- •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
Представляем фильтрационную схему пласта для фильтрации воды и нефти эквивалентной ей электрической схемой
Где Wi и wi – внешние и внутренние фильтрационные сопротивления соответственно.
Для расчета расходов воды и дебитов нефти составляем систему уравнений интерференции фильтрационных сопротивлений (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы от Pн до P2, от Pнк до P2, от Pнк до P5. Будем иметь в виду, что общий расход воды, закачиваемый в кольцевой ряд нагнетательных скважин (НК) равен qнк. Однако, будем считать, что влево от этого ряда в сторону ряда добывающих скважин (3) поступает часть расхода d3 ×qнк, а другая часть d4×qнк уходит вправо. Также будем иметь в виду, что часть d21×q2 общего дебита нефти стягивающего ряда (2) обеспечена притоком нефти слева, а другая его часть d23×q2 – притоком справа. Полная система уравнений состоит из трех независимых подсистем и включает в себя следующие уравнения.
Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин законтурного ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:
;
;
где ; ;
; - доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 1-го ряда (слева).
Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоев добывающих скважин стягивающего ряда:
;
.
где - доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 3-го ряда добывающих скважин (влево);
; ;
; - доля дебита 2-го (стягивающего) ряда добывающих скважин, обеспеченная притоком нефти со стороны 3-го ряда (справа).
Уравнения, описывающие фильтрацию воды и нефти на участке пласта от забоев нагнетательных скважин кольцевого ряда до забоя центральной скважины:
;
;
;
где - доля расхода воды нагнетательного кольцевого ряда, поступающего в сторону 4-го ряда добывающих скважин (вправо);
; .
Кроме того, внутренние эквивалентные фильтрационные сопротивления при плоско-радиальной фильтрации нефти к добывающим скважинам i – го ряда определяются выражением:
, i = 1,..,5.
1.4 Прогнозирование показателей разработки месторождения по методу материального баланса
Нефтегазовое месторождение характеризуется сложным проявлением различных режимов работы продуктивного пласта.
Наименование исходных параметров |
Значение |
||
1 |
2 |
3 |
|
Начальное пластовое давление равное давлению насыщения P0=PН |
|
|
|
Нач. доля объема газовой шапки по отношению к объему всей залежи a0 |
0.15 |
0.2 |
0.15 |
Нач. газосодержание нефти Г0 [м3/м3] |
150 |
150 |
150 |
Нач. объемный коэффициент газа bГ0 |
0.006 |
0.006 |
0.006 |
Нач. объемный коэффициент нефти bН0 |
1.475 |
1.475 |
1.475 |
Насыщенность порового объема связанной водой SСВ |
0.12 |
0.12 |
0.12 |
Пластовое давление в процессе разработки снизилось до Pпл при котором: |
|
|
|
Газосодержание нефти Г [м3/м3] |
125 |
125 |
125 |
Объемный коэффициент газа bГ |
0.0063 |
0.0063 |
0.0063 |
Объемный коэффициент нефти bН |
1.415 |
1.415 |
1.415 |
Объемный коэффициент воды bВ |
1.028 |
1.028 |
1.028 |
Добыча нефти за этот период Cоставила QН [м3] |
1.06*106 |
1.06*106 |
1.1*106 |
Добыча газа составила VГ [м3] |
175*106 |
185*106 |
175*106 |
Добыча воды составила VВ [м3] |
5*104 |
6*104 |
4.2*104 |
Причем количество воды, внед- рившейся в залежь составило W [м3] |
1.225*106 |
1.1*106 |
1.*106 |