Определение основных показателей разработки залежи нефти при режиме растворенного газа

Вязкость газа сизменением давления меняется незначительно и ее при расчетах можно  считать постоянной. Предполагая, что газ, растворенный в нефти, идеальный, можно записать:

 

Тогда:

 

 

Так как фазовая проницаемость для нефти при начальной нефтенасыщенностн равна абсолютной, то считают, что нефтенасы-щенность на контуре питания при равна единице, т.е.               .

Отбором нефти за счет упругого запаса со снижением давленияот начального пластового до давления насыщения можно пренебречь. Следовательно, Если при построении зависимости от использовать шаг равный 2*106 Па, то для = 5,8* 106 Паполучим:

 

 

 

Дебит нефти определяем по следующей зависимости:

 

где ; .

 – фазовая  проницаемость пласта для нефти принефтенасыщенности на контуре , доли еденицы.

При нефтенасыщенности, равной 1, Тогда:

 

 

 

Вычислим дебит нефти при давлении на контур при давлении Па и насыщенности 0,9712. 

 

 

 

Время, за которое насыщенность снижается oт до

 

где — промежуток времени, в течение которого насыщенность снизилась с до . Для первого промежутка времени имеем: 
 
Проведем весь комплекс расчетов для Па.

 

 

 

 

 

 

 

 
Из результатов расчетов (Таблица №1) следует, что общий срок эксплуатации зоны дренирования одной скважины составляет  или 517,5 сут (1,418 года). 

Таблице №1- результаты расчетов показателей разработки при режиме растворенного газа

6	5,9	111	1	3,5	213,7	5,29
5,8	5,9	111	0,9712	3,4	194,1	4,614	21,4
5,6	5,7	126,5	0,9354	3,3	170,9	3,894	31
5,4	5,5	201	0,9217	3,2	162,2	3,535	11,67
5,2	5,3	245	0,9084	3,1	154,1	3,204	13,05
5	5,1	297,3	0,8975	3	147,5	2,922	11,32
4,8	4,9	346,1	0,8967	2,9	146,1	2,75	0,06
4,6	4,7	339,9	0,8863	2,8	140	2,496	11,94
4,4	4,5	390	0,8765	2,7	134,4	2,263	11,54
4,2	4,3	440,3	0,867	2,6	128,8	2,042	11,31
4	4,1	429,7	0,8597	2,5	124,6	1,85	11,24
3,8	3,9	529,8	0,8507	2,4	119,7	1,66	9
3,6	3,7	581	0,8423	2,3	115,1	1,48	35,4
3,4	3,5	628,6	0,8347	2,2	111,1	1,32	11,96
3,2	3,3	668,2	0,8271	2,1	107,1	1,17	11,73
3	3,1	706,5	0,8189	2	102,8	1,02	13,34
2,8	2,9	749,7	0,81	1,9	98,3	0,876	17,72
2,6	2,7	795,1	0,8015	1,8	94,1	0,746	19,49
2,4	2,5	835,3	0,792	1,7	89,5	0,621	21,07
2,2	2,3	881	0,7837	1,6	85,7	0,509	23,09
2	2,1	909,6	0,7762	1,5	82,4	0,408	27,3
1,8	1,9	918,3	0,7678	1,4	78,9	0,313	43,4
1,6	1,7	928,6	0,7596	1,3	75,6	0,225	58,7
1,4	1,5	920,3	0,7458	1,2	71,2	0,141	90,8
1,2	1,3	927	0,7376	1,1	67,1	0,066	182,2
1	1,1	909,5	0,7244	-	-	0,033	364,8

 

 

Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа показана на Графике №1 (Приложение А). 
Нефтеотдача к концу срока разработки составит 
 
где — объемный коэффициент при давлении, равном давлению насыщения; — объемный коэффициент при давлении, равном давлению в добывающей скважине.

Подставив в формулу соответствующие значения, получим 

Для каждого этапа нефтеотдачу рассчитывают по формуле

 
где — нефтеотдача на i-м шаге, доли единицы.

Накопленная добыча на каждом шаге

 
где – накопленная добыча нефти на i-ом шаге, кг.

  Добыча соответствует времени .Поставив в формулу значения, соответствующие давлению 5,8 МПа, получим

 

 

 

Для 5,5Мпа получим

 

 

 

 

Результаты расчетов динамики добычи нефти при режиме растворенного газа сведены в Таблице №2. Эти данные соответствуют одновременному вводу в эксплуатацию всех скважин.

