Министерство образования и науки Республики Татарстан

Альметьевский государственный нефтяной институт

Е.В. Леванова, А.Т. Габдрахманов

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Методические указан я

по проведению практических занятий

по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений»

для бакалавров направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и о служ вание объектов добычи нефти» всех форм обучения

Альметьевск 2014

УДК 622.276.1/4

Л-34

Леванова Е.В., Габдрахманов А.Т.

Разработка нефтяных месторождений: Методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» для подготовки бакалавров направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения.– Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014. – 76с.

• методических указаниях по проведению практич ских занятий по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» представлены задачи по темам данной дисциплины в соответствии с раб чей пр граммой.

Методические указания предназначены для проведения практических занятий бакалавров всех форм обучения направления 131000 «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти».

Печатается по решению уче но-методического совета АГНИ.

Рецензент:

Ибрагимов И.И. – к.т.н., доцент кафедры геологии АГНИ

© Альметьевский государственный

нефтяной институт, 2014

2

Оглавление

Введение………………………………………………………………………… 4

1. Практическое занятие 1. Ввод месторождения в разработку. Определение технологических показателей разработки месторождения….. 5

2. Практическое занятие 2. Определение дебитов элементов для рядных систем расстановки скважин…………………………………………………. 10

3. Практическое занятие 3. Определение дебитов элементов для

площадных систем расстановки скважин…………………………………… 13

4. Практическое занятие 4. Определение коэффициентов охвата,

вытеснения, нефтеизвлечения………………………………………………… 15

4. Практическое занятие 5. Решение задачи на определение давления по формуле Щелкачева В.Н., Ван-Эвердингена и Херста………………………. 17

4. Практическое занятие 6. Расчет технологических пок з телей при разработке нефтяных месторождениях с использованием интеграла Дюамеля………………………………………………………………………… 20

4. Практическое занятие 7. Определение параме ров по методу

материального баланса………………………………………………………… 30

4. Практическое занятие 8. Расчет показателей разработки при разработке

на режиме растворенного газа………………………………………………… 33

9. Практическое занятие 10. Расчет показателей разработки при

законтурном заводнении………………………………………………………. 41

9. Практическое занятие 11. Задача на определение технологических показателей разработки месторождения по методике непоршневого вытеснения……………………………………………………………………… 46

9. Практическое занятие 12. Расчет осредненных относительных фазовых проницаемостей………………………………………………………………… 54

9. Практическое занятие 13. Расчет показателей разработки трещинно-

поровых коллекторов…………………………………………………………... 60

9. Практическ е занятие 14. Химические и тепловые МУН………………. 64

9. Практическое занятие 15. Определение технологических показателей разрабо ки месторождения по методике ТатНипИнефть………………….. 68

9. Пра ическое занятие 16. Задача на построение характеристик

вытеснения по фактическим данным динамики добычи нефти, воды и жидкости из нефтяной залежи………………………………………………… 74

Список литературы…………………………………………………………....... 75

3

Введение

Курс разработки нефтяных месторождений — один из основных по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти». Студент, изучающий этот курс, помимо усвоения теоретических основ разработки нефтяных месторождений, которые преподаются в лекционной части, должен овладеть методиками и практическими навыками расчетов процессов извлечения нефти и газа из недр.

Ухудшение структуры ресурсной базы РФ, в особенности Татарстана, по словам советника Президента РТ Р.Х. Муслимова, «требует принятия кардинальных мер, направленных на повышение эффективности имеющихся технологий увеличения нефтеотдачи пластов и созданию принципи льно новых технологий рациональной разработки нефтяных месторождений на базе новых научных достижений». С этим нельзя не согласиться, поскольку доля трудноизвлекаемых запасов нефти в целом по РФ сос авляет около 60 %, а в старых нефтедобывающих районах, в том числе и в Татарстане, она достигает 80 % и более. При этом величина коэффиц ента звлечения нефти (КИН) и степень восполнения запасов за счёт гео огоразведочных работ (ГРР) определяют состояние нефтяной отрасли. Доля прироста запасов за счёт ГРР составляет всего 15 %. А резервы нефтедобычи в старых длительно разрабатываемых месторождениях ольшие, потому что, это, как правило, крупнейшие объекты разработки. И низкий проектный КИН оставляет резерв добычи нефти для четвёртой стадии разработки в том числе за счёт МУН.

