Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Объемный дебит нефти


Объемный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Объемный дебит

Cтраница 1

Объемный дебит добывающей скважины q, в пластовых условиях в каждый момент времени равен объемному расходу воды нагнетательной скважины дн.  [1]

Здесь начальный объемный дебит QJ приводится к пластовым условиям.  [2]

Найдем объемный дебит свободного газа, приведенный к атмосферному давлению.  [3]

Зная суммарный объемный дебит газовой скважины н 7 1 7Н2 нетрудно вычислить потребное число газовых скважин на начало разработки месторождения лн.  [4]

Так, приводя объемный дебит к атмосферному давлению в 1 кгс / см2, делим М на рат.  [5]

Для расчета объемного дебита скважин по формуле Дюп юн принимают, что давление на стенке скважины равно измеренному забойному давлению р2 - Рз & ъ, а давление на круговом контуре радиусом R ра & ш пластовому Pi pnn - Учитывая, что при эксплуатации нескольких скважин, максимальное давление в пласте имеем примерно в средних точках расстояний между соседними скважинами, принимают Я.  [6]

Определяется массовый или объемный дебит на основе граничных условий по формулам (IV.32) или (IV.35), если движение потенциальное, и по формуле (IV.41) или (IV.45), если закон фильтрации нелинейный.  [7]

Допустим, что объемный дебит скважины в рассматриваемом сечении равен 10 м3 / сут, внутренний диаметр НКТ 63 мм.  [8]

Шнес и w - соответственно объемный дебит несовершенной и совершенной скважин.  [10]

МВ / рВ - объемный дебит воды; Мв - массовый расход воды; рв - плотность воды.  [11]

Учитывая, что функция фактического объемного дебита нефти Q ( T) в уравнении (3.34) не поддается формализации, определение значения недобора нефти Ун.  [12]

Здесь Q в ст - объемный дебит воды, приведенный к стандартным условиям, в м3 / сут.  [13]

Экспериментально было показано, что объемный дебит стекломассы действительно прямо пропорционален ее напору и диаметру фильер в четвертой степени и обратно пропорционален ее кинематической вязкости и длине фильер. Однако фактические значения дебитов стекломассы оказывались значительно большими, чем рассчитанные по формуле.  [14]

Для определения Q в т / сут объемные дебиты умножают на плотность нефти и воды.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Объемный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Объемный дебит

Cтраница 3

В таком же полу бесконечном пласте, что и в случае 1, в момент времени t О пущена в эксплуатацию галерея с постоянным объемным дебитом Q. Требуется найти давление в любой точке пласта в любой момент времени.  [32]

Еще раз обращаем внимание, что при том или ином ограничении производительности закачки и производительности глубинного насоса добывающей скважины производимое ( благодаря изоляции обводненного нефтяного слоя) сокращение текущего объемного дебита жидкости в 2 2 - 3 0 раза приводит к заметному или значительному увеличению текущего дебита нефти.  [33]

Формулы ( 75, XVII) и ( 76, XVII) весового дебита газовой скважины отличны от формул ( 51, XVII) и ( 55, XVII) объемного дебита скважины, к которой притекает несжимаемая жидкость. Однако правые части формул ( 77, XVII) и ( 56, XVII) совершенно одинаковы. Причина их совпадения в том, что в обоих случаях в условиях однородного пласта природа функциональной зависимости упомянутых объемных и весовых дебитов от радиуса Дс скважины, радиуса Дк пласта и проницаемости пласта одна и та же. Действительно, объемный дебит Q % при притоке к скважине несжимаемой жидкости и весовой дебит G2 газовой скважины можно представить в таком виде, см., например.  [34]

Для газированной жидкости пользуются при расчетах величиной объемного газового фактора G, который представляет собой отношение объемного газового дебита Qr, приведенного к давлению в 1 кгс / см2, к объемному дебиту жидкого компонента Qx, приведенному к тем же условиям.  [35]

Как было отмечено, продолжение эксплуатации остальных нефтяных слоев после 7-го периода до конца 9-го периода долю отбора подвижных запасов нефти увеличивает на & К3 0 0314 и компенсирует потерю Д / С3 - - 0 0251, остается небольшой выигрыш А / ГЗ 0 0314 - 0 0251 0 0063; также увеличивает объемный отбор жидкости на величину AF 0 6362, но все-таки остается снижение объемного отбора жидкости AF - 0 8797 0 6362 - 0 2425; но главный результат - снижение текущего объемного дебита жидкости с конца 4-го периода до конца 9-го периода в 1 5 - 5 - 2 7 раза.  [36]

