Расчет дебита нефтяной скважины

РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид:

Q=k(p_пл – p_заб)ⁿ (1)

где Q - дебит скважины; к - размерный коэффициент пропорциональности; n - показатель степени, характеризующий режим движения жидкости (фильтрации). При n = 1 выражение (1) записывается так:

Q=K_пр.(p_пл – p_заб) (2)

где K_пр.- коэффициент продуктивности скважины, [т/(сут*МПа)] (стандартные условия). Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи:

(3)

где к - проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м; h - толщина пласта (работающая), м; - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с; - приведенный радиус скважины, м; R_K - радиус контура питания, м. Из сопоставления (2) и (3) получаем

(4)

где b_н - объемный коэффициент нефти; - плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³. В соответствии с (4) дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:

(5)

Задание. Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения.

Решение. Прежде всего рассчитываем по (6) объемный коэффициент нефти

Связь между газонасыщенностью нефти и ее объемным коэффициентом (при t = 20 ⁰C)

b_н =1+3,05*10^-3Г₀ при Г₀≤400 м³/ м³,

b_н =1+3,63*10^-3(Г₀ – 58) при Г₀>400 м³/ м³. (6)

Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. Для этого воспользуемся формулой (7):

[МПа] (7)

у_м- содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, у_а- содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, t_пл- пластовая температура °С, t - текущая температура °С, Г_ОМ – газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к стандартным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти м³/т.

Приводим заданное газосодержание Go пластовой нефти к размерности Г_ОМ в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (8):

[м³/т] (8)

Здесь T_ст=293.15°К, T_ст=273 °К, ρ_нд - плотность дегазированной нефти.

Таким образом, определяем давление насыщения при t_пл., а затем рассчитываем по (5) дебит скважины.

Наименование исходных параметров	Обозначение, размерность	Варианты заданий
Проницаемость призабойной зоны	k[мкм^2]	0.25	0.22	0.20	0.19	0.27	0.25	0.20	0.22
Толщина пласта	h [м]
Плотность дегазированной нефти	ρнд [кг/м^3]
Вязкость нефти в пластовых условиях	µнп [мПа*с]
Плотность пластовой нефти	ρнп[кг/м^3]
радиус контура питания	Rк [м]
Приведенный радиус скважины	rпр [м]	0.01	0.015	0.011	0.012	0.013	0.014	0.016	0.017
Пластовое давление	Pпл[МПа]
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти	G0(Г0) [м^3/м^3]	78.5	88.5	78.5	98.5	68.5	98.5	100.5	110.5
Давление насыщения при t = 20 °С	Pнас20[МПа]	8.48	8.48	8.48	8.48	8.48	8.48	8.48	8.48
Пластовая температура	tпл[°С]
Содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях	ум	0.622	0.622	0.622	0.622	0.622	0.622	0.622	0.622
Содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условиях	уа	0.027	0.027	0.027	0.027	0.027	0.027	0.027	0.027

Наименование исходных параметров	Обозначение, размерность	Варианты заданий
Проницаемость призабойной зоны	k[мкм^2]	0.21	0.23	0.24	0.16	0.20	0.30	0.33	0.35
Толщина пласта	h [м]
Плотность дегазированной нефти	ρнд [кг/м^3]
Вязкость нефти в пластовых условиях	µнп [мПа*с]
Плотность пластовой нефти	ρнп[кг/м^3]
радиус контура питания	Rк [м]
Приведенный радиус скважины	rпр [м]	0.014	0.012	0.013	0.014	0.015	0.016	0.017	0.018
Пластовое давление	Pпл[МПа]
Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти	G0(Г0) [м^3/м^3]	100.5	120.5	110.5	90.5	130.5	140.5	150.5	160.5
Давление насыщения при t = 20 °С	Pнас20[МПа]	8.48	8.48	8.48	8.48	8.48	8.48	8.48	8.48
Пластовая температура	tпл[°С]
Содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях	ум	0.622	0.622	0.622	0.622	0.622	0.622	0.622	0.622
Содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условиях	уа	0.027	0.027	0.027	0.027	0.027	0.027	0.027	0.027

Дата добавления: 2015-08-29