Гідродинамічні розрахунки основних технологічних показників розробки 3 страница

де

(6.31)

 

Дебіти визначають таким чином.

1. Із залежності (6.22) для ряду послідовних величин знаходять відповідні їм величи­ни

 

2. За умови постійного газового фактору вздовж лінії потоку визначають

,

 

де середній у пласті тиск = /2; відповідні значення нафтонасиченості; Г - визначається за формулою (6.23) при Р= і

3. Відповідно із значеннями за допомогою експериментальних залежностей або таблиці Царевича шукають та , які відповідають послідовності вибраних вели­чин

4. За формулами (6.30) та (6.31) знаходять дебіт нафти для кожної пари величин рк і

5. Знаючи дебіт нафти, визначають дебіт газу:

(6.32)

6. Зміни експлуатаційних характеристик у часі

(6.33)

Формула (6.33) за допомогою відомих методів чисельного інтегрування легко перетво­рюється в такий вигляд:

(6.34)

 

Визначення вибійних тисків через задані дебіти. Коли дебіт постійний, вибійний тиск

(6.35)

де

(6.36)

 

У рівнянні (6.36) дебіт - задана величина, а коефіцієнти а та обчислюються за форму­лами (6.28) та (6.29).

За допомогою формул (6.35) та (6.36) можна визначити , яке відповідає кожній парі величин і . Оскільки величина невідома, то пряме використання формул (6.28) та (6.29) неможливе. Тому задаються деяким значенням , меншим, ніж , підставляють його замість у формулу (6.29), знаходять , потім і Знайдені величини підставляємо у формули (6.28) та (6.29) замість відповідних значень, які залежні від .і , тоді дістаємо коефіцієнти а та

 

Час, що відповідає кожній парі значень і

(6.37)

де і - тиск і насиченість у початковий момент.

 

Коли дебіт заданий, рекомендовано такий порядок розрахунків тисків.

1. За формулою (6.22) для ряду послідовних значень знаходимо зв'язок між і

2. Підставляючи в формулу (6.26) замість деяку величину, що визначена^вищеназва­ним способом, шукаємо та, знаючи її, знаходимо і за допомогою емпіричних залежностей або таблиць Царевича.

3. Підставляючи і у формули (6.28) та (6.29), шукаємо коефіцієнти а та а потім коефіцієнт с за формулою (6.36).

4. За формулою (6.35) шукаємо вибійний тиск .

5. Визначаємо газовий фактор за формулою (6.23).

6. За формулою (6.32) знаходимо дебіт газу.

7. За формулою (6.37) визначаємо динаміку зміни всіх величин.

Для заданих змінних вибійних тисків або дебітів отриману криву апроксимують ступінчастою лінією. Розрахунки виконують окремо для кожного інтервалу, в якому дебіт або вибійний тиск зберігають постійну величину. У цьому випадку час, знайдений для кож­ної точки, не повинен перевищувати час в кінці інтервалу, на якому дебіт або вибійний тиск зберігають постійну величину.

Залежність від в цьому випадку розраховується відразу для всього діапазону змін Усі інші розрахунки ведуться поінтервально вказаним способом. Для кожного наступно­го інтервалу за величини та приймають дані та , які отримані в кінці попереднь­ого інтервалу. Для кожного інтервалу час розраховується окремо, а загальний період з по­чатку процесу знаходять додаванням всіх часів окремих інтервалів.

Визначення часу розробки покладу. На режимі розчиненого газу розробляти поклад можна за різних умов на вибоях свердловин.

Коли задані вибійні тиски, термін розробки визначається за допомогою формул (6.33) та (6.34) у порядку розрахунків, описаних вище. У нижній межі інтегрування за у фор­мулі (6.33) береться кінцева нафтонасиченість, визначена за формулою (6.22) залежно від кінцевого тиску в пласті.

Коли заданий дебіт, поклад розробляється до того часу, поки вибійний тиск у свердло­вині не досягне допустимого значення. В цьому випадку термін розробки розраховують ок­ремо для кожного періоду ча~су. Загальний термін визначається як сума за два періоди.

Для першого періоду, в якому дебіт постійний, час визначають за формулою (6.37), ви­користовуючи порядок розрахунків для цього випадку. За у цю формулу підставляють його величину, яка відповідає кінцеві першого періоду, та , визначене для цього за до­помогою залежності (6.22).

Для другого періоду, коли вибійний тиск дорівнює допустимій величині, час визна­чається за формулами (6.33) та (6.34), в яких за верхню межу інтегрування замість взята величина , кінцева для першого періоду розробки, а за нижню межу - , кінцева для всьо­го періоду розробки.

Якщо дебіти або вибійні тиски змінюються ступенями, то загальний термін розробки визначається як сума всіх періодів кожного інтервалу, при чому у розрахунках останнього інтервалу за і приймаються їхні кінцеві величини.

