Расчет показателей разработки нефтяной залежи при упругом режиме разработки

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГБОУ ВО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Реферат

Расчет показателей разработки нефтяной залежи при упругом режиме разработки

По курсу: «Подземная гидромеханика»

Выполнил: студент группы ОПБ-21.03.01-31

Галиакберов М.В.

Проверил: ассистент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Чекмышев К.Э.

Ижевск 2021



Содержание

Введение

1. Теоретическая часть

1.1 Теория упругого режима

1.2 Методика расчета упругого запаса жидкости в пласте

1.3 Методика расчета падения пластового давления по времени при режиме постоянного отбора жидкости

2. Расчетная часть

2.1 Расчет упругого запаса жидкости в пласте

2.2 Расчет падения пластового давления по времени при режиме постоянного отбора жидкости

2.3 Расчет динамики отбора жидкости и пластового давления при режиме постоянной депрессии на пласт

Список использованной литературы



Введение

В практике разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений в пластах часто возникают неустановившиеся процессы, связанные с пуском и остановкой скважин, с изменением темпов отбора флюида из скважин. Характер этих процессов проявляется в перераспределении пластового давления, в изменениях во времени скоростей фильтрационных потоков, дебитов скважин и т.д. Особенности этих неустановившихся процессов зависят от упругих свойств пластов и насыщающих их жидкостей. Это означает, что основной формой пластовой энергии, обеспечивающей приток жидкости к скважинам в этих процессах, является энергия упругой деформации жидкостей (нефти и воды) и материала пласта.

Первыми исследователями, разрабатывавшими теорию упругого режима в 30-х годах 20-го века, были Маскет, Шилсуиз, Херст, Тсейс и Джекоб. Однако они не учитывали объемную упругость пласта. Наиболее полно теория упругого режима с учетом упругих свойств твердого скелета пласта и насыщающих жидкостей была разработана В.Н.Щелкачевым.

В данной работе поставлены следующие задачи: изучить теорию упругого режима пласта, рассчитать падение пластового давления во времени при режиме постоянного отбора жидкости, рассчитать динамику отбора жидкости и пластового давления при режиме постоянной депрессии на пласт.



1. Теоретическая часть

1.1 Теория упругого режима

Одной из основных сил действующий в пластовой системе, является сила горного давления, представляющая вес горных пород (ГП) расположенных над пластом. Под действием этой силы породы пласта- коллектора нефти и газа деформируются и находятся в напряженном состоянии. Согласно молекулярно-кинетической теории строения вещества напряжение состояния ГП характеризуется запас внутренней энергии твердого скелета породы. Показателями этой внутренней энергии могут служить коэффициент упругости.[1]

Профессор В. Н. Щелкачев, разработавший суждение об упругом расширении и движении жидкости в упругих пористых средах, ввел понятие «модуль упругости коллектора». Этот коэффициент указывает на отношение объема жидкости к объему породы из-за упругости породы и самой жидкости при падении давления на одну единицу. Когда давление в зоне скважины и пласте уменьшается, порода, нефть и вода расширяются и увеличиваются в объеме, помогая выталкивать нефть на забой скважины. Этот режим известен как упругий.[2]

В условиях упругого режима движение жидкости начинается за счет использования потенциальной энергии упругой деформации пласта и жидкости сначала в ближайших окрестностях забоя, затем во все более удаленных областях пласта. В самом деле, при снижении пластового давления упругое противодействие пласта вышележащему горному массиву уменьшается, и это приводит к уменьшению объема порового пространства, что, в свою очередь, увеличивает сжатие жидкости. Все это способствует вытеснению жидкости из пласта в скважину. И несмотря на то, что коэффициенты объемной упругой деформации жидкости и твердого скелета пласта очень малы, из-за того, что очень велики объемы пласта и насыщающих его флюидов, объемы жидкости, извлекаемой из пласта за счет упругости пласта и жидкости, могут быть весьма значительным

1.2 Методика расчета упругого запаса жидкости в пласте

Упругий запас жидкости в пласте можно подсчитать следующим образом.

