Визначення долі участі певного виду пластової енергії у витисненні нафти з нафтогазового покладу

ЛАБОРАТОРНА РОБОТА №11

11.1 МЕТА І ЗАВДАННЯ РОБОТИ

Метою даної роботи є набуття студентами практичних навичок для визначення долі участі певного виду пластової енергії у витисненні нафти з нафтового покладу.

Студент під час виконання лабораторної роботи повинен навчитись:

- визначати режим роботи покладу;витискати

- визначити долю участі - вільного газу газової шапки; газу, розчиненого в нафті; напору краєвої або підошвенної води у витисненні нафти із пласта методом матеріального балансу;

- визначити долю участі пружної енергії у витисненні нафти із пласта за даними пружноємкості пластової системи.

11.2 ОСНОВНІ ТЕОРЕТИЧНІ ПОЛОЖЕННЯ

В процесі розробки нафтогазових покладів (з газовими шапками) часто проявляється так званий змішаний режим, тобто коли частина нафти витисня­ється енергією газу газової шапки, а частина напором краєвої, або підошвенної води. Крім вищезгаданих основних рушійних сил певна частина запасів нафти може витіснятись пружною енергією пласта і рідини (при Р_пл > Р_нас ), а частина - енергією газу, який з розчиненого стану переходить у вільний стан (при Р_пл < Р_нас).

При такому багатоликому прояві рушійних сил треба знати долю участі кожної з них у витісненні нафти.

Метод матеріального балансу оснований на законі збереження матерії, який до покладів нафти і газу можна трактувати таким чином - кількість на­фти (або газу) в покладі до початку розробки дорівнює сумі видобутих і за­лишкових запасів нафти (або газу) на любу дату розробки покладу.

Використання цього методу обумовлює визначення багатьох фізичних параметрів пласта і вміщуючих його флюїдів до початку розробки і подаль­шу їх зміну в процесі розробки в залежності від зміни пластового тиску.

Ці зміни можуть бути використані для рішення ряду питань, одним з яких є визначення долі участі того чи іншого виду пластової енергії у витис­ненні нафти із пласта. Формула матеріального балансу для нафтогазового покладу має такий вид.

, (11.1)

де Q₀ - початковий запас „активної” нафти при стандартних умовах, м³;

Q_н - накопичений видобуток нафти, на дату складання рівняння ба­лансу, при стандартних умовах, м³;

r - кількість об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти, при середньому пластовому тиску Р (на дату розрахунку), при стан­дартних умовах, м³/м³;

r₀ - кількість об'ємів газу, розчиненого в одному об'ємі нафти, при середньому пластовому тиску Р₀, при стандартних умовах, м³ /м³;

r_р - середній газовий фактор за період одержання накопиченого ви­добутку нафти Q_н (на дату розрахунку при падінні тиску від Р₀

до Р), м³/м³. Його визначають як частку від ділення накопичено­го видобутку газу (Q_г) на накопичений видобуток нафти (Q_н) на дату розрахунку м³/м³;

b -однофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти (на дату розра­хунку) при розчиненні в нафті „r” об'ємів газу при тиску Р;

b₀ -однофазний об'ємний коефіцієнт пластової нафти (до початку розробки) при розчиненні в ній „r₀” об'ємів газу при тиску Р₀;

b₁ - двохфазний об'ємний коефіцієнт нафтогазової суміші, який вра­ховує зміну одиниці об'єму нафти при контактному методі її до­слідження шляхом зниження тиску від Р₀ до Р. При зниженні тиску від Р₀ до Р з нафти виділяється r₀ - r - об'ємів газу, який при тиску Р знаходячись в контакті з нафтою і займає об'єм (r₀ - r)v:

і , (11.2)

v - об'ємний коефіцієнт пластового газу при тиску Р;

, (11.3)

v₀ - об'ємний коефіцієнт пластового газу при тиску Р₀

, (11.4)

t_пл - пластова температура ° С;

z,z₀ - коефіцієнти стисненості газу при тисках Р і Р₀,

δ - відношення об'єму газової шапки (в пластових умовах) до об'єму нафти з розчиненим в ній газом (в пластових умовах) до початку розробки. При постійній товщині пласта це відно­шення рівне частці від ділення площі газоносності до площі нафтоносності.

звідки ; (11.5)

де Q_г - початковий запас вільного газу в газовій шапці, при стандартних умовах, м³;

W - кількість води, яка зайшла в пласт за період падіння тиску від Р₀ до Р, при стандартних умовах, м³;

- кількість видобутої води, за період падіння тиску від Р₀ до Р, при стандартних умовах, м³;

Використовуючи формулу матеріального балансу (11.1) можна визначити долю участі вільного газу газової шапки, газу розчинного в нафті і до­лю краєвої (підошвенної) води у витісненні нафти.

1 Визначення долі участі газу газової шапки (І_r):

а) при відсутності видобутку газу з газової шапки

; (11.6)

б) при видобутку з газової шапки Q'_г, об'ємів газу при стандартних умовах в чисельнику формули (11.6) треба поставити

; (11.7)

Знаменник залишається попереднім.

в) при закачці в пласт газу „ q₁ ” об'ємів газу при стандартних умовах в чисельник формули (11.6) треба підставити:

Знаменник залишається попереднім.

2 Визначення долі участі підошвенної (краєвої води (І_в)

, (11.8)

w_і - об'єм закачаної води, м (якщо вона здійснюва­лась)

3 Визначення долі участі розчиненого в нафті газу (І_г.р.)

