- •Лекция 1.
- •Основы технологических расчетов и разработка нефтяных месторождений
- •Подготовка исходных данных для технологических расчетов
- •Лекция 2.
- •Проявление упругого режима
- •С применением законтурного заводнения:
- •Л.3. Разработка месторождений при режимах растворенного газа и газонапорном
- •Лекция 4.
- •1. Основные показатели разработки
- •Лекция 5 Основы теории непоршневого вытеснения нефти водой
- •От безразмерной координаты ζ (в)
- •Лекция 6. Разработка трещиновато-пористых пластов при вытеснении нефти водой
- •Опыт и проблемы разработки месторождений с применением заводнения
- •С несколькими пропластками:
- •1, 2 И 4 - соответственно пропластки а, б и в; 3 - линза в проиластке;
- •3, 4 И 5 - линзы; 6 - условный контур нефтеносности
- •Разрабатываемого при трехрядной схеме расположения скважин:
- •Лекция 9. Методика ТатНипи
- •Расчет технологических показателей разработки Расчет показателей разработки
- •Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
- •Расчет динамики дебитов нефти и воды
- •Лекция 10. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пластов
- •Причины образования остаточной нефти и пути её извлечения
- •Потенциальные возможности и критические факторы методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Направления и фазы развития методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Условия успешного применения методов. Принципы внедрения методов на конкретных месторождениях
- •Критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Методы увеличения нефтеотдачи пластов в зависимости от геолого-физических условий
- •Основные критерии для применения физико-химических агентов, увеличивающих нефтеотдачу пластов
- •Основные критерии для применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Дополнительные критерии применимости методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •4. Нагнетание водорастворимых пав.
- •6. Вытеснение нефти горением.
- •7. Вытеснение нефти паром.
- •Эффективность методов увеличения нефтеотдачи пластов
- •Оценка технологического эффекта на поздней стадии разработки
- •Увеличения нефтеотдачи.
- •Водонефтяного фактора lg w от логарифма накопленной добычи воды lg Qв
- •Водонефтяного фактора lg w от накопленной добычи нефти Qн
- •В потоке lg nн от логарифма накопленной добычи жидкости lg Qж
- •Текущей добычи нефти q от времени t
- •Оценка технологического эффекта при применении методов увеличения нефтеотдачи пластов с начала разработки
- •Оценка экономического эффекта
- •От времени применения новых методов t.
- •2 И 2', 3 и 3', 4 и 4' - добыча нефти и себестоимость при новых методах разработки, внедряемых на разных стадиях; заштрихованные области - эффект от новых методов в добыче нефти
- •Лекция 12. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи заводненных пластов
- •Вытеснение нефти двуокисью углерода
- •Лекция 13. Мицеллярно-полимерное заводнение
- •Лекция 13
- •Заводнение с водорастворимыми неионогенными пав
- •Адсорбция неионогенных пав (типа оп-10) из водных растворов в нефтяных пластах
- •Удельные показатели применения водорастворимых пав для вытеснения нефти
- •Полимерное заводнение.
- •Раствора паа fр в зависимости от насыщенности s.
- •Щелочное заводнение
- •Нефть-0,1 %-ный раствор NaOh от содержания водной фазы.
- •От концентрации NaOh.
- •Влияние глинистости пород на эффективность вытеснения нефти
- •Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей
- •Внутрипластовое горение
- •Геолого-физические условия проведения внутрипластового горения на наиболее показательных объектах сша и Венесуэлы
- •Технологические результаты испытания внутрипластового горения
- •Вытеснение нефти паром
- •Циклическое нагнетание пара
- •Лекция 15.
- •При прямоточном внутрипластовом горении
- •Парогазоциклическое воздействие на призабойную зону скважины.
- •Процесс парогазового воздействия
- •Распределение мировых запасов тяжелых нефтей и природных битумов
- •Наиболее упрощенная классификация тяжелых нефтей и природных битумов
- •Классификация растворимых в хлороформе природных битумов
- •Классификация нефтей
- •Классификация нафтидов
- •Классификация нафтидов по величине коксуемости
- •Физико-химические свойства угленосной Куакбашской нефти
- •Обзор применяемых опытно-промышленных работ и методов разработки ввн и пб на месторождениях страны и за рубежом
Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
1. Подвижные запасы нефти (Qn)
Qn=QбК1К2, гдеQб – балансовые запасы нефти; К1- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К1=1-аS, где а – постоянный коэффициент (а=0,2),S– площадь, приходящаяся на одну скважину, км2; К2– коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).
К1=1-0,2∙0,49=0,9Qn=23∙0,92∙0,73=15,134 млн.т.
2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U2р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.
,
3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
где μ0=0,5 (1+ μ*)ρ*; ρ*= ρв /ρн;
А2– предельная массовая доля воды ( предельная обводненность) =0,99; μ0 –коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности вμ* раз и по плотности в ρ*раз.
μ0= 0,5∙(1+1,92) ∙1,44=2,1
А=
4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К3) при данной послойной неоднородности пласта (U2p) и предельной доле агента (А)
К3= Кнз+( Ккэ- Кнз)А,
где
;
;
Кз=0,246+(0,893-0,246)∙0,979=0,879
5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти Fопределяется из соотношения:
F=KH3+( KK3+ KH3)ln(1/(1-A));
F=0,246+(0,893-0,246)ln(1/(1-0,979))=2,749.
