1275
.pdfРис. 21. Зависимости вязкости, объемного ко эффициента и газосодержания нефти от давле ния
sCB= 0,2; плотность дегазированной нефти р„ = 826 кг/м3; вяз кость газа рг = 0,013 мПа-с; время разбуривания залежи t# =
- 7 лет.
Зависимости вязкости нефти, объемного коэффициента и раст воримости газа в нефти приведены на рис. 21.
З а д а ч а 2.18К.. Рассчитать показатели разработки залежи при режиме растворенного газа.
Площадь залежи S |
= 7,5-107 м2; средняя толщина |
пласта h — |
|||||
= 10 м; |
число скважин на залежи |
п = |
300; |
приведенный |
радиус |
||
скважин |
гс = 0,1 м; |
забойное давление |
в |
добывающих |
скважи |
||
нах рс = 2,0-106 Па, начальное пластовое давление р0 = |
1,0-107 Па; |
||||||
давление |
насыщения |
нефти газом |
рн = 6,0-106 Па; |
пористость |
|||
пласта т = 0,2; проницаемость пласта k = 0,8 -10-13 м2; началь
ная |
нефтенасыщенность |
sH0 = 0,8; |
начальная |
водонасыщенность |
|||||
s св = |
0,2, |
плотность дегазированной |
нефти р„ = 905 кг/м3; |
вяз |
|||||
кость газа |
р,- = 0,015 мПа-с; время |
разбуривания залежи |
= |
||||||
= 10 лет. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Зависимости растворимости газа в нефти, объемного коэффи |
|||||||||
циента и вязкости нефти от давления |
приведены на рис. |
21. |
|
||||||
З а д а ч а |
2.19К. Определить |
показатели |
разработки |
залежи |
|||||
при |
режиме |
растворенного газа. |
|
|
|
|
|
||
Площадь залежи S = |
8 -107 м2; залежь разбурена по треуголь |
||||||||
ной сетке с расстоянием между скважинами / — 400 м; средняя
толщина пласта h = |
15 м; пористость пласта т = 0,25; начальная |
||||||
нефтенасыщенность |
пласта |
sn0 = 0,8; |
начальная |
водонасыщен- |
|||
ность |
пласта |
scn = |
0,2; проницаемость |
пласта |
k = |
10~13 м2; дав |
|
ление |
насыщения нефти газом р„ = 8,9 • 106 Па; |
начальное пласто |
|||||
вое давление |
р0 = |
9,0 -10° |
Па; вязкость пластового газа рг — |
||||
= 0,014 мПа-с; приведенный радиус скважины гс = 0,1 м; плот ность нефти р„ = 890 кг/м3; время разбуривания залежи = 8 лет.
Зависимости растворимости газа в нефти, объемного коэффи циента и вязкости нефти от давления приведены на рис. 22.
З а д а ч а 2.20К. Определить основные показатели разра ботки залежи нефти при режиме растворенного газа. Площадь
61
Рис. 22. Зависимости вязкости, объемного коэффициента и^газосодержания нефти от давления
залежи 5 = 2,512-107 м2. Скважины расположены на площади равномерно по треугольной сетке с расстояниями I = 380 м; при
веденный |
радиус |
скважины |
гс = |
0,1 м; начальное пластовое дав |
|||||
ление |
ро = 6-108 |
Па; |
давление |
насыщения |
нефти газом |
ри = |
|||
= 6 -10е Па; пористость |
пласта т = 0,2; средняя толщина |
пласта |
|||||||
h = 7 м; |
проницаемость |
пласта k = 8 - 10—3 м2, начальная |
нефте- |
||||||
насыщенность |
пласта |
sH0 = 0,8; начальная водонасыщенность |
|||||||
пласта |
sCB= 0,2; |
вязкость |
газа |
рг = 0,015 |
мПа-с; время |
разбу |
|||
ривания |
залежи |
t.M= |
10 |
лет; |
плотность дегазированной |
нефти |
|||
р„ = 885 |
кг/м3. |
вязкости нефти, |
объемного |
коэффициента |
нефти |
||||
Зависимости |
|||||||||
и количества растворенного газа в нефти представлены на рис. 18. Перепад давлений между добывающей скважиной и контуром
не должен превышать 2 -106 Па и снижаться ниже 1 • 106 Па.