, (11.9)

Примітка: В формулі (11.1) під Q₀ розуміють не початковий балансовий запас нафти, а так званий початковий запас „активної” нафти, який приймає участь в перерозподілі нафти по пласту, враховуючи той факт, що 20% бала­нсових запасів нафти іде на змочування порових каналів і практично явля­ються нерухомими, тобто Q₀=Q_б·0,8.

Розглянемо приклад розрахунку долі участі підошвеної краєвої води - І_в у витисненні нафти з нафтогазового покладу

Вихідні дані і розрахунки:

1 Балансовий початковий запас нафти Q_б =7792,5·10³м³

2 Початковий запас активної нафти Q₀=Q_б· 0,8=6234·10³м³

3 Початковий пластовий тиск Р_О=19,8 МПа.

4 Тиск на дату розрахунку Р= 16,03 МПа.

5 Накопичений видобуток нафти Q_н =2238·10³м³

6 Середній газовий фактор за період розробки м³/м³.

7 Кількість видобутої води на дату розрахунку

w =53,771·10³ м³

8 Кількість видобутого газу з газової шапки Q'_г = 280·10⁶м³

9 Відношення об'єму газової шапки до об'єму пласта, який зайнятий нафтою;

10 Густина нафти -ρ_н = 0,92т/м³;

11 Пластова температура t_пл -67°С.

12 Відносна густина газу по відношенню до повітря ρ_г =0,800

13 Величини r,r_о ,b, b₀,z,z_о визначені по графіках (М.А. Жданов. Нефтепромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа; 1981г)

r₀ =89м³/м³; r =77м³/м³; b₀ = 1,27; в = 1,25;

Z₀ = 0,83; Z = 0,81

14 W=3.24·10⁶м³ - кількість води, яка зайшла в пласт, м³.

Розрахунки:

11.3 ПОРЯДОК ВИКОНАННЯ РОБОТИ

1 Визначити накопичений видобуток нафти, м³

, (11.10)

де Q_ні - видобуток за певний квартал.

2 Визначити накопичений видобуток газу, м³

, (11.11)

де Q_гі - видобуток газу за певний квартал.

3 Визначити накопичений видобуток води, м³

, (11.12)

де - видобуток води за певний квартал.

4 Визначити середній газовий фактор, м³/м³

, (11.13)

5 Визначити газонасиченість нафти: г₀ при початковому тиску Р₀, r – при текучому тиску Р (по графіку r = f(Р)) рисунок 11.1.

6 Визначити об'ємні коефіцієнти пластової нафти: b₀ - при початковому ти­ску Р₀; b- при текучому тиску Р. (b₀ і b визначаємо по графіку

b = f(Р)) (див рис. 11.1).

b₁ – визначаємо за фор­мулою:

b_і=b ₊ (r₀ -r_р)·v, (11.14)

7 Визначити коефіцієнти стисненності газу: z ₀ - при початковому тиску Р₀ і z при текучому тиску Р (За графіком Брауна z = f(P_R,T_R)) (рис.11.2).

Рисунок 11.1 - Залежність розчиненості газу в нафті (N) і об’ємного коефіцієнта пластової нафти (b) від пластового тиску.

Рисунок11.2 - Залежність коефіцієнта стисненості (z) нафтового газу від приведених псевдокритичних тисків (Р_R) і температур (T_R) (за Р. Брауном).    

Значення приведених псевдокритичного тиску (Р_R) і псевдо критичної температури (T_R) знаходимо відповідно за формулами:

; (11.15) ; (11.16)

P_r і T_r визначаємо по графіку залежності цих величин від ρ_r.

(рис. 11.3, 11.4).

Рисунок 11.3 - Залежність псевдокритичного тиску (Р_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Рисунок 11.4 - Залежність псевдокритичної температури (Т_r) від густини вуглеводневих газів до повітря (ρ_г) за Ф. І. Котяховим

Визначити об'ємні коефіцієнти пластового газу v₀ - при початковому ти­ску Р₀; v - при текучому тиску Р по формулах.

; (11.17)

. (11.18)

Використавши певну формулу, яка визначає долю участі певного виду пластової енергії у витисненні нафти з нафтогазового покладу (формули 11.6, 11.8, 11.9) визначаємо величину цього виду пластової енергії.

11.4 ОФОРМЛЕННЯ ЗВІТУ

Виконана лабораторна робота повинна бути представлена у вигляді пояснювальної записки. До пояснювальної записки додаються всі необхідні розрахунки, які дають можливість перевірити правильність отриманих результатів.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1 Якими видами пластової енергії може витискатися нафта з нафтогазового покладу?

2 За яких умов певна частина запасів нафти може витискатися з покладу пружною енергією пласта і рідини?

3 За допомогою якого методу підрахунку запасів нафти можна визначити долю участі того чи іншого виду пластової енергії у витисненні нафти з пласта?

4 Як можна визначити долю участі вільного газу газової шапки у витисненні нафти з пласта?

5 Як можна визначити долю участі газу, розчиненого в нафті у витисненні нафти з пласта?

6 Як можна визначити долю участі напору краєвої або підошвенної води у витисненні нафти з пласта?

7 Як визначаються величини r, r₀ які необхідні для визначення долі участі певного виду пластової енергії у витисненні нафти з нафтогазового покладу за формулою методу матеріального балансу?

8 Як визначаються величини b, b₀ які необхідні для визначення долі участі певного виду пластової енергії у витисненні нафти з нафтогазового покладу за формулою методу матеріального балансу?

9 Як визначаються величини z, z₀ які необхідні для визначення долі участі певного виду пластової енергії у витисненні нафти з нафтогазового покладу за формулою методу матеріального балансу?

Дата добавления: 2014-12-24