О ПОВЫШЕНИИ НЕФТЕОТДАЧИ КРУГОВОЙ ЗАЛЕЖИ ВЯЗКО-ПЛАСТИЧНОЙ НЕФТИ С УЧЁТОМ ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКИХ УСЛОВИЙ ЕЁ РАЗРАБОТКИ Садыгова Н.С.

Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности


Номер: 9-1
Год: 2017
Страницы: 23-26
Журнал: Актуальные проблемы гуманитарных и естественных наук

Ключевые слова

вязко-пластичная нефть, структурная вязкость, предельное напряжение сдвига, контур нефтеносности, ряды эксплуатационных скважин, начальныйперепад давления, коэффициент нефтеотдачи, viscous-plastic oil, structural viscosity, ultimate shear stress, oil-bearing contour, series of production wells, initial pressure drop, oil recovery factor

Просмотр статьи

⛔️ (обновите страницу, если статья не отобразилась)

Аннотация к статье

В статье изучены особенности разработки круговой залежи вязко-пластичной нефти сводонапорным режимом пласта и даны рекомендации для повышения коэффициента нефтеотдачи. Рассмотрен вариант разработки, при котором в круговой заработают одновременно два ряда эксплуатационных нефтяных скважин.

Текст научной статьи

C целью изучения особенностей разработки круговой залежи вязко-пластичной нефти сводонапорным режимом пласта рассмотрен вариант разработки, при котором в круговой заработают одновременно два ряда эксплуатационных нефтяных скважин, причём линии рядов скважин и контуры нефтеносности являются концентричными окружностями, соответственно, с радиусами RK , R1 иR2. Результаты решения поставленной задачи представлены ниже. Для этого применён метод электрогидродинамической аналогии теории фильтрации, использованы схемы Ю.П.Борисова, а также закон Кирхгофа (физика), на их основе построены гидродинамическая и электрическая схемы заданной круговой залежи и составлена следующая система расчётных уравнений [1,2]: (1) Решена эта система уравнений и найдены формулы для вычисления дебитов рядов скважин: Внешние гидравлические сопротивления выражаются следующими формулами: Внутренние гидравлические сопротивления выражаются по формулам: Здесь и - радиусы дренажных зон скважин, принятые по схемам Ю.П.Борисова для получения минимальных погрешностей при приближенном решении задачи. Число скважин в первом ряду: , отсюда Число скважин во втором ряду: , отсюда Связь между начальными перепадами давления и предельным напряжением сдвига для заданной круговой залежи представлены следующими формулами[3]: Начальные градиенты давления в данном случае выражаются следующими формулами: Ниже приведены численные расчёты для конкретных геолого-физических условий рассматриваемой круговой залежи нефтяного месторождения и определены дебиты нефти рядов эксплуатационных скважин. Были приняты следующие значения исходных данных, необходимых для расчётов. Радиус контура нефтеносности залежи RK=3000 м. Радиус первого ряда эксплуатационных скважин R1 = 2500 м, радиус второго ряда эксплуатационных скважин R2= 2000 м. Пластовое давление Рк=15 МПа. Забойное давление скважин первого ряда РC1=10 МПа, забойное давление скважин второго ряда РC2= 5 МПа. Число скважин первого ряда n1 = 50, число скважин второго ряда п2=40. Половина расстояния между соседними скважинами первого ряда s1=157 м, половина расстояния между соседними скважинами второго ряда s2 = 157 м. Радиусы условных дренажныхзон скважин в рядах ==50 м. Радиус скважины rс= 0,1143 м. Эффективная толщина (мощность) продуктивного пласта h=5 м. Структурная вязкость вязкопластичной нефти в пластовых условиях h = 4 ×10-9МПа×c, предельное напряжение сдвига нефти t0 = 2,0×10-7МПа, проницаемость пласта по нефти k = 0,1×10-12м2, абсолютнаяпроницаемость пласта (по воздуху) k'= 0,2×10-12м2. Сначала по формулам (6) рассчитываем внешние гидравлические сопротивления и найдём их значения: re1 =232,2 МПа×с/м3, re1 = 284,2 МПа×с/м3 Затем по формулам (7) найдём значения внутренних гидравлических сопротивлений: ri1=154,9 МПа×с/м3, ri2 =193,7 МПа×с/м3 Далее по формулам (8) определяем следующие значения начальных перепадов: DР01= 3,7 МПа, DР02= 0,37 МПа, DР03 = 3,73 МПа, DР04 = 0,37 МПа По формуле (2) рассчитаем дебит второго ряда скважин и найдём значение Q2 = 28,55×10-4 м3/с=28,55×10-4×86400=246,7м3/сут. Дебит первого ряда скважин рассчитан по формуле (3) и найдено значение Q1= 59,51×10-4м3/с=59,51×10-4×86400=51,4 м3/сут. В этом варианте разработки суточная добыча всей залежи составляет 0, Q1+Q2= 51,4 + 246,7 = 298,1 