Этому положению конуса соответствует предельный безводный дебит скважины. Обозначим предельный объемный дебит через Qnp и найдем приближенную формулу для его подсчета.  [37]

Поэтому в дальнейшем полагаем, что неравенство (7.4) на всех временных слоях выполняется. Зная суммарный объемный дебит газовой скважины дк дн1 дн2, нетрудно вычислить потребное число газовых скважин на начало разработки месторождения пн. Найденное решение задачи на начальный момент позволяет перейти к определению показателей разработки многопластового месторождения через Дг. Рассмотрим определение показателей разработки на любой момент t в предположении, что известно решение задачи на момент t - ДГ.  [38]

Выражение ( 166) называют формулой Дюпюи для газа. Для этого необходимо объемный дебит Q заменить на массовый дебит QM, а давление заменить на функцию Лейбензона.  [39]

Как уже отмечалось в § 1 настоящей главы, массовый дебит М остается неизменным вдоль всего одномерного установившегося потока. Что же касается объемного дебита Q, то он сохраняет свою величину вдоль потока только в случае несжимаемой жидкости.  [40]

При добавлении глины в кварцевый песок указанная зависимость нелинейна и состоит из двух характерных участков, причем с увеличением содержания глины в песке характерные участки изменяются. На рис. 3.1 видно, что при фиксированном значении Ар2 объемный дебит газа больше, чем дебит воздуха.  [41]

Начальное пластовое давление во всем пласте одинаково и равно рк. В момент времени / 0 скважина пущена в эксплуатацию с постоянным объемным дебитом go - В результате в пласте образуется неустановившийся плоскорадиальный поток упругой жидкости.  [42]

При добавлении глины в кварцевый песок указанная зависимость нелинейна и состоит из двух характерных участков, причем с увеличением содержания глины в песке характерные участки изменяются. Из кривых на рис. 3.1, 3.2 видно, что при фиксированном значении Ар2 объемный дебит газа больше, чем воздуха.  [44]

Прежде всего рассмотрим влияние упругих сил на величину предельного безводного дебита. В работах В. Н. Щелкачева [10] и М. И. Швидлера [6] рассмотрено влияние упругих сил пласта на величину текущего объемного дебита скважины. Кроме того, им показано, что при наличии достаточно большого количества скважин на залежи интерференция несжимаемых зон в окрестности каждой скважины также быстро превращает всю область дренажа в несжимаемую зону.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

РНГМ (2 Задача) МОЯ

Исходные данные: Внешний и внутренний контуры нефтеносности однопластового нефтяного месторождения имеют форму, близкую к окружностям. Площадь месторождения можно представить в виде круга радиусом R=3000 м. Нефтяная залежь окружена обширной водоносной областью, из которой в нефтяную область поступает вода при снижении пластового давления в процессе разработки месторождения. Начальное пластовое давление Р=20 МПа, давление насыщения нефти газом Р=9 МПа. Газосодержание Г0=50 м3/т.

По данным гидродинамических и лабораторных исследований установлено, что средняя проницаемость, как нефтеносной, так и водоносной частей пласта одинакова и составляет k=0,5·10-12 м2. Средняя толщина пласта h=11 м; средняя пористость m=0,3; начальная нефтенасыщенность sно=0,95; нефтенасыщенность, связанная с водой sсн=0,05. Вязкости нефти и воды в пластовых условиях соответственно равны: μн=1,3 мПа·с и μв=1,0 мПа·с. Плотность пластовой нефти рн=0,85 т/м3, воды - рв=1,0 т/м3. Объемный коэффициент нефти bн=1,2. Коэффициент упругоемкости пласта β=5·10-10 Па-1. Средний дебит жидкости одной скважины qж=69,1 м3/сут.

Месторождение разбуривается по равномерной сетке.

Добыча жидкости из месторождения изменяется во времени следующим образом:

t*=3 года - время ввода месторождения в разработку, коэффициент эксплуатации скважин λэ=0,9, а=0,667·106 м3/год2.

Для рассматриваемого месторождения известны данные зависимости текущей обводненности продукции от относительной выработки извлекаемых запасов, считается что эта зависимость будет справедлива в течении всего срока разработки.

