Анализ показателей разработки месторождения и практических расчетов

АННОТАЦИЯ

Сегодняшний день производительность нефтяных и газовых скважин напрямую зависит от разработке нефтегазовых месторождений. Количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазового месторождение ограничивают путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин и особенно, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Выделим условно две зоны в области фильтрации нефти вблизи скважины: верхнюю и нижнюю, разделенные горизонтальной плоскостью, проходящей через середину интервала перфорации в скажине на месторождение Шакарбулак.

ABSTRACT

Today, the productivity of oil and gas wells directly depends on the development of oil and gas fields in natural conditions, the amount of gas taken from the gas cap of an oil and gas field is limited by a significant decrease in the flow rates of oil wells, and especially those located near the gas-oil contact. Let us conditionally single out two zones in the oil filtration area near the well: the upper and the lower, separated by a horizontal plane passing through the middle of the perforation interval in the hollow to the Shakarbulak field. 

Ключевые слова: месторождения, нефть, перфорация, интервал, гидродинамический исследование, газовой шапка, вязкость, без газовой, безводный, скажин, дебит.

Keywords: fields, oil, perforation, interval, hydrodynamic study, gas cap, viscosity, without gas, waterless, well, debit.

ВВЕДЕНИЕ

В административном отношении месторождение Шакарбулак расположено в Гузарском районе Кашкадарьинской области Республики Узбекистан.

Район пустынный и в географическом отношении представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками 425-450 м. На месторождения нет постоянных источников пресной воды, район относится к безводном категориям. Для технических нужд используется вода доставляемая по водопроводу.

Климат района резко континентальный, типичный для полупустынных районов Средней Азии с сухим жарким летом и холодной зимой. В летнее время воздух прогревается до 35-45°С, а зимой температура колеблется от 5 °С до минус 20 °С. Среднегодовое количество осадков не превышает 400 мм. Особенностью района являются часто дующие, преимущественно юго-западного направления ветры, со скоростью 2-3 м/с. Отличается и “афганец” со скоростью 20-25 м/с.

Плотность населения низкая. Коренное население занимается скотоводством и хлопководством.

ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ

Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Характеристика нефти. На этапе поисково-разведочных работ (1990 г.) на месторождениях Шакарбулак в нефтяной залежи отбор нефти произведен в объекте, в скважине № 4 (интервал 3782-3770 м) вызвал некоторое сомнение в отобранных проб. Вследствие этого в 1993 г. был произведен повторный отбор образцов пластового флюида из этого же интервала опробования 3782-3770 м. Это стало возможным в связи с тем, что на месторождении с 1992 г. ведется пробная эксплуатация нефтяной под газовой залежи [1].

Отобранные пробы нефти и газа также рекомбинировались и исследовалась на установке фазовых равновесий фирмы «Альстом-Атлантик» методом однократного разгазирования. Полученный материал по результаты определению параметров приведено в таблице 1.

Анализируя полученные данные по скважине № 4 на стадии поисков разведочных работ (1990 г.) и в процессе опытно-промышленной эксплуатации (1993 г.) можно отметить, что по ряду физико-химических параметров жидких УВ, (плотность, молекулярный вес, начало кипения, газосодержание, фракционный и групповой состав УВ) полученный пластовый флюид можно отнести к высоко газанасыщенной нефти с большой примесью конденсата из зоны газонефтяного раздела, что действительно подтверждается близким расположением исследованного объекта к газонефтяному контакту [1].

Следовательно, в [1] использование параметров пластовой нефти по скважине № 4 представлялось некорректным. Вместе с тем рекомендовалось использовать следующие основные параметры, полученные в результате исследований скважины № 1:

• давление насыщения, МПа – 24,7;
• газа содержание, м³/м³ – 275;
• объемный коэффициент – 1,8;
• плотность пластовой нефти – 624 кг/м³;
• плотность сепарированной нефти – 902,4 кг/м³;
• плотность нефти растворенного газа (по воздуху) – 0,675.

Информация о вязкости нефти в пластовых условиях имеется только по скважине № 4. Однако, приведенные данные (0,25 мПа∙с и 0,31 мПа∙с) занижены, т.к. в рекомбинированных пробах нефти велика доля конденсата, на что указывает низкая плотность дегазированной нефти в стандартных условиях (0,797 г/см³; 0,801 г/см³). Заниженными представляются также значения вязкости дегазированной нефти, полученные по устьевым пробам в лаборатории г. Карши и составляющие от 0,8 мПа∙с до 2 мПа∙с, а в среднем 1,12 мПа∙с, т.к. величина вязкости газа насыщенной нефти, определенная с использованием эмпирической зависимости вязкости от газа насыщенной нефти от вязкости дегазированной нефти, установленной Чью и Конелли, оказалась также заниженной (0,25 мПа∙с). В связи с этим вязкость в [1] дегазированной нефти была определена по эмпирической зависимости ее от плотности дегазированной нефти в стандартных условиях и составила 3 мПа∙с. На основании полученного значения по формуле Чью и Конелли был выполнен расчет вязкости пластовой нефти, составившей 0,42 мПа∙с.

Таблица 1.

Результаты лабораторных исследований пластовой нефти

Характеристика газа. Газоконденсатные исследования проведены на объекте скважин № 4 (интервал 3785-3760 м).

