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 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200

эксплуатационная производительность или потенциалы скважин снижаются еще более, чем это показывают кривые на фиг. 107 и 109.

Изменение коэффициентов продуктивности (на фиг. 107 и 109) можно использовать для построения кривых падения нефтеотдачи в пластах с энергией исключительно растворенного газа. Так, например, при допущении, что все скважины тождественны и что n{t) представляет число скважин, пробуренных и дающих

1 г 3 5 6 7 8 9 W и П 13 i 15 J6> CyM4fi7/Has Hecpmeomdaiici от троВого пространстба о/о

Фиг. 109. Расчетные кривые падения коэффициента продуктивности в гипотетических пластах с режимом расворенного газа для нефтей различного

удельного веса.

кривые /, , /, IV vi. V относятся соответственно к уд. весам 1,00; 0,938; 0,875;

0,823; и 0,778.

нефть во время t, - можно выразить дебит месторождения в це-лом как

где Ар - общий перепад давления для эксплуатационных скважин, а Р - конечная нефтеотдача за время t.

Если месторождение разрабатывается без контроля нефте-отбора, можно принять Ар в долях пластового давления а>, которое в свою очередь так же, как и Сп, можно считать функцией суммарной нефтедобычи, выраженной кривыми аналогично фиг. 97, 98, 100 и 101. Отсюда уравнение (2) можно формально интегрировать как

Если скважины работают в различных условиях противодавления, то значение а можно ввести в уравнение (2) и последующее интегрирование выполнять в основном указанным способом.

выражая неявно конечную нефтеотдачу функцией времени. В таком виде правая часть уравнения (3) представляет суммарное время нефтеотдачи, выраженное скважино-месяцами или сква-жино-годами, но может быть также выражено явно как функция времени, если считать, что процесс разработки пласта п {t) известен. Функции, которыми описываются процессы разработки, приближенно определяются из

n = N{\

где Л - конечное число пробуренных скважин

Во избежание получения ненадежных абсолютных значений коэффициента продуктивности можно принять C„i как начальный Сп из наиболее ранних исследований скважин, так что а Cni Pi представляет начальные дебиты Qi первых пробуренных скважин. Урашение (3) можно переписать:

Qi J

QiJ (PlPiXCJCni)

fnit)

Чтобы показать значение этого приближенного решения, был вычислен интеграл в левой части уравнения (5) для гипотетического пласта, дающего сырую нефть с плотностью 0,875 г/см, описанную данными табл. 14. Продуктивная площадь пласта принята 1600 га, мощность 12 ж, пористость 25%; плотность разбуривания-16 га на скважину. Начальный «потенциал», т. е. apiCnu был принят 80 м/сутки.

Были приняты три различные 1варианта разработки пласта, а [Именно:

1) л-ЮОС! -

2) п-20/; 0</<5, п = 100; />5,

3) л =100.

Первый вариант относится к типу первого выражения из уравнения (4). Второй обозначает ежегодное буренрю 20 скважин, пока за 5 лет не будут закончены 100 скважин, дающих площадь уплотнения 16 га/скважин. Последний вариант представляет идеальный случай, когда все бурение завершено до начала эксплуатации.

На фиг. 110 приведены кривые зависимости падения нефтедобычи и конечной нефтеотдачи от времени, вычисленные из этих допущений.

1 Hd практике количество эксплуатационных скважин не является непрерывно растущей функцией времени. Вследствие изменения эксплуатационной производительности отдельных скважин их забрасывают по мере истощения. Они не остаются в эксплуатации в течение всей разработки месторождения, как этого требует уравнение (4).

На фиг. ПО имеются также кривые падения давления, где последнее выражено в долях его начального значения. Полученные кривые падения нефтедобычи и конечной нефтеотдачи повторяют качественно фактршеские кривые, наблюдаемые для более старых, работавших бесконтрольно, месторождений с режимом растворенного газа. Вследствие многих упрош,ений, лежащих в основе полученных кривых, не следует приписывать большого

0.8 О

f г 3

5 в 7 в 9 10 а fZ 3 1 15 f6 П 18 время, годы

Фиг. ПО. Расчетные кривые приближенных текущих дебитов, падения пластового давления и суммарной нефтеотдачи в гипотетических пластах с режимом растворенного газа во времени и для различных проектов

разработки.

Кривые / соответствуют условию, при котором все 100 скважин были пробурены до начала

эксплуатации. Кривые -п= 100(1-е 0,70 - числу скважин ко.времени i (в годах). Кривые /-буремие ведется 5 лет и ежегодно выходит из бурения 20 скважин. Общая площадь продуктивного пласта 1600 га, мощность пласта 12 м\ пористость 25%. Максимальная начальная производительность схважкны 80 мЩсутка. Динамика нефтедобычи принята для нефти удельного веса 0,875 и условий, приведенных на фиг. 101; 1 - физически возможная суммарная нефтеотдача; 2 -суммарная добыча нефти; 3 - пластовое давление;

4 - дебит.

значения численным величинам фиг. ПО. Последние основываются на допущении, что месторождение не подвергается контролю, - положение, редко встречающееся в текущей промысловой практике. Однако метод вычислений, примененный для получения кривых на фиг. ПО, можно использовать, когда в месторождении проводят ограничения по отбору жидкостей. Тогда соответствующее значение среднего дебита на скважину выражается ЛрСп- Если Лр выражена в долях текущего пластового давления, то значение пластового давления или конечной нефтеотдачи для требуемого ЛрС можно определить из вычисленных кривых давления и из зависимости Сп от конечной нефтеотдачи согласно фиг. 101 и 109. Полученные пластовое давление и сум-