Требуется определить, в условиях разработки при упругом режиме в законтурной области пласта:

1) изменение в процессе разработки за 15 лет (по годам) среднего пластового давления в пределах нефтяной залежи;

2) изменение добычи нефти, воды, текущей нефтеотдачи и обводненности продукции при заданной динамике добычи жидкости в течение 15 лет.

1.Определение запасов нефти и газа, числа скважин и темпа разработки:

1.1.Геологические запасы нефти определим объемным методом по формуле:

Gн=Shm(1-сн)= 28,26*106·11*0,3· (1-0,05)=88,6·106 м3

= 3,14·3000=28,26*106 м2

1.2. Геологические запасы нефти в поверхностных условиях:

Gн= Gн ·=88,6·106·=62,76 млн. т.

1.3.Определим максимальный дебит жидкости, получаемый в конце периода разбуривания месторождения:

Qmax= а·t*=0,667·106·3=2·106 м3/год.

1.4.Число скважин, которые необходимо пробурить для отбора месторождения Qmax :

скв.

1.5.Определим параметр плотности сетки скважин:

м2/скв.

2.Расчет изменения среднего пластового давления во времени:

2.1.Определим коэффициент пьезопроводности:

м2/с

2.2.Рассчитаем значение безразмерного времени

при t = 1год:

при t =4 года:

2.3. Рассчитаем депрессию на единицу безразмерного времени:

ΔP=МПа

2.4. Рассчитаем интеграл

при год:

при t =4 года:

2.5.Определим изменение среднего пластовое давление в нефтенасыщенной части нефтяного месторождения

при год:

МПа

при t =4 года:

МПа

2.6.Давление на контуре месторождения:

при t =1 год:

МПа

при t =4 года:

МПа

Занесем расчетные данные в таблицу:

Таблица 1.

1

3,504

3,1712

0,4978

19,5021

2

7,008

8,0271

1,2602

18,7397

3

10,512

13,6573

2,1442

17,8558

4

14,016

19,8155

3,1712

2,6131

17,3868

5

17,52

26,3756

8,0271

2,8807

17,1192

6

21,024

33,2605

13,6573

3,0777

16,9222

7

24,528

40,4182

19,8155

3,2346

16,7653

8

28,032

47,8108

26,3756

3,3653

16,6346

9

31,536

55,4098

33,2605

3,4774

16,5225

10

35,04

63,1930

40,4182

3,5756

16,4243

11

38,544

71,1424

47,8108

3,6630

16,3369

12

42,048

79,2432

55,4098

3,7418

16,2581

13

45,552

87,4830

63,1930

3,8135

16,1864

14

49,056

95,8514

71,1424

3,8793

16,1206

15

52,56

104,3394

79,2432

3,9401

16,0599

Из рассчитанных параметров можно сделать вывод, что в процессе разработки залежи нефти спустя 15 лет после начала разработки нефтяного месторождения пластовое давление хоть и снизилось примерно на 4 МПа и составляет теперь 16,06 МПа, это значение больше чем давление насыщения, следовательно, разработка месторождения в течение указанного срока происходила при упругом режиме.

3.Расчет изменения добычи нефти и воды во времени при заданном отборе жидкости из пласта.

3.1.Определим коэффициенты а, выбрав 3 точки с координатами от.

Вычислим коэффициенты:

3.2.Определим среднее значение:

Тогда:

Произведем вычисления по формуле зависимости, результаты сведем в таблицу и построим зависимость от:

Таблица 2.

0,01

99,0

0,18257

4,47744

0,183

0,009

1

0,05

19,0

0,33767

1,9615

0,342

0,038

2

0,1

9,0

0,42553

1,35

0,437

0,085

3

0,2

4,0

0,52632

0,9

0,555

0,141

4

0,3

2,333

0,59263

0,68739

0,644

0,198

5

0,4

1,500

0,64469

0,55114

0,724

0,254

6

0,5

1,000

0,68966

0,45

0,805

0,311

7

0,6

0,667

0,7313

0,36742

0,898

0,367

8

0,7

0,429

0,77244

0,29459

1,017

0,424

9

0,8

0,250

0,81633

0,225

1,195

0,480

10

0,9

0,111

0,86957

0,15

1,571

0,536

11

0,95

0,053

0,90642

0,10324

2,092

0,593

12

0,98

0,020

0,9396

0,06429

3,143

0,649

13

0,99

0,010

0,95673

0,04523

4,356

0,706

14

0,762

15

3.3.Строим зависимость от:

Рисунок 1- Зависимость текущей обводненности от относительного отбора нефти.

