ЗАДАНИЕ 1. Расчет дебита нефтяной скважины

 

Произвести расчет дебита нефтяной скважины и ее продуктивности при забойном давлении, равном давлению насыщения. Данные для расчета взять из таблицы 1. Номер варианта выбирается по сумме двух последних цифр шифра студента.

Приток жидкости, газа, воды или их смесей к скважинам происходит в результате установления на забое скважин давления меньшего, чем в продуктивном пласте.

Течение жидкости к скважинам исключительно сложно и не всегда поддается расчету. Лишь при геометрически правильном размещении скважин (линейные или кольцевые ряды скважин и правильные сетки), а также при ряде допущений (постоянство толщины, проницаемости и других параметров) удается аналитически рассчитать дебиты этих скважин при заданных давлениях на забоях или, наоборот, рассчитать давление при заданных дебитах. Однако вблизи каждой скважины в однородном пласте течение жидкости становится близким к радиальному. Это позволяет широко использовать для расчетов радиальную схему фильтрации.

Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид

(1.1)

где q — дебит скважины;

k — размерный коэффициент пропорциональности;

Р_пл — пластовое давление, Па;

Р_заб — давление на забое скважины, Па;

п — показатель степени, характеризующий режим движения жидкости (фильтрации).

При п =1 выражение (1.1) записывается так:

(1.2)

где К_пр — коэффициент продуктивности скважины, т/(сут·МПа) (стандартные условия¹). Коэффициентом продуктивностидобывающей скважины называется отношение ее дебита к перепаду (депрессии) между пластовым и забойным давлениями.

 

¹Стандартными условиями принято считать такие условия, при которых давление Р = Р_ст = 0,101325МПа (» 0,1 МПа), температура Т = Т_ст = 293,15 К (20 °С). В США и некоторых других странах стандартная температура – это температура Т_ст = 288,75 К (15,6 °С).

 

Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи:

(1.3)

где k — проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м²;

h — толщина пласта (работающая), м;

b_н — объемный коэффициент нефти;

m_нп — вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с;

r_пр — приведенный радиус скважины, м (r_пр= 0,01 м);

R_к — радиус контура питания, м.

 

Из сопоставления (1.2) и (1.3) получаем

(1.4)

где r_нп — плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³.

 

В соответствии с (1.4) дебит скважины в стандартных условиях, измеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:

 

(1.5)

Объемный коэффициент пластовой нефти находится по следующей формуле.

 

b_н = 1 + 3,05 10^-3 × G_о при G_о £ 400, м³/ м³

(1.6)

b_н = 1 + 3,63 10^-3 × (G_о – 58) при G_о > 400, м³/ м³

где G_о - газонасыщенность пластовой нефти, м³/м³ (объем газа приведен к стандартным условиям).

 

Расчет давления насыщения в зависимости от температуры (Р_{нас t}) при постоянном количестве растворенного в нефти газа можно выполнить по формуле М.Д. Штофа, Ю.Н. Белова и В.П. Прончука, если известно содержание в растворенном газе метана и азота:

(1.7)

 

где: Р_нас — давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре t_пл МПа;

t — текущая температура, °С (принимается температура стандартных условий (t = 20°С);

t_пл — пластовая температура, °С

Г_ом - газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям²), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м³/т;

Y_м, Y_а — соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, д. е. (Y_м= 0,622, Y_а= 0,027).

 

Предварительно необходимо привести размерность газосодержания пластовой нефти G_о к размерности формулы (1.7). Для этого воспользуемся следующей зависимостью:

(1.8)

где: 10³ — коэффициент перевода плотности, выраженной в кг/м³, в плотность, выраженную в т/м³;

r_нд — плотность нефти дегазированной, кг/м³.

Т_ст, Т_о — температура стандартных и нормальных условий соответственно, К.

 

²Нормальными условиями принято считать такие условия, при которых давление Р = Р_о = 0,101325 МПа (» 0,1 МПа), а температура Т = Т_о = 273,15 К (0 °С).