- •1. Разработка нефтяных месторождений.
- •1.1 Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом
- •Решение
- •1.2 Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой.
- •Решение
- •1.3 Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении.
- •Решение
- •1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу материального баланса
- •Задача 1
- •Решение
- •Определяем значение среднего за рассматриваемый период газового фактора
- •Задача 2
- •Решение в выражении (3) для начальных геологических запасов нефти первое слагаемое в числителе выражает пластовой объем суммарной добычи нефти и газа при текущем пластовом давлении:
- •1.5 Определение показателей разработки месторождения при газонапорном режиме
- •Решение
- •1.6 Определение продолжительности разработки нефтяной залежи при водонапорном режиме
- •1.7 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой
- •Решение
- •1.8 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой
- •Решение
- •2. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
- •2.1Физико-химические свойства природных газов и конденсата.
- •2.1.1 Основные параметры Газовые законы
- •Параметры газовых смесей
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе. Объём паров после испарения жидкости
- •Критические и приведённые термодинамические параметры
- •2.1.2. Определение типа залежи По составу углеводородов
- •Метод Коротаева, Карпова
- •Состав природных газов, добываемых из конкретных месторождений
- •Физико-термодинамические свойства углеводородных компонент природного газа
- •Физико-термодинамические свойства неуглеводородных компонент природного газа
- •Единицы измерения
- •Пример расчета
- •Решение
- •Проверочные задания
- •2.1.2.1. Уравнения состояния. Плотность природного газа и конденсата.
- •1. Уравнение состояния совершенного газа Клайперона-Менделеева
- •2. Обобщённое уравнение состояния
- •3. Многопараметрические зависимости
- •Расчет плотности природного газа и насыщенного конденсата
- •Графо-аналитический метод Катца и Стендинга
- •Контрольные задания
Решение
1) Отметим, что по условию задачи
,
Следовательно упрощенные выражения для дебита нефти и дебита воды для рассматриваемого элемента системы разработки будут иметь вид:.
; (1)
; (2)
2) Порядок расчета следующий:
Задаемся проницаемостью обводнившегося пропластка (например в диапазоне от k* = 50*km до k* = km/2) и определяем время его обводнения по формуле:
[с], (3)
По формулам (1), (2) вычисляем дебит нефти qн(t*) и дебит воды qв(t*) для рассматриваемого элемента системы разработки. Расчеты повторяем аналогичным образом для других значений k* (в пределах указанного диапазона), при этом имеем в виду, что согласно (3), чем больше проницаемость обводнившегося пропластка, тем меньше время его обводнения.
3) Строим зависимость следующего вида:
t
[годы]
qн,
qв
1.3 Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи, работающей при внутриконтурном и законтурном заводнении.
Нефтяное месторождение характеризуется однородностью по проницаемости и толщине пласта, круговой формой и хорошей гидродинамической связью между законтурной и нефтяной частью. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за контуром месторождения. При его разработке применяется кольцевое заводнение в комплексе с законтурным. Схема месторождения, состоящего из одного законтурного ряда и одного кольцевого ряда нагнетательных скважин, и нескольких рядов добывающих скважин (расположенных параллельно кольцевому ряду и внешнему контуру нефтеносности) показана на рисунке.
Наименование исходных параметров |
значение |
|
Радиус внешнего ряда нагнетательных скважин |
RНЗ [м] |
3200 |
Радиус первого эксплуатационного ряда |
R1[м] |
2800 |
Радиус второго эксплуатационного ряда |
R2[м] |
2300 |
Радиус третьего эксплуатационного ряда |
R3[м] |
1800 |
Радиус кольцевого нагнетательного ряда |
RНК[м] |
1250 |
Радиус четвертого эксплуатационного ряда |
R4[м] |
700 |
Расстояние между скважинами в рядах |
2s [м] |
420 |
Радиус скважины |
rс [м] |
0.1 |
Толщина пласта |
h [м] |
15 |
Проницаемость пор пласта для нефти |
kн [м2] |
0.5*10-12 |
Проницаемость пор пласта для воды |
kв [м2] |
0.3*10-12 |
Вязкость нефти в пластовых условиях |
mН [мПа·с] |
2 |
Вязкость воды в пластовых условиях |
mВ [мПа·с] |
1 |
Давление на забоях нагнетательных скважин законтурного ряда |
PНЗ [МПа] |
19 |
Давление на забоях нагнетательных скважин кольцевого ряда нагнетательных скважин |
PНК [МПа] |
18 |
Давление на забоях добывающих скважин |
PЗАБ [МПа] |
15 |
Известно также, что в рассматриваемый момент времени закачиваемая вода проникла на расстояние от нагнетательных скважин:
rв= s/p.
Определить расходы воды, закачиваемой в каждую из нагнетательных скважин законтурного и внутриконтурного ряда, дебиты скважин каждого добывающего ряда.