3.4. Вычислим интеграл левой части уравнения при :

3.5.Вычислим интеграл правой части уравнения отдельно для двух стадий:

при t =1 год :

при t =4 года :

3.6.Определим дебит жидкости:

при t =1 год

при t =4 года :

3.7.Определяем добычу нефти в поверхностных условиях t =5 года:

3.8. Определяем добычу воды t =5 года:

3.9. Определяем накопленную добычу нефти за t =5 года:

т

3.10. Определим коэффициент текущей нефтеотдачи:

при t =5 года:

Полученные данные занесем в таблицу и построим кривые изменения показателей разработки от времени.

Таблица 3.

1

1827

1294,13

0

0

472356

0,013

2

3654

2588,25

0

0

1417067

0,038

3

5481

3882,38

0

0

2834134

0,077

4

5481

3882,38

0

0

4251201

0,115

5

5481

3843,55

54,8

0,01

5654097

0,153

6

5481

3765,90

164,4

0,03

7028652

0,191

7

5481

3727,08

219,2

0,04

8389036

0,227

8

5481

3610,61

383,7

0,07

9706908

0,263

9

5481

3494,14

548,1

0,1

10982268

0,298

10

5481

3338,84

767,3

0,14

12200946

0,331

11

5481

3183,55

986,6

0,18

13362941

0,362

12

5481

2911,78

1370,3

0,25

14425741

0,391

13

5481

2640,02

1753,9

0,32

15389346

0,417

14

5481

2407,07

2082,8

0,38

16267928

0,441

15

5481

2096,48

2521,3

0,46

17033144

0,462

Рисунок 3-График изменения среднего пластового давления в процессе разработки залежи нефти.

Построим кривые изменения показателей разработки от времени

Рисунок 4-График зависимости дебита жидкости , добычи нефти в поверхностных условиях, добычи водыот времени.

Рисунок 5-График зависимости текущей обводненности, коэффициента текущей нефтеотдачиот времени.

Рисунок 6 - График зависимости накопленной добычи нефти от времени.

studfiles.net

РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид: Q=k(pпл – pзаб)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=Kпр.(pпл – pзаб)(2) где Kпр.- 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, м Па*с; - приведенный радиус скважины, м; RK - радиус контура питания, м. Из сопоставления (2) и (3) получаем(4)где bн - 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 нефтиСвязь между газонасыщенностью нефти и ее объемным коэффициентом (при t = 20 0 C)

bн =1+3,05*10-3 Г0 при Г0≤400 м3/ м3,bн =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)ум- содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, уа- содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, tпл- пластовая температура С, t - текущая температура С, ГОМ – 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 ГОМ в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (8):

[м3/т](8)Здесь Tст=293.15 К, Tст=273 К, ρнд - плотность дегазированной нефти.Таким образом, определяем давление насыщения при tпл., а затем рассчитываем по (5) дебит скважины.Наименование исходных параметровОбозначение, размерностьВарианты заданий 12345678

Проницаемость призабойной зоныk [мкм2]0.250.220.200.190.270.250.200.22

Толщина пластаh [м]53456789

Плотность дегазированной нефтиρнд [кг/м3]862840855850865865845840

Вязкость нефти в пластовых условияхнп [м Па*с]21234567

Плотность пластовой нефтиρнп [кг/м3]805805805805805805805805

радиус контура питанияRк [м]300300300300300300300300

Приведенный радиус скважиныrпр [м]0.010.0150.0110.0120.0130.0140.0160.017

Пластовое давлениеPпл[МПа]2525252525252525

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефтиG0(Г0) [м3/м3]78.588.578.598.568.598.5100.5110.5

Давление насыщения при t = 20 СPнас20[МПа]8.488.488.488.488.488.488.488.48

Пластовая температураtпл[С]82921028595100115120

Содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условияхум0.6220.6220.6220.6220.6220.6220.6220.622

Содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условияхуа0.0270.0270.0270.0270.0270.0270.0270.027

Наименование исходных параметровОбозначение, размерностьВарианты заданий 910111213141516