Р е ш е н и е . 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 рс = 4-106 Па. Дебит нефти оп ределяем при шаге 2-105 Па. Используя зависимость (2.23), полу чим
pcp= J^°I±lli°l = 5.10» па;
|
2 |
|
9 |
1,0 |
—= 229,8 1/Па-с, |
|
||
|
1,17-3,72- Ю -3 |
|
62
£ -3,14-0,8- 10~ia-7 (6,0- 10* 4.0- 10е) = |
10- „ (6>0. W _ |
I n - * » - 0.5
0,1
—4,0- 10е) 229,8 = 2,276-10~3 м3/с.
Аналогичным образом вычислим дебит нефти при давлении на контуре 5,8-10е Па и насыщенности 0,9712:
Рср = |
5,8- 10е + 4,0- 10е |
= 4 [9 . 10, П а . |
|
|
|
|
|
|||||
ч> = |
|
0,911 |
208,2 1/Па-с; |
|
|
|
|
|
|
|||
1,17-3,74- 10-3 |
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
qi{= 4,953-10-12 (5,8- 10е- 4 ,0 - 10е) 208,2 = 1,856-10"3 |
м3/с. |
|
||||||||||
Время, за которое насыщенность снизится от 1,0 до 0,98 (см. |
||||||||||||
задачу 2.16К), |
составит |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Ati = 0,5TiR^hm |
|
|
|
|
|
с1’ + 1 |
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
( <4 + |
+ 1 ) . ьн0 9 |
ьн 0 * + !) . |
|
||||||
- 0,5-3,14 (200)2-7-0,2 ( - у |
|
|
1 |
\ / |
1,0 |
|
||||||
|
1,856-10 |
^)(т18 |
|
|||||||||
0,9712 |
\ |
|
|
276-Ю -3 |
|
|||||||
19,8-105 |
с. |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
1,178 |
) |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Подобным образом проводят расчеты до рк = |
5- 10е Па. |
|
||||||||||
При рк = 5 - 10е Па принимаем |
рс = |
3-10в |
Па. |
Вычисления |
||||||||
заканчиваются |
при рс = |
0 |
и рк = |
105 Па. Результаты |
расчетов |
|||||||
сведены |
в табл. 12. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Время эксплуатации одной скважины 2,368-107 с. По формуле |
||||||||||||
(2.30) находим |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
tp = 3,154-108 + 2,368-107 = 3,39-108 |
с =10,75 |
года. |
|
|
|
|||||||
Остальные |
показатели |
определяют |
так |
же, как в задаче 2.16К. |
||||||||
З а д а ч а |
|
2.21К. Определить показатели разработки залежи |
||||||||||
при режиме растворенного газа. Площадь залежи 5 = |
1,75-107 м2; |
|||||||||||
число скважин на залежи |
п — 250; |
средняя толщина |
пласта h — |
|||||||||
= 15 м; приведенный радиус скважины |
гс = |
0,08 м; |
начальное |
|||||||||
пластовое давление р0 = |
11,3 МПа; |
давление |
насыщения |
рн = |
||||||||
= 10,2 |
МПа; |
пористость |
пласта т = 0,25; проницаемость |
пласта |
||||||||
& = 8-10~12 |
м2; начальная |
нефтенасыщенность |
пласта |
sH0 = 0,8; |
||||||||
начальная водонасыщенность пласта |
sCB= |
0,2; |
плотность дегази |
|||||||||
рованной нефти р„ = 826 кг/м3, вязкость газа р.г = 0,013 мПа-с; время разбуривания залежи = 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.