 

Таблице №2 – динамика добычи нефти при режиме растворенного газа

			Время, сут				Время, сут
0,9712	0,0283	1,05	24,4	0,8271	0,1446	7,25	300
0,9354	0,0559	2,06	48,7	0,8189	0,1486	7,48	330
0,9217	0,0796	2,93	71,1	0,81	0,1534	7,72	363
0,9084	0,1147	3,64	91,8	0,8015	0,1578	7,93	402
0,8975	0,128	4,23	111,2	0,792	0,1618	8,14	363
0,8967	0,139	4,72	130,1	0,7837	0,1654	8,35	402
0,8863	0,15	5,15	148,8	0,7762	0,1689	8,57	448
0,8765	0,159	5,53	167,7	0,7678	0,1734	8,78	504
0,867	0,167	5,87	187	0,7596	0,1777	8,98	578
0,8597	0,175	6,18	206,8	0,7485	0,1822	9,2	671
0,8507	0,183	6,5	227,7	0,7376	0,1866	9,43	823
0,8423	0,189	6,8	249.7	0,7244	0,191	9,68	1123
0,8347	0,191	7	273,8

 

 

Изменение накопленного отбора нефти во времени показано на Графике №2 (Приложение А).

 

Запасы нефти в залежи можно вычислить по формуле

 

 

Суммарная добыча нефти за весь срок разработки составит

 

 7,24* кг.

Суммарное время разработки всей залежи

 

где  - время эксплуатации одной скважины, с,

 

Добыча нефти возрастает до тех пор, пока первая добывающая скважина не выйдет из эксплуатации (1,42 года). В дальнейшем введению в эксплуатацию очередной скважины будет соответствовать окончание работы другой. Поэтому в основной период разработки добычу нефти можно считать постоянной. Падение добычи нефти начнется после бурения последней добывающей скважины. Период падения добычи будет равен сроку эксплуатации одной скважины (1,42 года). Таким образом, график изменения добыч нефти во времени будет иметь вид равнобедренной трапеции. Для определения уровня стабилизированной добыча нефти составим следующее уравнение:

 

Тогда

 

Динамика добычи нефти на залежи показана на Графике №3 (Приложение А).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Проведены технологические расчеты для режима растворенного газа с добывающими скважинами, расположенными по треугольной сетке на расстоянии 380 м друг от друга.

Расчеты выполнены для модели однородного пласта. Проницаемость пласта 9,2·10-13 м2, пористость 0,45 долей единиц, средняя толщина пласта 9 м, начальная нефтенасыщенность 0,8 долей единиц, начальная водонасыщенность 0,2 долей единиц, вязкость газа в пластовых условиях 0,06 мПа×с, плотность дегазированной нефти 885 кг/м3.

Прогноз выполнен на 10 лет. Количество добывающих скважин 200. Порядок ввода скважин: введение в эксплуатацию скважин поочередно.

Из полученных результатов следует, что для месторождения максимальная текущая добыча нефти будет достигнута на 3,55 год, накопленная добыча нефти к концу расчетного срока составит 16,05·109 т., а коэффициент нефтеотдачи достигнет 0,26 долей единиц.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 Список  использованных источников

 

1. Сборник задач по  разработке нефтяных месторождений для вузов [Текст] / Ю.П. Желтов [и др.] –М.: Недра, 1985. – 296 с.

2. ГОСТ Р 53710-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования

разработки [Электронный ресурс]. – Введ. 2011–07–01. – Режим доступа:  http://protect.gost.ru.

3. Руководство по созданию  и использованию постоянно действующих  геолого-технологических моделей  месторождений углеводородного  сырья /Министерство природных ресурсов  России [Электронный ресурс]. – М., 2006. – 145 с.

4. Учеб.-метод. пособие к курсовому проектированию по дисциплине «Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений»: учебное электронное издание (© 2008 Уфимский государственный нефтяной технический университет); производитель: Уфимский государственный нефтяной технический университет (филиал в г. Октябрьском), номер государственной регистрации 0321100089 от 25.01.2011. – (0,615 Мб). – 37 с.

 

 

 

 

 

 

 

 

 Приложение  А. - Перечень демонстрационных материалов 

Плакат №1 - Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа

 

 

Плакат №2 - Изменение накопленного отбора нефти во времени

 

 

 

 

График №3 – динамика добычи нефти