Проницаемость призабойной зоныk [мкм2]0.210.230.240.160.200.300.330.35

Толщина пластаh [м]243678910

Плотность дегазированной нефтиρнд [кг/м3]872860875870855855865870

Вязкость нефти в пластовых условияхнп [м Па*с]12345677

Плотность пластовой нефтиρнп [кг/м3]805805805805805805805805

радиус контура питанияRк [м]300300300300300300300300

Приведенный радиус скважиныrпр [м]0.0140.0120.0130.0140.0150.0160.0170.018

Пластовое давлениеPпл[МПа]2525252525252525

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефтиG0(Г0) [м3/м3]100.5120.5110.590.5130.5140.5150.5160.5

Давление насыщения при t = 20 СPнас20[МПа]8.488.488.488.488.488.488.488.48

Пластовая температураtпл[С]928211095105120125130

Содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условияхум0.6220.6220.6220.6220.6220.6220.6220.622

Содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условияхуа0.0270.0270.0270.0270.0270.0270.0270.027

www.freedocs.xyz

Массовый дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Массовый дебит

Cтраница 3

Результаты определения распределения температуры с шагом по глубине скважины Н 200, 500, 1000, 1500, 2000, 3000, 4000, 4500м, при работающей скважине с массовым дебитом QM 50, 100, 150, 200, 250, 300, 400 т / сут приведены в таблице.  [31]

В случае одномерного потока пласт представляется своего рода укрупненной трубкой тока, а из условия неразрывности потока следует, что при установившейся одномерной фильтрации расход массы жидкости в единицу времени ( массовый дебит G) через все изобарические ( эквипотенциальные) поверхности, определяемые уравнением rconst, в трубке тока будет один и тот же.  [32]

Пренебрегать сжимаемостью жидкости в установившемся потоке можно только при условии достаточно малой величины коэффициента рж и не очень большого перепада давления А рсрк - Рс В этом случае можно, как для несжимаемой жидкости, считать постоянным вдоль потока не только массовый дебит, но и объемный. В противном случае вдоль потока: постоянен только массовый дебит; массовая скорость фильтрации изменяется по тому же закону, что скорость фильтрации для несжимаемой жидкости.  [33]

Рассмотрим замкнутый круговой пласт. Массовый дебит газа центральной гидродинамически совершенной скважины принимаем постоянным во времени.  [34]

Принимаются условия: массовый дебит исследуемой скважины G0 const; дебиты соседних скважин постоянны; распределение давления в пласте до начала исследования установившееся.  [35]

Пренебрегать сжимаемостью жидкости в установившемся потоке можно только при условии достаточно малой величины коэффициента рж и не очень большого перепада давления А рсрк - Рс В этом случае можно, как для несжимаемой жидкости, считать постоянным вдоль потока не только массовый дебит, но и объемный. В противном случае вдоль потока: постоянен только массовый дебит; массовая скорость фильтрации изменяется по тому же закону, что скорость фильтрации для несжимаемой жидкости.  [36]

Вместе с тем проявление нарушения закона Дарси аналогично уменьшению относительной фазовой проницаемости для газовой фазы. Как видно из приведенных результатов, при заданном постоянном массовом дебите легких компонентов в случае учета нелинейности закона сопротивления отбирается большее количество тяжелых компонентов по отношению к легким, чем в базисном варианте.  [38]

Выражение ( 166) называют формулой Дюпюи для газа. Для этого необходимо объемный дебит Q заменить на массовый дебит QM, а давление заменить на функцию Лейбензона.  [39]

Таким образом, имея необходимые исходные параметры скважины, компонентный состав и физические свойства компонентов, можно изложенными выше способами найти массовый дебит продукции из скважины и удельную энергию, которую необходимо сообщать каждой единице массы или веса продукции, чтобы эксплуатировать скважину на установившемся режиме с заданным дебитом Qsrct нефти.  [40]

Число узлов разностной сетки по осям-15, Ни 4 соответственно. Элемент вскрыт тремя скважинами с постоянными массовыми дебитами 400, 300 и 200 т / сут по всей глубине газоносности. Пластовая смесь моделируется трех-компонентной системой метан - н-бутан - н-декан.  [41]

Рассмотрим горизонтальный пласт мощности Н, вскрытый совершенной скважиной и содержащий в начальный момент газ под давлением Pconst. Допустим, что через скважину, радиус которой г0, начинается закачка или отбор газа с постоянным массовым дебитом q, причем q0 отвечает закачке, а q0 - отбору газа.  [42]