Гідродинамічні розрахунки для змішаного режиму. Витиснення газованої нафти водою. Коли тиск насичення нафти близький до початкового пластового, то в процесі розробки родовища при зменшенні вибійного тиску нафта стає газованою. В ре­зультаті в покладі після пружного режиму розвивається режим розчиненого газу.

Досліди показали, що при витисненні газованої нафти водою, за умови підтримки стабільного пластового тиску на контурі живлення, процес поділяється на два періоди.

У першому режим роботи покладу близький до режиму розчиненого газу. В другому періоді, який становить основний час розробки, витиснення нафти водою наближається до витис­нення водою нестисливої рідини з підвищеним опором.

Критерієм переходу одного режиму в інший може бути рівність вибійних тисків при постійних дебітах, або рівність дебітів при постійних тисках, взятих для то ряду із формул інтерференції нестисливої рідини для одночасної роботи рядів у зіставленні їх із відповідними величинами, отриманими з розрахунку роботи цього ряду на режимі розчине­ного газу.

Формули інтерференції нестисливої рідини з приблизним урахуванням двофазності по­току у водонафтовій зоні та підвищенням фільтраційних опорів у зоні потоку газованої наф­ти мають вигляд:

для покладу у вигляді смуги

(6.38)

(6.39)

для покладу у вигляді круга

(6.40)

 

(6.41)

 

де - множник у величині фільтраційного опору, зумовлений двофазністю потоку; - відносний вміст зв'язаної води в поровому просторі; для покладу у вигляді смуги береться із табл. 6.1; - відстань від контура живлення до початкового по­ложення ВНК; - це саме до поточного положення контура нафтоносності; - це саме до - то ряду свердловин; - радіус контура живлення; - радіус контура нафтоносності; - радіус поточного контура нафтоносності; - радіус - го ряду свердловин. Для радіального потоку дістати фільтраційні опори набагато складніше. У наближеному вигляді вони можуть бути обчислені за формулою (6.40). При цьому величина береться з табл. 6.1.

 

Таблиця 6.1

1,00 0,847 2,525 0,12 1,00 0,839 2,653
  0,50 0,813 3,289   0,50 0,805 3,546
  0,40 0,800 3,623   0,40 0,782 3,937
  0,20 0,746 5,076   0,20 0,726 5,525
  0,10 0,685 6,093   0,10 0,666 7,634
  0,05 0,625 7,087   0,05 0,603 10,799
  0,02 0,546 15,528   0,02 0,522 18,116
0,05 1,00 0,844 2,577 0,15 1,00 0,840 2,695
  0,50 0,808 3,390   0,50 0,795 3,636
  0,40 0,791 3,759   0,40 0,779 4,032
  0,20 0,740 5,236   0,20 0,721 5,650
  0,10 0,679 7,246   0,10 0,660 7,874
  0,05 0,618 10,101   0,05 0,594 11,186
  0,02 0,538 16,393   0,02 0,512 19,194
0,10 1,00 0,841 2,632 0,18 1,00 0,838 2,740
  0,50 0,804 3,496   0,50 0,793 3,717
  0,40 0,785 3,891   0,40 0,775 4,132
  0,20 0,729 5,435   0,20 0,715 5,780
  0,10 0,668 7,519   0,10 0,652 8,130
  0,05 0,608 10,593   0,05 0,587 11,601
  0,02 0,527 17,513   0,02 0,500 20,576

 

Коефіцієнт у величині фільтраційних опорів, що зумовлені витисненням газованої наф­ти, А= 0,944 - 21,43а .

Час розробки для покладу у вигляді смуги

(6.42)

для покладу у вигляді круга

(6.43)

де - сумарний дебіт усіх рядів, які працюють на режимі витиснення; -середня водонасиченність у зоні двофазового потоку (визначається за табл. 6.1).

Залежності (6.42) та (6.43) можна інтегрувати за формулою трапецій для покладів у вигляді смуги і у вигляді круга відповідно

 

 

Коли визначаємо дебіти за величинами вибійних тисків, вважаємо, що перший ряд свердловин, найближчий до контура нафтоносності, експлуатується з самого початку на напірному режимі. Тоді дебіти свердловин цього ряду можна визначити за формулами (6.38) - (6.40). Дебіти свердловин інших рядів необхідно шукати за формулами режиму розчиненого газу.

Для визначення моменту переходу другого ряду свердловин на напірний режим, конту­ру нафтоносності надається декілька положень: від початкового до положення свердловин першого ряду та за формулами (6.38) - (6.41) визначаються дебіти свердловин другого ря­ду. Ці дебіти порівнюють з дебітами свердловин другого ряду, що обчислені на режимі роз­чиненого газу. Якщо ці дебіти, знайдені за вказаними формулами, більші за дебіти свердло­вин, які експлуатуються на режимі розчиненого газу, то можна вважати, що другий ряд пе­рейшов на напірний режим. Таким способом визначається перехід на напірний режим решти рядів.