Нефтедобывающ я отрасль является определяющей геополитическую обстановку и конкрет о – благосостояние нашей страны и Республики.

4

Практическое занятие 1. Ввод месторождения в разработку. Определение технологических показателей разработки месторождения

Цель работы: Определение технологических показателей разработки при вводе месторождения в разработку.

Основные технологические показатели разработки месторождения можно разделить на две группы. Первая группа включает в себя основные показатели работы залежи, а вторая группа – основные показатели, связанные с фондом скважин.

9. группа

1. Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн .

2. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д. ед.

	z(t) 		qн (t)
			Nизв
3.		Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов ( кущих извлекаемых
	запасов), %. На последний год z = 100%.

z(t) 	qн (t)
	N изв  Qн 100%

4. Накопленная добыча нефти

t

^Q н ^ ^qнi

1. 1

5. Коэффициент нефтеотдачи ( коэффициент извлечения нефти – КИН) – отношение накопленной добычи нефти к её начальным геологическим запасам (в % или д.ед.). Обе величины должны быть определены в одних условиях (либо в поверхностных, либо в пластовых).

(t) 	Q (t)
	Nгеол
Текущий КИН

Конечный КИН = N_извл/N_геол

6. Годовая добыча жидкости, в млн. тонн. Всего, в ом числе механизированным способом.

6. Годовая добыча газа, млн. м³.

Накопленная добыча газа, млрд. м³.

8. Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн жидкости, млн. м³ (газа).

8. Обводненность, в % или д.ед. Обозначение – В_н или ν(t). Это доля воды в двухфазном потоке продукции:

• _{(t) } ^qв ^(t) q_ж (t)

9. Компенсация отбора закачкой – это отношение закачанного объема воды к объему отобранной жидкости. Оба объема считаются в пластовых условиях.

5

Этот показатель может варьировать на разных этапах и в разных условиях разработки. Вначале он может быть < 100%, потом быть равным 200-300%, а затем опять снижаться.

35. группа

1. Темп ввода скважин из бурения.

2. Эксплуатационный фонд.

3. Действующий эксплуатационный фонд.

4. Количество добывающих и нагнетательных скважин.

5. Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу, приемистость нагнетательных скважин.

Задача 1. Месторождение разбурено равномерной сеткой скв жин. Плотность сетки скважин S=25 га/скв; нефтенасыщенн я толщина

h=(3+0,25·N) м; пористость m= 0,2; начальная нефт насыщенность S_n= 0,7; плотность нефти в пересчете на поверхностные условия ρ=0,88 г/см3.

Здесь N – номер варианта.

Месторождение разбуривается и вводится в разработку в течение 7 лет по 20 скважин в год. Темп отбора нефти от НИЗ элемента в течение первых трех лет составляет 5%, затем происходит падение добычи нефти в среднем на 4% ежегодно. При отборе всех введенных запасов конечный коэффициент нефтеизвлечения составит 0,48.

При расчете отбора жидкости принять, что среднегодовая обводненность добываемой продукции численно равна накопленному отбору нефти с начала разработки, выраженному в процентах от НИЗ месторождения.

Требуется:

1. Рассчитать дин мику технологических показателей разработки по годам на 15 лет;

· Годовую д бычу нефти,

· Темп тб ра в % от НИЗ (годовая добыча в % от НИЗ), · Темп отбора в % от ТИЗ (годовая добыча в % от ТИЗ),

· На опленную (нарастающую) добычу нефти с начала разработки, · На опленную добычу нефти с начала разработки в % от НИЗ, · Текущий КИН, · Обводненность (содержание воды) добываемой продукции в %,

· Годовую добычу воды

· Средний дебит одной скважины по нефти · Средний дебит одной скважины по воде

2. Построить график изменения годовой добычи нефти и среднегодовой обводненности продукции по годам на 15 лет.

6

Указание.

1. Найти начальные балансовые запасы нефти на группу скважин.

НБЗ_гр=20 S h m S_n ρ

2. Найти начальные извлекаемые запасы нефти(НИЗ) на группу

НИЗ_гр = НБЗ_гр*КИН

3. Найти НИЗ месторождения НИЗ=7*НИЗ_гр

3. Записать в первую строчку таблицы годовые объемы добычи нефти из

скважин первого года ввода

4. во втором году вводится такое же количество запасов нефти. Добычу нефти по годам из скважин второго года ввода записать во вторую строчку таблицы и т. д.