Рассмотрен также вопрос о влиянии неизотермичности на состав выносимой из пласта продукции. Начальное давление принято равным 35 МПа. Расчеты проведены для постоянного массового дебита легких компонентов 670 4 т / сут.  [44]

Формулу (3.48), определяющую дебит скважины при притоке к ней несжимаемой жидкости, называют формулой Дюпюи, по имени ее автора - французского гидравлика XIX в. Из формул (3.45) и (3.48) следует, что дебит прямо пропорционален перепаду давления kp-pt - рс. Зависимость дебита от - перепада давления Q / ( Др) называется индикаторной линией. Отметим попутно, что вид индикаторной линии не зависит от геометрии потока и определяется только законом фильтрации. Отношение массового дебита скважины Qm к перепаду давления Ар называется коэффициентом продуктивности скважины К.  [45]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид:

Q=k(pпл – pзаб)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=Kпр.(pпл – pзаб) (2)

где Kпр.- 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; RK - радиус контура питания, м. Из сопоставления (2) и (3) получаем

(4)

где bн - 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)

 

bн =1+3,05*10-3Г0 при Г0≤400 м3/ м3,

bн =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)

ум- содержание метана в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, уа- содержание азота в газе однократного разгазирования при стандартных условиях, tпл- пластовая температура °С, t - текущая температура °С, ГОМ – 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 ГОМ в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (8):

 

[м3/т] (8)

Здесь Tст=293.15°К, Tст=273 °К, ρнд - плотность дегазированной нефти.

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

Наименование исходных

параметров

Обозначение, размерность

Варианты заданий

 

Проницаемость призабойной зоны

k[мкм2]

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/м3]

Вязкость нефти в пластовых условиях

µнп [мПа*с]

Плотность пластовой нефти

ρнп[кг/м3]

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) [м3/м3]

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[мкм2]

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/м3]

Вязкость нефти в пластовых условиях

µнп [мПа*с]

Плотность пластовой нефти

ρнп[кг/м3]

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) [м3/м3]

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; просмотров: 107 | Нарушение авторских прав

mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.016 сек.)

mybiblioteka.su

Объемный дебит - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Объемный дебит

Cтраница 2

Так как RegcReKp, закон Дарси соблюдается и объемный дебит скважины определен правильно. Малое значение Re позволяет сделать справедливое предположение о том, что при фильтрации нефти нарушение закона Дарси маловероятно.  [16]

Здесь ра - атмосферное давление; Q0 - объемный дебит газа, измеренный при нормальных условиях.  [17]

Пусть на первом режиме эксплуатационная скважина работает с объемным дебитом Qlf При переводе на второй режим дебит был уменьшен и стал равным Qz.  [18]

Допустим, что газовая скважина эксплуатируется так, что объемный дебит, приведенный к давлению в.  [20]

Здесь рат - атмосферное давление; Qo - - объемный дебит газа, измеренный при нормальных условиях.  [21]

Ар - разность плотностей воздуха и метана; Qr - объемный дебит источника метана, образующего слоевое скопление; рв - плотность воздуха; В - ширина выработки.  [22]

Здесь был выполнен: формальный Пересчет по формуле Q Qa - забойный объемный дебит скважины.  [23]

Из кривых рис. 45 видно, что при фиксированном значении Ар2 объемный дебит газа больше объемного дебита воздуха.  [24]

Из кривых рис. 45 видно, что при фиксированном значении Ар2 объемный дебит газа больше объемного дебита воздуха.  [25]

Предполагается, что скважина в радиусом гс, дренирующая круговой ограниченный пласт с радиусом гк, после длительной работы с постоянным объемным дебитом q0 в момент t 0 остановлена.  [26]

Ошибки в определении аср вследствие того, что эта величина входит под знак логарифма, практически несущественно влияют на точность установления объемного дебита ( оп.  [27]

В таком же полубесконечном пласте, что и в случае I, в момент времени t 0 пущена в эксплуатацию галерея с постоянным объемным дебитом Q. Требуется найти давление в любой точке пласта в любой момент времени.  [29]

Учитывая однозначную связь между параметром Рейнольдса потока пластовой нефти в перфорационном канале, плотностью перфорации nk, геометрическими характеристиками размеров перфорационных каналов и объемным дебитом скважины, найдем ответ на поставленный в примере вопрос.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru