5. Расчет дебита нефтяной скважины
Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид
Q = k( pпл – pзаб)n , (61)
Где Q – дебит скважины; k – размерный коэффициент пропорциональности; n – показатель степени, характеризующий режим движения жидкости (фильтрации).
При n = 1 выражение записывается так:
Q = Kпр( pпл – pзаб), (62)
Где Kпр – коэффициент продуктивности скважины, т / (сут МПа) (стандартные условия).
Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи
Q
=
(63)
Где k – проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м; h – толщина пласта (работающая), м; µнп – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; rпр – приведенный радиус скважины, м; Rк – радиус контура питания, м.
Из сопоставления (62) и (63) получаем
Kпр
= 0,54287
(64)
Где bн – объемный коэффициент нефти; ρнп – плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3.
В соответствии с (64) дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:
Q
= 0,54287
(65)
Задача 10. Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения, для следующих условий:
Проницаемость
призабойной зоны 0,25 мкм2;
толщина пласта 5м, плотность нефти в
пластовых условиях 805 кг/м3,
вязкость нефти в пластовых условиях 2
МПа
с;
плотность дегазированной нефти 862 кг/м3;
радиус контура питания 300м; приведенный
радиус скважины 0,01 м; пластовое давление
25 МПа; газосодержание (газонасыщенность)
пластовой нефти (объем газа приведен к
стандартным условиям)
(
)=
78,5 м3/м3;
давление насыщения при t
= 200
C
=
8,48 МПа; пластовая температура 820С;
содержание метана в газе однократного
разгазирования при стандартных условиях
=
= 0,622, а азота
=
= 0,027.
Решение. Прежде всего, рассчитываем по (41) объемный коэффициент нефти
= 1 + 3,05 10-3 78,5= 1,24.
Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. Для этого воспользуемся формулой (21), переписав ее следующим образом:
=
–
.
Приводим
заданное газосодержание
пластовой
нефти к размерностям
в вышеприведенном уравнении. Для этого
пользуемся (22):
=
= 84,8
Таким
образом, давления насыщения при
=
–
=11,18 МПа
Рассчитываем по (65) дебит скважины
Q
=
295,3 т/сут.
Расчетный дебит скважины в стандартных условиях составляет 295,3 т/сут.
6. Расчет дебита газовой скважины
Общее уравнение притока газа в скважину
-
= a
+ b
(66)
где
a и b –
числовые коэффициенты, соответственно,
и
–дебит
газа, приведенный к нормальным условиям,
/сут.
Давление на забое скважины
=
(67)
где
–
измеренное в межтрубном пространстве
давление на устье скважины, МПа;
–
глубина скважины, м;
–
относительная
плотность газа в скважине;
–
средняя
температура газа в скважине,
.
Числовые коэффициенты уравнение (66) рассчитывают методом наименьших квадратов по следующим формулам:
a
=
(68)
b
=
(69)
где
–
дебиты газа по отдельным замерам?
/сут
,
–
число
замеров.
Задача 11. Рассчитать дебит газовой скважины для следующих условий:
глубина скважины 2500 м; плотность газа в скважине 1,06 кг/ , средняя температура в скважине 47 .
Расчет дебита провести для давления =0,9
Результаты исследований представлены ниже.
Режим замера |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Параметры
давления
|
32 |
32,8 |
33,5 |
34,1 |
34,6 |
Установившийся
дебит газа при нормальных условиях
,
|
1 |
0,8 |
0,6 |
0,37 |
0 |
Решение. Рассчитываем забойный давления, соответствующие режимам замеров.
Режим 1.
=
32
= 32
Режим 2.
32
Режим 3.
33
Режим 4.
34,1
Определяем
пластовое давление
= 34,6
.
Число замеров в процессе исследования
скважины N
= 4. Рассчитываем
:
Режим
1.
=
–
= 1880,98 –
1608,81 = 272,15;
Режим
2.
= 1880,96 –
= 1880,96 –
1690,03 = 190,93;
Режим
3.
= 1880,96 –
= 1880,96 –
1764 = 116,96;
Режим
4.
= 1880,96 –
= 1880,96 –
1827,56 = 53,4.
Вычисляем коэффициент а.
а
=
=
0,6439
,
а также коэффициент b:
b
=
=
2,139
.
Рассчитываем забойное давление для заданного условия = 0,9
= 0,9 43,37 = 39,03 МПа,
а также
=
–
=1880,9569
– 1523,5750 = 357,3819.
Из уравнения (66)
=
или
=
=
=
=
=1,15
/сут.
Таким
образом, дебит скважины при
0,9
составит
1,15
/сут.