Выделим мысленно элемент объема пласта . Пусть есть объем жидкости, насыщающей этот элемент объема пласта при начальном давлении . Упругий запас жидкости будем определять по ее объему, замеряемому при начальном пластовом давлении. Обозначим через , изменение упругого запаса жидкости внутри объема пласта при изменении давления во всех его точках на величину . Тогда, получим:

(1)

Учтем, что начальный объем жидкости, насыщающей элемент объема пласта , равен полному объему пор в этом элементе:

(2)

Где m-пористость пласта.

Тогда формулу (1) с учетом равенства (2) можно переписать в следующем виде:

(3)

Или

(4)

Где

(5)

Коэффициент называется коэффициентом упругоемкости пласта. На основании формулы (4) коэффициент упругоемкости пласта численно равен изменению упругого запаса жидкости в единице объема пласта при изменении пластового давления в нем на единицу.

Если формулы (3) или (4) относить к разрабатываемому в условиях замкнуто-упругого режима нефтяному месторождению, то под следует понимать объем пласта, в котором к данному моменту времени произошло изменение давления на величину , при этом

(6)

где - начальное пластовое давление; - средневзвешенное по объему возмущенной части пласта давление.

Вычислить средневзвешенное пластовое давление можно, если известна геометрия возмущенной части пласта и конкретное распределение давления в ней.

Дифференцируя равенство (4), получим:

],

С другой стороны, изменение упругого запаса жидкости в пласте за время dt равное объему отобранной жидкости:

,

где -дебит всех скважин, эксплуатирующих данную нефтяную залежь.

Приняв правые части двух последних равенств, получим дифференциальное уравнение истощения нефтяной залежи в условиях замкнуто упругого режима

= (7)

1.3 Методика расчета падения пластового давления по времени при режиме постоянного отбора жидкости

Пусть в неограниченном горизонтальном пласте постоянной толщины И имеется добывающая скважина нулевого радиуса (точечный сток). Начальное пластовое давление во всем пласте одинаково и равно В момент времени t =0 скважина пущена в эксплуатацию с постоянным объемным дебитом . В пласте образуется неустановившийся плоскорадиальный поток упругой жидкости. Распределение давления в пласте (в любой его точке в любой момент времени) p (r, t) определяется интегрированием уравнения (8):

,

Начальные и граничные условия задачи следующие

p(r,t)=при t=0;

p(r,t)=;

(9)

Последнее условие запишем в виде

,

Так же, как в предыдущем случае, проведем анализ размерностей. Искомое распределение давления в пласте зависит от пяти определяющих параметров: r, t, x,, размерности которых следующие:

[r]=L; [t]=T; [x]=L2T-1; [=[p]; [,]=[p],

где [р]- размерность давления. Тогда давление, приведенное к безразмерному виду, Р=p/ зависит от двух безразмерных параметров (так как из пяти параметров три имеют независимые размерности (r, t,): n = 5, k = 3, n-k = 2.

,

Где ,

Таким образом задача автомодельна и уравнение (8) можно свести к обыкновенному. Продифференцировав (11), найдем аналогично предыдущему:

,

Подставив эти выражения в уравнение (8), получим обыкновенное дифференциальное уравнение вида

,

которое нужно проинтегрировать при условиях, полученных из (9):P=1 при

=

Воспользуемся подстановкой

,

тогда вместо уравнения (12) будем иметь

,

Или

,

Проинтегрировав (14), получим:

,

Где - постоянная интегрирования.

Потенцируя (15), получим:

,

Проинтегрировав (16), и учтя первое из условий (13), получим:

,

Умножая равенство (16) на устремляя и используя второе условие (13), найдем, что

,

Тогда из (17) получим:

,

Интеграл в последней формуле легко свести к табличному следующей подстановкой:

,

Тогда

,

Перейдя также от безразмерного давления P к размерному р =P получим:

,

Интеграл в формуле (19) называется интегральной показательной функцией, которая табулирована и обозначается

,

Следовательно, давление в любой точке плоскорадиального потока в условиях упругого режима фильтрации определяется по формуле

,

Формула (20) получила название основной формулы теории упругого режима фильтрации. Она имеет широхое практическое применение и, в частности, используется при интерпретации результатов исследования скважин, в расчетах распределения давления при фильтрации упругой жидкости и т. д.

