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

согласно известной зависимости (4), имеем ао,,, {Ря)> расчеты по формуле (5) позволяют установить зависимость (при заданном уровне поддерживаемого давления в залежи)

Qs = QAt). (9)

Учитывая, что

QAt) = lqAt)dt, о

дифференцирование (9) дает зависимость изменения во времени дебита поступающей в залежь воды

gn = gAt). (10)

Давление на подвижной границе раздела газ-вода принимается равным среднему пластовому давлению в залежи, т. е.р (R, t) р (t). Следовательно, уравнение (8) может быть переписано так:

С использованием (10) и (11) определяем зависимость изменения во времени давления на окружности радиусом R(,:

р{Иб) = р{Вб, t). (12)

В расчетах второго приближения, например, по уравнению (7) с учетом (12) находим зависимость

p{R,) = p{R,, t). (13)

По значениям давления на расстояниях R (t) и R, уточняем зависимость изменения во времени среднего давления в обводненном объеме пласта

P. = pAt). (14)

Для этого воспользуемся выражением для средневзвешенного по обводненному объему залежи пластового давления:

°«oc.(p;)(Qh-Q(0) j P=°oc.(Pe)-«;pzW ! Р

Q„-Q (/) Он-О С)

(15)

«3

R(t)

л (О

г dr.

Отсюда имеем

R\ In-

V R%-Ri{t) 2 /

(16)

Применение формулы (16) для рассматриваемых моментов времени позволяет уточнить зависимость = Рв (О (и соответствующие значения z (рв) и «0,, (Рв))- По уточненным зависимостям «ост = = «ост (Рв) и Рв = Рв (О уточняются срсдние значения фазовой проницаемости для воды в обводненной зоне пласта на разные моменты времени. Если изменения давления в обводняемом объеме незначительны, то можно ограни-ffS/f читься результатами расчетов

в первом приближении. В противном случае на основе уточненных параметров выполняются расчеты во втором и последующем приближениях.

Итак, на основе описанных расчетов определяются зависимости (9) и (12). Зависимость (9) еще не позволяет судить о потребных объемах закачки воды. При законтурном заводнении часто неизбежны утечки воды в область водоносности. Утечки воды определяются изменениями давления на расстоянии i?6 - зависимостью (12). Если данную зависимость аппроксимировать ступенчатой линией (рис. 88), то изменение во времени суммарных утечек воды будет определяться следующей

Рис. 88. Аппроксимация зависимости изменения во времени давления на линии нагнетания ступенчатой зависимостью

формулой:

QyAt) =

[Apo(fo)-{-Api(?(fo-foi) + . . .].

(17)

Тогда изменение во времени суммарного потребного объема закачиваемой воды составит

сум(0 = в(0 + ут(0.

или в единицу времени имеем

дсум = дсум(0- (18)

Расход (в единицу времени) воды при законтурном заводнении с потребным числом нагнетательных скважин и их приемистостью по воде Зв связывается очевидным соотношением

gcyu{t) = nAt)gAt). (19)

Если число нагнетательных скважин фиксировано, то из (19) устанавливается зависимость

дв = дв(<). (20)

Согласно методу Ю. П. Борисова, расстояние между скважинами в 2а «сворачивается» в окружность радиусом и давление на расстоянии Гк принимается равным давлению р (В). Тогда уравнение «оттока» для одной нагнетательной скважины записывается в виде:

Pc{t)-P{B6, t) = aqAt). (21)

Здесь а - коэффициент фильтрационного сопротивления для зоны пласта с радиусом г; приближенно а может быть принято равным коэффициенту А, определяемому но данным исследования скважин при установившихся закачках воды.

При известных зависимостях (12) и (20) уравнение (21) позволяет установить зависимость изменения во времени забойного давления в нагнетательных скважинах, которая будет обеспечивать требуемую приемистость скважин (20).

Если приемистость скважин ограничена, то из (19) определяется увеличение во времени необходимого числа нагнетательных скважин

а с использованием (21) - требуемые значения давления нагнетания на забоях скважин.

Коэффициенты газоотдачи но каждому варианту разработки устанавливаются согласно формуле

р=1 - - «ОС. (Я. к) - й (01 f---f" .

Z (Рк) kQhPh z (рв.к) аЯнРн

Здесь Рк и рвк - соответственно среднее пластовое давление в газонасыщенной и обводненной зонах пласта на момент окончания разработки месторождения.

При известном значении коэффициента газоотдачи р не представляет затруднений оценить коэффициент конденсатоотдачи пласта [81].

§ 7. Определение экономической эффективности разработки газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления

Эффективность поддержания пластового давления на газоконденсатном месторождении зависит от ряда факторов: начального содержания конденсата в газе, коэффициентов конечной газо- и конденсатоотдачи, продолжительности периода поддержания давления, числа и месторасположения эксплуатационных и нагнетательных скважин и других факторов.

Экономическую эффективность способов разработки газоконденсатных месторождений оценивают по методике, изложенной в работе [16].

Наиболее выгодным способом разработки месторождения среди сравниваемых считается тот, при котором показатель народнохозяй-