м3/сут. Дебит одной скважины первого ряда составит: Дебит одной скважины второго ряда составит: Как видно из принятых исходных данных, к скважинам первого ряда приложена депрессия на 5 МПа, а к скважинам второго ряда приложена депрессия на 10 МПа, поэтому дебиты скважин второго ряда больше, чем дебиты скважин первого ряда. Одной из особенностей подобных нефтяных месторождений является то, что они характеризуются низкими дебитами скважин, несмотря на приложенные высокие депрессии. Поэтому, в таких нефтяных месторождениях, с целью повышения нефтеотдачи, следует применять методы искусственного воздействия, путём закачки горячей воды в пласт. В результате применения этого мероприятия, в пластовых условиях происходят некоторые изменения физических свойств нефти и коллектора. Допустим эти изменения следующие: предельное напряжение сдвига нефти t0= 0, структурная вязкость нефти h = m = 1,5×10-9 МПа×c, начальные перепады давления DР01 =0, DР02 =0, DР03 =0 иDР04 =0, проницаемость пласта по нефтиk = 0,3×10-12м2, абсолютная проницаемость пласта (по воздуху) k¢ = 0,3×10-12м2. Учитывая эти положительные изменения, производились расчёты новых показателей разработки указанного месторождения. Внешние гидравлические сопротивления для новых условий залежи определены по формулам (6) и полученные их значения представлены ниже: rе1= 29,03 МПа×с/м3, rе2 = 7,1 МПа×с/м3 Внутренние гидравлические сопротивления для нового варианта разработки рассчитаны по формулам (7): ri1= 21,02 МПа×с/м3, ri2= 26,3 МПа×с/м3 Учитывая значения новых данных по формуле (2) и (3) определены следующие значения дебитов нефти рядов эксплуатационных скважин: Q1=89,6×10-3 м3/с=89,6×10-3×86400=7741 м3/сут Q1 =47,9×10-3м3/с=47,9×10-3×86400=4141,7 м3/сут. Как видно из этих данных, в результате применения указанного мероприятия в рассматриваемой залежи вязко-пластичной нефти суточная добыча всей залежи составляет: Q1 +Q2 =4141,7 + 7741,0 = 11882,7 м3/сут. По сравнению с первым вариантом разработки (без применения мероприятия) суточная добыча нефти во втором варианте разработки (с применением теплового воздействия на залежь) увеличивается примерно в 11882,7:298,1=39,9»40 раз. Кроме суточной добычи нефти залежи, ещё одним важным показателем разработки является продолжительность полной разработки залежи. Ниже представлены результаты расчётов продолжительности полной разработки рассматриваемой залежи, как в первом, так и во втором вариантах разработки. В залежи с двухрядным расположением эксплуатационных скважин, полный период разработки состоит из двух стадий. В первой стадии в залежи одновременно работают оба ряда нефтяных скважин, и контур нефтеносности перемещается от своего первоначального положения до первого ряда скважин. В этой стадии, первого варианта разработки, суммарный объём извлекаемой из залежи нефти определяется следующим образом: , где m, Sн - коэффициенты пористости и нефтенасыщенности пласта. Сумма дебитов обоих рядов скважин на первой стадии составляет (Q1 +Q2)1 =298,1 м3/сут. Продолжительность первой стадии первого варианта разработки залежи будет: Во второй стадии, первого варианта разработки, в залежи работает только один второй ряд скважин с дебитом Q2= 246,7 м3/сут. На этой стадии контур нефтеносности перемещается от линии первого ряда скважин до линии второго ряда скважин и этим завершается процесс разработки. При этом суммарный объём добычи нефти составляет: Продолжительность второй стадии будет: Полное время разработки залежи без применения какого-нибудь мероприятия будет: T1вар= ТI + ТII=66,66 + 65 ,9 = 132,56 лет Аналогичные расчёты проводились и для второго варианта разработки данной залежи с применением теплового воздействия на залежь. На первой стадии продолжительность разработки составит: На второй стадии продолжительность разработки составит Полный период разработки будет: ТIIвар = ТI + ТII= 1,67 + 2,1 = 3,87года Таким образом, время полной разработки залежи во втором варианте сократилось по сравнению с первым вариантом разработки ТIвар/ ТIIвар=132,56:3,87=34,25 Эта особенность разработки месторождений вязко-пластичных нефтей имеет важное значение, сточки зрения повышения нефтеотдачи.

Научные конференции

 

(c) Архив публикаций научного журнала. Полное или частичное копирование материалов сайта возможно только с письменного разрешения администрации, а также с указанием прямой активной ссылки на источник.