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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 [ 192 ] 193 194 195 196 197 198 199

4. Высоту ВНК в трещинах, необходимую для удовлетворения условий п. 3, предположив наличие гравитационного дренирования. Условия гравитационного дренирования такие же, как и в п. 4 (см. задачу А).

Исходные данные: свойства пород; /Сн = 10-" • 1О мкм; ф = 0,12; 5в.св = 0,27; Ср = 6,53-10- 1/МПа; Фэф = 0,12x0,73 = 0,087; /Со.н = 0,7; свойства жидкостей: „=1,25; рн = 1,4 мПа-с; 7н = 0,82 кг/дм; 7н=1,08 кг/дмЗ; Сн=1,16-102 1/МПа; Св = 4,35-10-* 1/МПа; Р„ач=26 МПа; Pnar, = 18,0 МПа. Общая мощность Я=100 м, форма и размер блока соответствуют кубу со стороной 1 м.

Решение

1. Коэффициент продуктивности /./. Теоретические предпосылки

Дебит для единичного блока матрицы в случае упругого режима представляет собой сумму дебитов для каждой нз шести граней кубического блока. Перепад давления АР между центром блока (рис. С.1) п трещиной направлен вдоль отрезка длиной а/2. В этом случае

а"

М-нбн а 12

= 12

Кп АР

Хнбн 1 /а

(С.1)

Коэффициент продуктивности для единичного блока при этом составит

Кп

Хнб„ На

(С.2)

Коэффициент продуктивности скважины является суммой коэффициентов продуктивности для п блоков. Внутри коллектора, где высота резервуара Яря полагается постоянной:

"бл - lKOna/len - -

(С.З)

Таким образом.

/снв=12

М-н бн а

(С.4)

1.2. Численная оценка

Коэффициент продуктивности по уравнению (С.4) равен

Рис. с.1. Модель блока матрицы в форме куба

(?, мУсут юооо г

вооо -

6000 -

шо -

2000 -

Рис. С.2. Зависимость дебита скважины Q от темпа снижения пластового давления при упругом режиме

Р/.„„= 12

0.0Э110-*

1,4X1,25X100

,д(500)Х100 1 ~~

= 5,38-103 см»/(с-МПа);

6 ap/atmhb = 4.65- 10мЗ/(cyт-0,1 МПа).

II. Дебит скважины

Изменения дебита скважины при различных скоростях снижения давления от 0,1 до 8,0 МПа/год приведены на рис. С.2. Рассмотрим случай, когда скорость снижения давления

АР/Д = 0,1 МПа/год; ДР,у, = ДРгод/365=2,73. Ю-ДРод. (С.5)

Дебит скважины

Qckb = /скв АР = 46,5 • 10 X 2,73 • 10"*,

Q,„3= 127 мсут.

Отметим, что при упругом режиме дебит скважины при Д" = = 10~-10~ мкм достаточно высок при низких темпах снижения пластового давления.

На рис. С.2 прямая линия отражает зависимость Q от Др/А/. Для значений Ap/At, равных 2 МПа/год, дебиты Q соответственно составят 1270 и 2500 мсут.

III. Определение дебита скважины при упругом режиме по методу материального баланса

/./. Теоретические предпосылки

Уравнение материального баланса при упругом режиме можно записать в следующем виде:

ад = С„.р /VB„.„a4 (Рнаснач - „ас) (Сб)

И представить в дифференциальной форме как добычу на единицу снижения давления в залежи:

Я - Я

нас.нач нас

АЯ„„

= с,

дг н.нач

(С. 7)

Потенциальная продуктивность залежи, как и дебит, зависит от темпа снижения пластового давления == APp/At. Поэтому

дебит скважины должен быть равен:

tCKB.ynp - - S„C ас

нас ""н-р "

Поскольку запасы нефти в пластовых условиях в зоне скважины, дренирующей площадь радиусом Гдр при общей мощности пласта Я, задаются выражением

= ЯФ (1 - = ЯФзф/Бн.нач (С.9)

дебит скважины с учетом уравнения (С.8) составит:

QcKB.ynp = = D ЯФзфС„.рД /в,,

н-нач нас

(СЮ)

•в.нач

III.2. Численная оценка

Сжимаемость Сп.р определяется следующим образом:

С„р= 1,16-10- --QQ + -Q" = 1,26-10- 1/МПа. "• 0,73

Дебит скважины QcKB.ynp при Dp = =2 МПа/год с учетом

всех исходных данных составит

QcKB.ynp = З.ИхбООх 100х0,087х 1,26-10-х2,0/(365х 1,25) = = 33 м*/сут.

Примечание. При темпе снижения пластового давления Dp =2 МПа/год = 0,0548 МПа/сут дебит составляет всего

33 м/сут, что значительно ниже требуемого дебита 400 м/сут. Требуемый условием задачи дебит может быть получен только в том случае, если добыча будет осуществляться с помощью некоторого вспомогательного механизма вытеснения в дополнение к упругому режиму работы залежи.