Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 [ 14 ] 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Рис. 2.3. Кривые распределения иасыщеииостеп пласта в многорядной системе скважии на моменты времени /i, tj, t, (по В. С. Орлову). /, , / - ряды скважии

можно построить зависимости их во времени и определить накопленную добычу нефти во времени QmO). Отношением QhhCO к балансовым запасам Увал определяют текущую нефтеотдачу H](t).

Выше принято, что по мере подхода фронта вытеснения к ряду скважин ряд отключается независимо от обводненности продукции его скважин. Установлено, что скважины внешних рядов целесообразно эксплуатировать до достижения очень высокой обводненности продукции (90-95 %) Для учета продолжающейся эксплуатации скважин в многорядных системах принимают, что зависимость насыщенности s от координаты х после прорыва воды в г-й ряд скважин имеет такой же параболический характер, как и до прорыва воды в первый ряд. Вершина этой параболы будет перемещаться по линии размещения рядов скважин в зависимости от положения фронта вытеснения (рис. 2.3). Тогда расчеты выполняют аналогично, только внутренние и внешние сопротивления в водонефтяной зоне умножают на коэффициент оф, который определяют по насыщенно-стям г, на линиях рядов. Последние вычисляют в зависимости от суммарного количества жидкости, прошедшей через .линию данного ряда.

Для определения нефтеотдачи строится функция

(2.117)

где Ф(/г) - доля числа трубок потока, имеющих проницаемость от О до от общего числа трубок:

Ф(й)=.

(k)dk

(2.118)

Для определения содержания нефти и воды в потоке, проходящем через заданное сечение, строится функция

\ h{k)kdk

h{k)kdk

, (2.119)

характеризующая текущий расход жидкости через совокупность трубок тока с проницаемостью от О до в долях от общего текущего расхода жидкости (через все трубки тока).

Функция FQi) непосредственно выражает долю нефти в продукции f2W = Qh/(Qh-1-Qb)=Qh/Q, тогда доля воды Пв=1-

Добыча нефти по каждому работающему в момент времени t ряду

где QjCO - дебит жидкости этого ряда в момент времени , Vi

{F\{oo)-значение вспомогательной

й;(0 = «„(ОО)

<=1

функции Fx{k) при /г = оо; У, -объем порового пространства, заключенный между сечениями i- и г-1-го рядов; Q;(О-полное количество жидкости, прошедшей с начала разработки к моменту t через сечение г-го ряда; Qj (О = S. \ Qx (О •

Затем определяют долю воды в продукции и добычу воды во времени. -Если заданы забойные давления, то необходимые для расчетов дебиты и отборы определяют по уравнениям интерференции для однородного пласта, при этом средняя эффективная проницаемость этого расчетного однородного пласта

Jkf {k)dk

J f{k)dk

(2.121)

По вспомогательной функции определяется коэффици-

ент нефтеотдачи пласта

fi (fe/)-fi (fe/-i)

ц - Лп-Z

ki(t)-ki.i (t)

(2.122)

где kj(t) и Fi(kj), kj-i(t) и FCVi) - значения аргумента и функции в момент времени t мя j- н (/-1)-го сечений участка;

Пп= (1-5св-5он)/(1-5св) - потенциально возможная нефтеотдача в малом образце данного пласта, достигаемая при бесконечно долгой его промывке водой и обусловленная микронеоднородностью породы; она близка к коэффициенту вытеснения, полученному в Лабораторных условиях при достаточно длительной (но не бесконечной) промывке.

Если сопоставить формулы (2.122) и (1.9), то установим, что второй множитель в формуле (2.122) учитывает неполноту промывки водой макронеоднородного (по проницаемости) продуктивного пласта, возможное образование малопромытых застойных зон в неоднородном непрерывном пласте и равен коэффициенту охвата пласта заводнением rio.

Для прерывистого пласта распределение трубок тока по залежи определяют по картам распространения слоев, прослоев или зональных интервалов. «Сложив» карты по всем слоям, строят расчетную модель прерывистого пласта. Для нее с учетом доли каждого слоя в общем объеме рассчитывают коэффициент К„ охвата пласта процессом вытеснения, обусловленный прерывистостью и линзовидностью. Тогда коэффициент нефтеотдачи

(2.123)

При расчете закачки воды определяют объем закачки, приемистость нагнетательных скважин и их число. Объем закачки зависитот запроектированного отбора жидкости и среднего давления Рн на линии нагнетания, под которым понимают среднее интегральное давление вдоль этой линии, обеспечивающее замену фактической системы размещения нагнетательных скважин расположенной на ее месте равнодебитной нагнетательной галереей. При законтурном или приконтурном заводнении давление Рн может быть равно (наиболее часто применяется), больше или меньше (очень редко применяется) начального пластового давления рИГ = рк- Тогда суммарный расход закачиваемой воды Qhb при установившемся процессе можно записать из балансового соотношения соответственно для этих случаев:

N N N

Qhb = Z Ql> Qhb = Е Qi + QyT, Qhb = E Qi-Qnp, ГДе Qi - ДС-

бит скважин t-го ряда, определяемый по уравнениям интерференции; N - число рядов добывающих скважин; Qyr, Qnp-расход утечек закачиваемой воды в законтурную область и притока законтурной пластовой воды в залежь. Утечка воды в законтурную область зависит от перепада (репрессии) давления (рн-Рк), коллекторских и упругих свойств, строения пласта в законтурной области. Если за линией нагнетания в стороне, противоположной залежи, имеется тектоническое нарушение или

литологическое замещение коллектора непроницаемыми породами, то QyT = 0. Утечку (приток) воды можно оценить по формулам для упруговодонапорного режима (см. § 2.3). Если задан график закачки во времени, что может быть обусловлено строительством и расширением системы ППД, то определяют РнСО заменяя нагнетательные скважины нагнетательной галереей и все работающие ряды добывающих скважин эквивалентной добывающей галереей.

Средняя приемистость нагнетательной скважины

2п>(Рзн-Рн) (2.124)

Ивгз In

где кв - фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины (при внутриконтурном заводнении обычно в= (0,5-0,6) к; 2з - коэффициент, учитывающий загрязнение призабойной зоны нагнетательной скважины (определяется по данным опытной закачки) или по промысловым данным, полученным на аналогичных месторождениях); Гс -радиус нагнетательной скважины; бн - половина расстояния между нагнетательными скважинами; рзн = Рнас + ЯрвёГ-Ртр - давление на забое нагнетательной скважины; Я - средняя глубина скважин; рнас -давление на выкиде насосов; ртр -потери давления на трение в водоводах и в стволе скважины.

В уравнении неизвестны q„ и а„. Так как Ан = Рнв/пнс, 2ан = = Влн/пнс, то уравнение (2.144) преобразуют к виду

Q.BiBZs(i B--In „Л, (2.125)

, -Рн) \ 2ягс J

Пнс =

2Tckh {рз

откуда графоаналитическим методом или путем последовательных приближений находят число скважин Ппс, где Влн - длина линии нагнетания. Затем определяют и 2ан.

Технологические показатели совместной работы рядов добывающих и нагнетательных скважин при законтурном или приконтурном заводнении можно рассчитать также по уравнениям интерференции типа (2.45), учитывая в схеме сопротивлений нагнетательные скважины и включая внешнее фильтрационное сопротивление между линией нагнетания и условным контуром питания с радиусом R«(t). При внутриконтурном заводнении QyT=0, а для определения технологических показателей работы добывающих и нагнетательных рядов составляют систему уравнений интерференции (удобнее по аналогии с первым законом Кирхгофа).

Опыт разработки многих месторождении и результаты теоретических исследований подтвердили обоснованность принципа организации системы заводнения с целью поддержания пласто-

вого давления на уровне, близком к начальному, с самого начала ввода месторождений в промышленную разработку. Однако если начальное пластовое давление рл" == Рк и равно давлению насыщения рн или незначительно его превышает, то при снижении забойного давления рз ниже рн в залежи неизбежно развивается режим растворенного газа, который впоследствии переходит в смешанный режим вытеснения газированной нефти водой. Лабораторными н теоретическими исследованиями для идеальных условий было установлено, что с позиций получения приемлемых коэффициентов нефтеотдачи текущее пластовое давление допустимо снижать до (0,8-0,9) рн, а забойное рз до 0,75 Рн. Эти особенности следует учитывать при расчете показателей разработки месторождений.

Из подземной гидрогазодинамики известно, что расчет установившейся фильтрации газированной нефти можно свести к расчету установившейся фильтрации несжимаемой жидкости вводом функции Христиановича или фиктивной вязкости нефти. Тогда расчеты выполняют аналогично с использованием метода эквивалентных сопротивлений, только в них вводят вместо истинной вязкости нефти (Хн фиктивную вязкость }гф = = }гн(Рн)&н(Рн)/Анг, коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления в зоне вытеснения / ((хо, Scb), а также при расчете срока разработки вместо коэффициента использования объема пор бн записывают среднюю водонасыщенность в зоне вытеснения Scp(ho. Scb). Здссь \1в(Рв), ЬнСрн) обозначзют абсолют-ную вязкость и объемный коэффициент нефти как функции давления насыщения рн; (хо=(Хв/цн- отношение вязкостей воды и нефти; Лиг - коэффициент, зависящий от свойств нефти и газа [17].

Расчеты выполняют параллельно при режиме растворенного газа и при режиме вытеснения газированной нефти водой. Критерий перехода с режима растворенного газа на режим вытеснения газированной нефти водой - равенство дебитов при заданных забойных давлениях или равенство забойных давлений при заданных дебитах. Сначала принимают, что все ряды, кроме первого, работают при режиме растворенного газа. Для скважин этих рядов расчеты ведут при режиме растворенного газа, а для первого ряда по уравнениям интерференции с учетом особенностей расчета вытеснения газированной нефти водой определяют его дебит при перемещении ВНК от первоначального положения до линии первого ряда.

Затем принимают, что при напорном режиме вытеснения работает уже два ряда и для них аналогично ведут расчеты. Дебиты скважин при обоих режимах работы изменяются во времени. После того, как дебит скважин второго ряда при режиме растворенного газа станет меньше дебита при напорном ре-90

жиме, считают, что второй ряд перешел на напорный режим. Проектное время до перехода второго ряда на напорный режим работы рассчитывают по дебиту одного первого ряда.

Дальше принимают, что при напорном режиме работает три ряда скважин, определяют момент перехода третьего ряда на напорный режим, проектное время до перехода третьего ряда на напорный режим рассчитывают по дебиту первых двух рядов и т. д. Аналогично выполняют расчеты забойных давлений при заданных дебитах, сопоставляя только забойные давления.

С другими расчетными методиками можно познакомиться в работе [1].

§ 2.5. принципы разработки нефтяных месторождении

с газовой шапкой, подошвенной и краевой водой

Нефтяные залежи с газовой шапкой называют нефтегазовыми (рис. 2.4). На выбор системы и технологии разработки нефтегазовой залежи влияют условия залегания нефти и газа, соотношения объемов нефтяной оторочки и газовой шапки, толщина нефтяной оторочки, ширина (по площади) нефтяной оторочки, чисто нефтяной, газо- и водонефтяной зон, структурная форма ловушки, активность пластовой воды.

По активности пластовой воды можно выделить залежи, имеющие достаточно активный напор пластовых вод (с учетом темпов отбора углеводородов), и замкнутые залежи. В замкнутых залежах, в которых пластовые воды малоактивны или связь с законтурной -областью затруднена либо вообще отсутствует, основной источник энергии - энергия растворенного газа и газа газовой шапки. В залежах с активной пластовой водой нефть можно добывать за счет использования напора воды при подчиненной роли растворенного газа и газовой шапки.

По условиям залегания нефти, газа и воды можно выделить два основных типа нефтегазовых залежей: 1) залежь с краевой водой или с крыльевой нефтяной оторочкой (рис. 2.4, а); 2) залежь с подошвенной водой или со сводовой нефтяной оторочкой (рис. 2.4, в).

В залежах первого типа этаж газоносности больше толщины продуктивного пласта; выделяются два контура нефтеносности и два контура газоносности (внешний и внутренний), между которыми размещаются водонефтяная, нефтяная, газонефтяная и газовая зоны. Вместо нефтяной зоны может быть двухконтактная зона - газоводонефтяная, расположенная между поверхностями газонефтяного и водонефтяного контактов (ГНК и ВНК). Для этих залежей отношение площадей ГНК и ВНК (поверхностей) к общей площади залежи (по внешнему контуру нефтеносности) составляет менее нескольких десятых (около 0,1).