прямолинейного участка этой

кривой

= 0,0246 -106.

30