6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO) и нефти (QO) находятся из следующих формул:
QFO=QnF,QO=QnK3
QFO=15,134∙2,749=41,6 млн.тQO=15,134∙0,879=13,3 млн.т
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO2) в поверхностных условиях будут равными:
QFO2= QO+(QFO - QO)μ0;
QFO2=13,3+(41,6-13,3)∙2,1=72,8 млн.т.
7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости
; ;
а нефтеотдача пластов
Кно=Qo/Qб=13,3/23=0,578.
Расчет динамики дебитов нефти и воды
Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.
Нефтяная залежь с общим числом скважин (n0=73) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 8 лет по 10 скважин в год.
1. На первой стадии текущий дебит нефти
где t– годы,nt0– число действующих скважин вt-м году;
nt0 =ntб / 2+∑n(t-1)б;ntб- число пробуренных скважин вt-м году;
∑ n(t-1)б- общее число пробуренных скважин доt-го года.
Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:
Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
qtF2 = qt + (qtF- qt)μ0.
Обводненность Аt= (1-qt/qtF)∙100
Среднесуточный дебит одной скважины:
,
где nt0- число действующих скважин вt-м году;
ξэ– коэффициент эксплуатации скважин;
Для второй и третьей стадии текущий расход закачиваемой воды и среднесуточный дебит скважины рассчитываются по тем же формулам, что и для первой стадии.
2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qtи расчеты проводятся по следующим формулам:
текущий амплитудный дебит ,
расчетный текущий дебит ,
массовый текущий дебит жидкости: qtF2=qt+(qtF-qt)μ0.
3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой стадии при .
Для первой стадии при t=1,nt0= 5
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=0,114+(0,119-0,114)∙2,1=0,125 млн.т/год,
,
т/сут.
Для второй стадии при t=9
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=1,11+(1,68-1,11)∙1,68=2,30 млн.т/год,
Для третьей стадии при t=13
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=0,41+(1,1-0,41)∙2,1=1,86 млн.т/год,
Результаты расчетов приведены в таблице.
Таблица
Показатели разработки Киязлинского месторождения за 20 лет
Годы, t |
qt0, млн.т год |
Qt0, млн.т
|
Добыча, млн.т
|
Суммарная добыча, млн.т |
Vзакач. агента, млн.т/г qt3 |
Обвод- ненность, Аt,% | ||
нефти qt |
жидкосqtF2 |
∑ qt |
∑ qtF2 | |||||
1 |
0,11 |
0,91 |
0,11 |
0,12 |
0,11 |
0,12 |
0,18 |
8,57 |
2 |
0,34 |
2,73 |
0,33 |
0,38 |
0,44 |
0,5 |
0,55 |
13,59 |
3 |
0,54 |
4,56 |
0,52 |
0,64 |
0,96 |
1,14 |
0,89 |
19,94 |
4 |
0,75 |
6,38 |
0,68 |
0,91 |
1,64 |
2,08 |
1,22 |
25,68 |
5 |
0,97 |
8,20 |
0,82 |
1,19 |
2,46 |
3,27 |
1,54 |
30,76 |
6 |
1,22 |
10,02 |
0,95 |
1,46 |
3,41 |
4,73 |
1,84 |
35,24 |
7 |
1,50 |
11,85 |
1,06 |
1,74 |
4,47 |
6,47 |
2,13 |
39,20 |
8 |
1,78 |
13,30 |
1,11 |
1,96 |
5,57 |
8,43 |
2,34 |
43,58 |
9 |
2,05 |
13,30 |
1,11 |
2,30 |
6,68 |
10,73 |
2,58 |
51,86 |
10 |
2,43 |
13,30 |
1,11 |
2,74 |
7,79 |
13,47 |
2,90 |
59,61 |
11 |
2,97 |
13,30 |
1,11 |
3,35 |
8,90 |
16,82 |
3,34 |
66,94 |
12 |
3,83 |
13,30 |
1,11 |
4,25 |
10,01 |
21,07 |
3,99 |
73,95 |
13 |
3,83 |
13,30 |
0,41 |
1,86 |
10,42 |
22,93 |
1,69 |
77,78 |
14 |
3,83 |
13,30 |
0,36 |
1,82 |
10,78 |
24,75 |
1,62 |
80,14 |
15 |
3,83 |
13,30 |
0,32 |
1,78 |
11,10 |
26,53 |
1,55 |
82,21 |
16 |
3,83 |
13,30 |
0,28 |
1,73 |
11,37 |
28,26 |
1,48 |
84,03 |
17 |
3,83 |
13,30 |
0,24 |
1,69 |
11,62 |
29,95 |
1,42 |
85,64 |
18 |
3,83 |
13,30 |
0,21 |
1,64 |
11,83 |
31,59 |
1,36 |
87,07 |
19 |
3,83 |
13,30 |
0,19 |
1,59 |
12,01 |
33,18 |
1,30 |
88,34 |
20 |
3,83 |
13,30 |
0,16 |
1,54 |
12,18 |
34,72 |
1,25 |
89,48 |