По результатам лабораторных исследований проб от сепарированного газа и сырого конденсата, отобранных в процессе промысловых работ, в [1,2] был произведен расчет состава пластового газа и потенциального содержания в нем стабильного конденсата (таблицы -2).

Таблица 2.

Расчет состава пластового газа скважины № 4, интервал 3785-3760 м

Характеристика воды. Воды продуктивных горизонтов по химическому составу относятся к III классу по Пальмеру, жестким; по Сулину – сульфатно-натриевому типу, хлоридной группе, подгруппе натриевых. Плотность воды 1,06-1,09 г/см³. Содержание йода до 20, брома – до 200 и аммония – до 40 мг/л.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРЕДЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Скважина, эксплуатирующая нефтяную оторочку нефтегазовой залежи, вскрывает пласт таким образом, что верхние перфорационные отверстия h₀ находятся по вертикали на расстоянии от первоначального газонефтяного контакта, а вся вскрытая скважиной толщина, отсчитываемая от подошвы пласта, составляет h_с. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с образованием газового конуса представлена на рис 1.

Рисунок 1. Схема образования газового конуса

Определить условный предельный без газовый дебит скважины. Исходные данные для расчета приведены в табл. 4.

РЕШЕНИЕ

При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазового месторождение ограничивают путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин и особенно, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Следовательно, дебит нефтяных скважин должен быть малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов. Согласно приближенной методики расчета конусообразования, основанной на упрощенной теории фильтрации жидкости со свободной поверхностью, приближенно считается, что давления в каждый цилиндрическом сечении пласта определятся высотой столба нефти в данном сечении. окончательно формула для предельного без газового дебита нефти (такого дебита при котором в скважину притекает только нефть) иметь вид [4,6]

где: h_k –высота столба нефти на условном контуре питания с радиусом;

r_k=σ, отсчитываемая от подошвы пласта;

h_c –высота вскрытия нефтяной части месторождения (высота столба нефти, отсчитываемая от подошвы пласта при)

∆γ =(γ_н – γ_г) – разность удельных весов нефти.

 14,7 м³/сут

Таблица 3.

Таблица исходных данных для расчёта дебита №4 скважине месторождение Шакарбулак

Определение начального предельного безгазового-безводного дебита нефти скважины

Скважина, предназначенная для разработки нефтяной оторочки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, перфорируется только в интервале, расположенном в середине нефти насыщенной толщи. При этом, расстояние от верхних перфорационных отверстий до первоначального положения газонефтяного контакта составляет на таком же расстоянии отстоят нижние перфорационные отверстия от первоначального положения водонефтяного контакта. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с образованием газового и водяного конусов представлена на рис. 2.

Рисунок 2. Схема образования газового и водяного конусов

Требуется определить полный предельный безгазового-безводный дебит скважин. Исходные данные для расчета приведены в табл.5.

Таблица 4.

 Таблица исходных данных для расчёта дебита №4 скважине месторождение Шакарбулак

РЕШЕНИЕ

Выделим условно две зоны в области фильтрации нефти вблизи скважины: верхнюю и нижнюю, разделенные горизонтальной плоскостью, проходящей через середину интервала перфорации. Для первой зоны будем находить,  соответственно,  начальный безгазовый  дебит, а для второй - начальный безводный дебит [4]. Исходя из приближенной теории конусообразования, для предельного без газового дебита будет справедливо выражение:

 3,23 м³/сут

где: ∆γ₁ = (∆γ_н - ∆γ_г) - разность удельных весов нефти и газа. ∆γ₁ =7,72

Соответственно, формула для предельного безводного дебита имеет вид:

 86400 = 1,22 м³/сут

где: ∆γ₂ = (∆γ_в - ∆γ_н) - разность удельных весов воды и нефти. ∆γ₂ =2,93

Полный предельный без газово-безводный дебит нефти определяется суммой указанный дебитов:

q_H = q_H1 + q_H2 = 4,45 м³/сут

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Исходя из приведенной ниже таблицы дебита №4 скважин месторождение Шакарбулак и расчет предельный безгазово-безводный дебит нефти, в результате сравнения и при установление режима эксплуатации скважин или несоблюдение режима эксплуатации, на №4 скважине [1] после 2012 год извлекаемой дебит полностью перешел на воду.

Таблица 5.

Таблица дебита

Список литературы:

1. Агзамов А. Х. Проект пробной эксплуатации месторождения Шакарбулак. - Ташкент : УзбекНИПИнефтегаз, 1998.
2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1986. 332 с.
3. Пак С. А. Подсчет запасов нефти и газа месторождения Шакарбулак в Республике Узбекистан. - Ташкент : ОАО "Узбекгеофизика", 2001.
4. Санду С.Ф., Росляк А.Т., Галкин В.М. Практикум по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений» Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011.-88с.
5. Мищенко И. Т. Скважинная добыча нефти. - М. : "Нефть и газ", 2003
6. Мищенко И. Т. Расчеты при добыче нефти и газа. - М. : "Нефть и газ" , 2008.
7. Пак С. А. Подсчет запасов нефти и газа месторождения Шакарбулак в Республике Узбекистан. - Ташкент : ОАО "Узбекгеофизика", 2001.
8. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. – М. : «Недра», 1979, 271с