63
Таблица |
12 |
|
|
|
|
|
Давление на контуре pR. МПа |
Среднее дав ление на кон туре р., МПа |
Газовый фак тор Г, м’/м* |
Насыщен ность на кон |
туре |
Среднее дав ление в пла |
сте Рср. МПа |
6,0 |
5,9 |
111 |
1,0 |
|
5,0 |
|
5,8 |
5,9 |
111 |
0,9712 |
4,9 |
|
|
5,6 |
5,7 |
126,5 |
0,9354 |
4,8 |
|
|
5,4 |
5,5 |
201,0 |
0,9217 |
4,7 |
|
|
5,2 |
5,3 |
245 |
0,9084 |
4,6 |
|
|
5,0 |
5,1 |
297,3 |
0,8975 |
4,5 |
|
|
4,8 |
4,9 |
346,1 |
0,8967 |
3,9 |
|
|
4,6 |
4,7 |
339,9 |
0,9963 |
3,8 |
|
|
4,4 |
4,5 |
390,0 |
0,8765 |
3,7 |
|
|
4,2 |
4,3 |
440,3 |
0,8670 |
3,6 |
|
|
4,0 |
4,1 |
492,7 |
0,8597 |
3,5 |
|
|
3,8 |
3,9 |
529,8 |
0,8507 |
2,9 |
|
|
3,6 |
3,7 |
581,0 |
0,8423 |
2,8 |
|
|
3,4 |
3,5 |
628,6 |
0,8347 |
2,7 |
|
|
3,2 |
3,3 |
668,2 |
0,8271 |
2,6 |
|
|
3,0 |
3,1 |
706,5 |
0,8189 |
2,5 |
|
|
2,8 |
2,9 |
749,7 |
0,8100 |
1,9 |
|
|
2,6 |
2,7 |
795,1 |
0,8015 |
1,8 |
|
|
2,4 |
2,5 |
835,3 |
0,7920 |
1,7 |
|
|
2,2 |
2,3 |
881,0 |
0,7837 |
1,6 |
||
2,0 |
2,1 |
909,6 |
0,7762 |
1,5 |
||
|
5 ч |
|
|
ITs |
Н |
|
X п |
|
|
хЬ. |
О |
|
\о |
|
& |
О) |
< |
|
||
229,8 |
2,276 |
14,8 |
208,2 |
1,856 |
|
183,7 |
1,456 |
36,2 |
179,7 |
1,246 |
16,7 |
169,9 |
1,01 |
17,0 |
158,2 |
0,783 |
18,5 |
153,5 |
1,368 |
0,07 |
146,9 |
1,164 |
12,3 |
146,4 |
1,015 |
12,2 |
135,4 |
0,805 |
12,6 |
131 |
0,649 |
14,1 |
122,9 |
1,096 |
13,1 |
118,9 |
0,942 |
9,57 |
114,4 |
0,7933 |
9,55 |
110,2 |
0,655 |
9,95 |
106,1 |
0,525 |
11,9 |
94,5 |
0,843 |
10,8 |
90,6 |
0,718 |
11,5 |
86,4 |
0,599 |
10,5 |
82,6 |
0,491 |
11,2 |
82,5 |
0,408 |
13,4 |
З а д а ч а |
2.22К. Определить показатели разработки залежи |
|
при режиме |
растворенного |
газа. |
Площадь |
залежи 5 = |
7,5-107 м2; средняя толщина пласта |
h = 10 м; число скважин на залежи п = 300; приведенный радиус скважины гс = 0,1 м, начальное пластовое давление ро = 1 ,0 х 107 Па, давление насыщения нефти газом рн = 6,0-106 Па, пори
стость |
пласта |
^ ^ 0 ,8 - Ю -13 м2, |
начальная |
нефтенасыщенность |
||||
s„0 = |
0,8, начальная |
водонасыщенность |
sCB= |
0,2, |
плотность де |
|||
газированной |
нефти |
рн = 905 |
кг/м3; |
вязкость |
газа |
рг = |
||
= 0,015 мПа-с, время разбуривания залежи |
t* = |
10 лет. |
|
|||||
Забойное давление в добывающих скважинах в течение всего срока разработки залежи поддерживается равным 0,8 от рк.
Зависимости растворимости газа в нефти, объемного коэффи циента и вязкости нефти от давления приведены на рис. 22.
З а д а ч а 2.23Н. Изучить влияние вязкости нефти на показа тели разработки залежей при режиме растворенного газа.
За д а ч а 2.24Н. Изучить зависимость нефтеотдачи от коли чества растворенного в нефти газа и объемного коэффициента нефти при режиме растворенного газа.
За д а ч а 2.25Н. Оценить возможные погрешности, которые возникают в расчетах показателей режима растворенного газа, если пренебречь изменением вязкости и объемного коэффициента нефти при изменении давления.
64
Глава 3
РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
СИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЗАВОДНЕНИЯ
§1. РАСЧЕТ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ PQ^jiL.
ИДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ ЖЕСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ ^
Кчислу 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.
Вслучае 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 («квазиустановившийся»).
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 в 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.
3 а д а ч а 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 (/) и одного ряда добы вающих (2) скважин, показана на рис. 23. Исходные данные для
расчета: L = |
1800 м, I = |
700 м, |
|
_____ |
|||||
2ас = |
2ан = |
2а = 600 м, радиус |
|
|
|||||
нагнетательной скважины гнс= |
|
I- |
|||||||
= 0,1 |
м, |
приведенный |
радиус |
|
|||||
добывающей |
скважины |
гс = |
|
2вг |
|||||
= |
0,01 м, проницаемость |
пород |
|
||||||
|
|
||||||||
пласта |
для |
нефти |
kH— 0,25 X |
о-С |
,-1. |
||||
X 10-12 м2, проницаемость пла |
|||||||||
|
|
||||||||
ста |
для |
воды kB= 0,2 -10~12 м2, |
|
|
|||||
толщина пласта h = 10 м, вяз |
|
|
|||||||
кость нефти |
р„ — 5 мПа-с, вяз |
|
|
||||||
кость |
воды |
рв = |
1 |
мПа-с. |
|
|
|||
Число |
нагнетательных скважин |
|
|
||||||
в рассматриваемом ряду пнравно |
|
|
|||||||
числу добывающих |
скважин, по |
Рис. 23. Однорядная схема располо |
|||||||
направлению |
к которым проис- |
жения скважин |
|
||||||
3 |
З а к т № 1934 |
|
|
|
|
65 |
|||
ходит вытеснение нефти |
водой, при этом пс = пн = 3. Давление |
на забое нагнетательных |
скважин рн = 25 МПа. |
В некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода продви нулась на расстояние хв = 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,',, рв, р'с согласно схеме в |
сечении А А' |
(см. рис. 23) при q = |
1000 м3/сут. |
и всех после |
Р е ш е н и е . При |
решении данной задачи, как |
дующих настоящей главы, используем метод фильтрационных со противлений [3], согласно которому фильтрационные сопротивле ния в пласте с системой скважин подразделяются на внутренние, существующие вблизи скважин при гс < г < a/я (г — текущий радиус, а — 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 |
гнс < |
г < а н/л. |
Расход воды |
||
qBt закачиваемой |
в |
одну нагнетательную |
скважину, |
определяют |
|
по формуле |
|
|
|
|
|
2 л V ( р .. |
- |
Рн) |
|
|
|
Ч В — |
* |
|
|
|
|
1 |
° |
|
|
|
|
Рв In------ |
|
|
|
|
|
Я/"нс |
|
|
|
|
|
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 qi2. Вторая половина воды уходит вправо от ряда нагнетательных скважин 2.
Так как режим жестководонапорный, q = ПнРв — Щ с,
где <7с — дебит одной добывающей нефть скважины.
Фильтрация воды от ряда нагнетательных скважин 2 до фронта вытеснения нефти водой, отстоящего на расстоянии х — хв от ряда нагнетательных скважин, описывается, в соответствии с законом Дарси, следующей формулой:
д __ У -'«(Рн -Рв)
2 PB*VD
Соответственно на участке между фронтом вытеснения и рядом добывающих скважин 1 имеем
Я |
&HZ./j (рв |
рс)2 |
2 |
Ми |
х в) |
66
Дебиты добывающих скважин определяют по формуле
2nkHh (р ' — рс)
Яс
Мн In
Перепишем приведенные выше формулы следующим образом:
<7Мв in
Р Н■ ‘ Р н
2nnHkBh
QМр-*-в
Р Н |
р в |
2kBLh |
’ |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
9 Ми |
*в) . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ръ — Рс = |
2kuLh |
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
1 |
п |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
РМ„ In ------- |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Рс ~ Рс |
|
ЯЛС |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
2mickHh |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
После сложения приведенных формул получим |
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
а |
|
|
|
|
Мн In |
|
|
|
Р н — рс = 2Л |
Ц в |
I n |
|
Мв-^В |
. Мн О |
*в) |
лгс |
|
|||||
|
'^НС . |
+ |
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
jttiBkB |
kBL |
|
|
|
|
|
|
|
Если |
|
подставить в |
последнюю |
формулу |
значения |
входящих |
|||||||
в нее |
величин, |
приведенных |
в условии |
задачи, |
получим |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
|
10_ 3 -2,3 lg |
300 |
|
|
|
||
|
|
|
|
1000 |
|
|
|
|
|
|
|||
р н— рс |
|
|
3 , 1 4 0 , 1 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
3 , 1 4 - 3 0 , 2 - 1 0 “ 12 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
2 - 1 0 - 0 ,8 6 4 - 106 |
|
|
|
|||||||
|
|
|
10—3-100 |
|
|
|
|
5 - 10- 3 |
2 ,3 lg |
300 |
|
||
|
|
|
|
5 - 1 0 —3 (700 — 10) |
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
3,14-0,01 |
|
||||||
1 |
0 , 2 - 10—12• 1800 |
0 , 2 5 - 1 0 - 121800 |
|
3 ,1 4 -3 - 0 ,2 5 - 1 0 - 12 |
|
||||||||
= |
17,88 МПа. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Соответственно |
рс = |
7,12 МПа, |
р'с = |
18,14 МПа, рв = 22 МПа, |
|||||||||
Рн = 23,6 МПа. |
3.2. При разработке нефтяного месторождения |
при |
|||||||||||
З а д а ч а |
|||||||||||||
менена |
трехрядная схема расположения скважин (рис. 24)-. Исход |
||||||||||||
ные данные для расчета: L = |
1500 м, I = |
700 м, /12 = 600 м, 2ан = |
|||||||||||
= 2ас = |
|
2а = |
500 м. Радиус |
нагнетательных скважин гнс = |
0,1 м, |
||||||||
добывающих гс — 0,01 |
м. Вязкость нефти в пластовых условиях |
||||||||||||
рн = |
2 мПа-с, |
вязкость воды рв = |
1 мПа-с. На рассматриваемом |
||||||||||
участке |
месторождения |
длиной L |
с тремя нагнетательными |
сква |
|||||||||
жинами в пласт закачивается вода с общим расходом q. При этом в левой части от ряда нагнетательных скважин поступает вода
з* |
67 |
2 |
J |
---------- - |
|
l |
ZGH |
|
2бс |
|
|
|
c J - |
о |
О |
Д |
Рис. 24. Трехрядная |
схема |
располо |
Д |
|
|
|
жения скважин: |
|
|
I |
|
|
I н 2 — соответственно |
первый |
и второй |
|
|
|
|
ряды добывающих скважин; 3 — ряд на |
|||
|
|
|
|
гнетательных скважин |
|
|
с расходом ql2 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 пн = пС1 = пс2 = 3. Общий дебит добывающих скважин первого ряда равен qx, а вто рого q2 ф qx.
Проницаемости пласта, соответственно, для нефти и воды со ставляют kH= 0,5-10-12 м2, kB = 0,3-10~12 м2, 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 |
|||
лв = |
а/л. |
Давление |
на |
забоях нагнетательных скважин |
р„ = |
|||
= |
20 МПа, на забоях добывающих скважин первого |
ряда |
рс1 = |
|||||
= |
18 МПа, а на забоях добывающих скважин второго |
ряда рс2 = |
||||||
= |
17,8 МПа. |
|
|
|
|
|
||
|
Требуется определить расходы воды qB} закачиваемой в каж |
|||||||
дую |
из |
нагнетательных |
скважин, |
дебиты скважин |
первого qcl |
|||
ивторого qc2 рядов.
Ре ш е н и е . С 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
ql2 = qx-[-qJ2.
Приведенное соотношение получают в результате того, что рас ход воды ql2 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:
<7|дв In -------
лгнс
Р н Р н
2nHnkBh
68
<7i|iHIn
Pci |
Pci |
|
n r . |
|
2nclnkHh |
||||
|
|
|||
Pci |
Pc2 — P2 [*H ^12 |
# |
||
|
|
2kHhL |
’ |
|
Pc2 |
Pc2 — |
РгЦн In |
nrc |
|
2nc2nknh |
||||
|
|
|||
Складывая первые три из приведенных соотношений, получаем
Aq + Bq1 = pH— pel\
t/ Д _ |
И’Н* |
, |
flBln---— |
ЛГне |
|||
|
2kHhL |
+ |
2nHnkBh |
В = |
Цн In |
я Г г |
|
|
|
||
2nzlnkHh |
|
||
|
|
||
После сложения последних трех соотношений имеем |
|||
Cq% |
Bqj = Pci |
Рс2» |
|
|
|
|
гг |
__ |
М-Н ^1 |
|
И-н In ягс |
С - |
2kHhL |
|
2nc27iknh |
|
|
||
В итоге получаются следующие соотношения: |
|||
Qi + |
{q-2 + 2) = q!2; |
||
A q + Bq1 = pH— pcl; |
|||
Cq2 |
Bqi = Pd |
Pc2* |
|
Эти соотношения при заданных рн, рсi и рС2 можно рассматри вать как систему алгебраических уравнений для определения qlt
цг и q. Решая приведенную |
выше систему, окончательно имеем |
|||||||
?2 |
(2А + |
В) (рс1 — рсг) + В (рн — Pci) |
|
|
|
|||
|
(Л + С) В + |
2ЛС |
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
||||
9, |
СЦъ |
(Pci Рсг) |
|
|
|
|
|
|
|
В |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
||
Вычислим вначале р2Для этого определим А, В |
и С. Имеем |
|||||||
|
|
|
|
1 • 10- 3-2,3 lg |
250 |
|
|
|
А = |
2 -10—3•700 |
|
3,14-0,1 |
= |
140,9-10е х |
|||
+ |
|
|||||||
2-0,5 -10-12-15-1500 |
2-3,14-3-0,3-10~1а-15 |
|||||||
|
|
|
||||||
X Па-с
1 |
|
z |
з |
|
t |
|
|
|
|
|
|
T |
t |
~ |
t |
о |
|
|
|
|
|
|
|
д— со |
о |
|
о |
о |
|
Рис. 25. Пятирядная схема располо |
|||||
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
жения |
скважин: |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
/, |
2 и 3 — ряды |
добывающих? скважин; |
|||
|
|
|
|
|
|
4 |
— ряд нагнетательных скважин |
||||
2 -1 0 —3*2 ,31g |
___ 2 5 0 _ _ |
|
|
|
|
|
|
||||
3,1 4 -0 ,0 1 |
|
|
|
Па-с |
|
|
|||||
В = |
|
|
|
127 10е |
|
|
|||||
|
6 ,2 8 -3 0,5- Ю- 1 2 - 15 |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
2 -1 0 —3-2,31g |
250 |
|
|
||
с = |
|
2 - 10~3 -600 |
|
3 ,14 -0,01 |
|
||||||
|
|
|
|
|
■= 180-106, |
||||||
|
|
|
|
|
6 ,2 8 -3 - 0 ,5 - 1 0 —12- 15 |
||||||
2 -0,5- Ю- 1 2 - 15-1500 |
|
|
|||||||||
Цг = |
(2 -140,9 + |
1 2 7 - 0 ,2 + |
127-2) 1Q12 |
|
0,00626-105 м3/с = |
||||||
|
|
180) 127 + 2 - 1 4 0 ,9 - 1 8 0 - 1012 |
|
||||||||
(140,9 + |
|
|
|
|
|||||||
= 626 |
м3/сут; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
cjc2 = 626/3 = 208,7 м3/сут; |
|
|
|
|
|
|
|||||
(180-0,00626— 0, 2) 106 |
п ЛЛ_0 |
,, |
сол |
|
3/ |
||||||
а, = —------------------- —-----= |
0,0073 м3/с = 630 |
м3/сут; |
|||||||||
4 |
|
|
127-10е |
|
|
|
|
|
|
|
|
^с1 = 210 |
м3/сут; |
|
|
|
|
|
|
|
|
||
<7 = 1886 |
м3/сут, |
7в= 629 |
м3/сут. |
|
|
|
|
||||
З а д а ч а |
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, |
|||||||||
I - |
- 500 |
м, |
/ 1 2 = |
400 |
м, |
2ан = 2ас = 2а = |
300 |
м, |
пн = |
пС1 |
= |
= |
пС2 = |
3, |
г„с = |
0,1 |
м, |
гс = 0,001 м. Вязкость |
нефти в пласто |
||||
вых условиях J L нL |
= Ю мПа-с, вязкость воды |
рв = |
1 |
мПа-с, |
kн = |
||||||
= |
0,3■ 10—2 |
м2, |
kB = |
0,20-10-12 м2, h = 20 |
м. |
Осуществляется |
|||||
поршневое вытеснение нефти водой. В момент времени, когда вода, вытесняющая нефть, проникает на расстояние от нагнетательных
скважин г = a/я, |
в |
условиях |
жесткого водонапорного |
режима |
|||||||||
наблюдались |
следующие |
дебиты |
рядов: qx = 2,5-10~‘ м3/с, |
q2 = |
|||||||||
= 2,0 -10_3 |
м3/с. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
Требуется |
определить давления рС1 и рС2 в добывающих сква |
|||||||||||
жинах при условии, |
что |
давление нагнетания в этот момент раз |
|||||||||||
работки месторождения было |
равным 15 МПа. |
|
|
|
|
||||||||
|
О т в е т , |
pci = |
8,8 МПа, |
рс2 = 8,2 МПа. |
|
|
|
|
|||||
|
З а д а ч а |
3.4. Разработка нефтяного месторождения осущест |
|||||||||||
вляется при |
пятирядной |
схеме |
расположения |
скважин |
(рис. 25) |
||||||||
с |
применением заводнения. |
|
|
м, |
I = |
800 |
м, |
112 = |
|||||
= |
Исходные |
данные |
для |
расчета: L = 2100 |
|||||||||
700 м, |
/23 = 700 |
м, |
2ст„ = |
2ас = 2а — |
700 |
м, |
г„с = |
0,1 м, |
|||||
70