- •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 эквивалентной ей электрической схемой. Для расчета давлений на забоях скважин в эксплуатационных
рядах составляем уравнение интерференции рядов скважин (используем закон фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде) путем обхода схемы сопротивлений от Pк до P3 :
Pк – P1 = (n1q1 + n2q2 + n3q3)W1 + n1q1w1
P1 – P2 = (n2q2 + n3q3)W2 + n2q2w2 - n1q1w1
P2 – P3 = n3q3 W3 + n3q3w3 - n2q2w2
Где ; -
внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления i-го ряда.
Полученная система уравнений устанавливает количественную связь между дебитами скважин и давлением на их забоях и на контуре питания пласта. Система разрешается относительно неизвестных q1, q2, q3.
1.8 Расчет технологических показателей разработки залежей при вытеснении нефти водой
Определить дебиты эксплуатационных скважин однородной по проницаемости и толщине пласта нефтяной залежи с круговыми рядами, работающей в условиях водонапорного режима при следующих данных:
Наименование исходных параметров |
Значение |
||
1 |
2 |
3 |
|
Радиус контура питания Rк [м] |
4490 |
4690 |
4890 |
Радиусы эксплуатационных рядов: R1 [м] |
2260 |
2420 |
2650 |
R2 [м] |
1870 |
1950 |
2050 |
R3 [м] |
1500 |
1550 |
1600 |
Количество скважин в рядах : n1 |
33 |
35 |
40 |
n2 |
22 |
25 |
28 |
n3 |
9 |
10 |
11 |
Радиус скважины rc [м] |
0.1 |
0.1 |
0.1 |
Мощность пласта h [м] |
8 |
9 |
10 |
Проницаемость пласта k [м2] |
0.9* 10-12 |
0.9* 10-12 |
0.9* 10-12 |
Вязкость нефти m [мПа.с] |
4.5 |
4.5 |
4.5 |
Давление на контуре питания пласта Pк [Мпа] |
15 |
16 |
17 |
Давление на забоях скважин Pзаб [Мпа] |
7 |
8.5 |
9.5 |