Интегральную показательную функцию можно представить в виде ряда

;

который сходится при всех значениях х 0 < х<. При изменении аргумента х от 0 до функция быстро убывает от до 0. График этой функции приведен на рис.1. При малых значениях х суммой ряда можно пренебречь, тогда

,

Рис. 1. График интегральной показательной функции

,

При этом погрешность не превосходит:

0,25% если x =[] ?0,01;

1% если x ? 0,03;

5,7% если х ? 0,1;

9,7% если х ? 0,14.

Следовательно, для значений /(4xt) ? 1 давление можно определять по формуле

,

Из формулы (21) выводим Q(t) формула для определения изменения дебита при постоянной депрессии. пластовый интегральный нефть

,



2. Расчетная часть

№ п/п	Показатели	Символическое обозначение	Единица измерения	Величина	СИ
1	Площадь нефтеносности	F	Тыс м2	13456,00	13456,00*103
2	Средняя эффективная газонасыщенная толщина	h	м	32	32
3	Коэффициент открытой проницаемости	m	Доли ед.	0,18	0,18
4	Коэффициент проницаемости	k	мкм2	0,37
5	Коэффициент динамической вязкости нефти		мПа*с	56
6	Радиус контура питания		м	300	300
7	Радиус скважины	r	м	0,08	0,08
8	Плотность нефти	сг	кг/м3	0,076
9	Давление на контуре	Pk	МПа	24,8
10	Давление на забое	Pc	МПа	20,5
11	Константа, аналогичная коэффициенту пьезопроводности		м2/с	0,01	0,01
12	Среднесуточный дебит скважины	Qн	м3/сут	23,5	2,72*10-4
12	Время	t	сут	1 50 300	86400 4320000 25920000

2.1 Расчета упругого запаса жидкости в пласте

1) Объем рассматриваемой нефтяной залежи

,

2) Объем нефти без учета сжимаемости

,

,

3) Коэффициент в^* с учетом сжимаемости воды нефти и породы:

,

,

,

4) Средневзвешенное пластовое давление

,

5) Изменение упругого запаса в пласте при учете сжимаемости воды, нефти и породы

,

,

,



2.2 Расчет падения пластового давления по времени при режиме постоянного отбора жидкости

,

При t=86400

,

При t=86400

,

При t=86400

,

При t=4320000

,

При t=4320000

,

При t=4320000

,

При t=25920000

,

При t=25920000

,

При t=25920000

,

Рис. 2

Вывод: Эти кривые имеют такой же характер, как и при установившейся фильтрации - они очень крутые в близи скважины. При изменении значения r, изменяется давление в данной точке с течением времени, т.е. давление будет понижаться

2.3 Расчет динамики отбора жидкости и пластового давления при режиме постоянной депрессии на пласт

,

При t=1сут

,

При t=50сут

,

При t=300сут

,

Рис. 3

Вывод: Из графика видно, что стечением времени дебит уменьшается, т.е. количество нефти, извлеченного из пласта за некоторый промежуток времени, равно изменению запасов нефти в пласте, т.к. пласт замкнут,то запасы ограничены и не пополняются из вне.



Список использованной литературы

1. Подземная гидромеханика: Учебно-методическое пособие / сост. С.Ю. Борхович, И.В. Пчельников, С.Б. Колесова - Ижевск: Издательский центр « Удмуртский университет» 2017

2. Основы нефтегазопромыслового дела: Авторы В. Д. Гребнев, Д. А. Мартюшев Г. П. Хижняк

3. Подземная гидромеханика Басниев 1993: Авторы Басииев К. С, Кочина И. Н., Максимов В. М

4. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. -- М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005: Авторы Басниев К. С., Дмитриев Н. М., Розенберг Г.Д.

Размещено на Allbest.ru

...