Методика визначення моменту переходу чергового ряду свердловин на експлуатацію при режимі витиснення за вибійними тисками залишається такою самою. Лише в даному випадку порівнюють не дебіти, а тиски на вибоях видобувних свердловин.

Час розробки покладу визначається як сума експлуатації свердловин з початку першого ряду на режимі витиснення (до моменту переходу другого ряду на режим витиснення), потім другого (до моменту переходу третього ряду на режим витиснення) і т. д. Після пере­ходу останнього ряду свердловин на режим витиснення час визначають за формулами ре­жиму витиснення.

Витиснення газованої нафти газом, коли початковий пластовий тиск вищий тиску насичення. Якщо розробка нафтових покладів відбувається в умовах, коли вибійні тиски вищі тиску насичення, то у пласті наявний пружнонапірний ре­жим. Але навіть при активному напорі контурних вод або штучному заводненні часто прак­тикується розробка нафтового покладу за умов . < В результаті у пласті в області від ізобари, яка дорівнює тиску насичення, до вибоїв видобувних свердловин відбувається витиснення газованої нафти водою, а за межами цієї області - від даної ізобари до контура живлення - витиснення нестисливої нафти водою.

Інтерференція рядів свердловин у цьому випадку може бути розрахована за формулами інтерференції рядів нестисливої рідини, в яких необхідно замінити величину величиною , де різниця функцій Христиановича

(6.44)

Оскільки у даному випадку постійна величина, то інтеграл є функцією тільки ниж­ньої межі, а значить, постійний для = const.

У чисельнику інтеграл є функція , яка залежить від Тому для обчислення інтеграла необхідно визначити як функцію Р. Для цього використовують допоміжне рівняння

(6.45)

 

звідси

(6.46)

Усі наведені в рівнянні функції визначають за даними досліджень пластової нафти. За­даючись у рівнянні (6.45) різними величинами тиску від до , визначаємо а з таблиць Царевича і Знайшовши для кожної величини тиску, можна при відомих і. обчислити інтеграл, який стоїть у правій частині рівняння (6.44).

Величину — можна відшукати також за промисловими даними, коли маємо дослідження свердловин при послідовному пониженні вибійного тиску від величини, більшої за тиск насичення, до величини, меншої за тиск насичення:

(6.47)

де - об'ємні дебіти при тисках, меншому та більшому за тиск насичення відповідно; - вибійний тиск, який відповідає дебіту ; - динамічний пластовий тиск в області досліджуваної свердловини при її зупинці.

Коли відомий миттєвий дебіт при тиску на вибої свердловини. , рівному тиску на­сичення, формула (6.47) матиме такий вигляд:

(6.48)

Знаючи q для різних значень та величини та , або та , обчислюємо послідовно для різних величин і будуємо залежність

(6.49)

 

Виконавши всі розрахунки, які необхідні для заміни у формулах інтерференції, отри­маємо формули для покладу у вигляді смуги:

 

(6.50)

 

(6.51)

для покладу у вигляді круга

 

 

(6.52)

(6.53)

Для визначення величини зон розгазування користуються формулою

(6.54)

де — радіус свердловини.

Коли задані вибійні тиски, розрахунки можуть проводитись в такому порядку. Визна­чають різницю для всіх рядів свердловин за про-мисловою залежністю або за формулою (6.49). Шукають дебіти свердло-вин усіх рядів за допомогою системи рівнянь (6.50) - (6.53). Виявляють радіуси зон розгазування в усіх рядах за допомогою формули (6.54).

Необхідно сказати, що система рівнянь розповсюджується на увесь пласт тільки при на­явності зон розгазування довкола свердловин окремих рядів, які не зливаються одна з дру­гою.

Коли всі зони розгазування зливаються, то розрахунки проводять, виходячи із допу­щення, що на початковий момент усі ряди, за винятком першого, працюють на режимі розчиненого газу. Замінивши в цих рядах площі, які припадають на одну свердловину, рівними площами кругів, розрахунки припливу рідини виконують для режиму розчине­ного газу. Розрахунок припливу рідини до свердловини першого ряду виконують для по­кладу у вигляді смуги за формулами (6.50) та (6.51), а у вигляді кола - за формулами (6.52) та (6.53).

До моменту переходу другого ряду на напірний режим час переміщення контуру наф­тоносності розраховують звичайними методами для потоку нестисливої рідини за дебітами першого ряду. Перехід другого ряду на напірний режим визначають таким чином. Надають контуру нафтоносності послідовно ряд положень від його початкового положення до сверд­ловин першого ряду і розраховують за формулами інтерференції для одночасної роботи двох f рядів дебіт свердловин другого ряду. Формули інтерференції одержують з рівнянь (6.50) -(6.53), в яких для даного випадку п = 2.