	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й	8-й
	год	год	год	год	год	год	год	год
1-ввод	q1	q2	q3	q4	q5	q6	q7	q8
2-ввод		q1	q2	q3	q4	q5	q6	q7
3-ввод			q1	q2	q3	q4	q5	q6
4-ввод				q1	q2	q3	q4	q5
5-ввод					q1	q2	q3	q4
6-ввод						q1	q2	q3
7-ввод							q1	q2
Qн годовая

По вычисле ым значениям годовой добычи нефти рассчитываются остальные п казатели разработки.

Пример ешения задачи для N=30 на 9 лет.

1. определяем нефтенасышенную толщину пласта: h= 3+0,25·N=3+0,25*30=3+7,5=10,5(м).

2. вычислим начальные балансовые запасы для группы скважин:

НБЗ_гр=20 S h m S_n ρ=20*250000*10,5*0,2*0,7*0,88=6468 (тыс.т).

3. вычисляем НИЗ для группы скважин:

НИЗ_гр= НБЗ_гр*0,48= 3104,64(тыс.т)

4. Вычисляем НИЗ месторождения:

НИЗ=3104,64*7=21732,48(тыс.т)

5. Вычисляем НБЗ месторождения:

НБЗ=6468*7= 45276 (тыс.т).

7

6)Определяем добычу нефти по годам для первой группы скважин:

q₁= q₂= q₃=3104,64*0,05= 155,232(тыс.т).

q₄= q₃*0,96=155,232*0,96= 149,023(тыс.т)

q₅= q₄*0,96=149,023=0,96=143,062 (тыс.т) и т.д.

7. полученные данные записываем в первую строчку таблицы

7. добычу нефти по годам для второй группы скважин записываем со сдвигом на 1 год.

7. добычу нефти по годам для третьей группы скважин записываем со сдвигом еще на 1 год и т.д.

	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й год	8-й	9-й
	год	год	год	год	год	год		год	год
1-ввод	155,23	155,23	155,23	149,02	143,06	137,34	131,85	126,57	116,66
2-ввод		155,23	155,23	155,23	149,02	143,06	137,34	131,85	126,57
3-ввод			155,23	155,23	155,23	149,02	143,06	137,34	131,85
4-ввод				155,23	155,23	155,23	149,02	143,06	137,34
5-ввод					155,23	155,23	155,23	149,02	143,06
6-ввод						155,23	155,23	155,23	149,02
7-ввод							155,23	155,23	155,23
Qн годовая по	155,23	310,46	465,7	614,72	757,78	895,12	1026,97	998,31	926
месторожд.

10. Суммируя по столбцам, находим добычу нефти по годам для месторождения в целом.

Для записи результатов дальнейших расчетов составляем новую таблицу.

10. Темп тбора от НИЗ определяем по формуле:

Т_НИЗ= Q_{н годовая}/НИЗ*100

12. Накопленную добычу нефти определяем по формуле: Qн нак(t)= Qн нак(t-1)+ Qн годовая(t).

12. Остаточные НИЗ на начало года t или текущие извлекаемые запасы нефти(ТИЗ) определяем по формуле:

ТИЗ(t)=НИЗ- Qн нак(t-1)

12. Темп отбора от ТИЗ определяем по формуле:

Т_ТИЗ= Q_{н годовая}/ТИЗ*100.

15. Коэффициент использования запасов определяем по формуле:

К_исп(t)= Qн нак(t)/НИЗ*100.

16. Текущий КИН определяем по формуле:

8

КИН_тек(t)= Qн нак(t)/НБЗ.

17. годовую добычу воды определяем из формулы:

В= Qв/( Qв+ Qн) → Qв= Qн*В/(100-В)

17. определяем действующий фонд добывающих скважин, предполагая, что в течении 15 лет скважины не отключатся:

в первом году N1=20, во втором году N2=40, в третьем году N3=60, в четвертом году N4=80, в пятом году N5=100, в шестом году N6=120, в 7-15

годах N7=… = N15=140.

17. Дебит одной скважины определяем по формуле:

q_н= Q_{н годовая}/(365*N), т/сут; q_в= Q_{в годовая}/(365*N), т/сут

Расчеты по пп11-18 для первого и второго года показать подробно, а для остальных годов достаточно показать только в таблице.

	1-й	2-й	3-й	4-й	5-й	6-й	7-й год	8-й	9-й
	год	год	год	год	год	год		год	год
Qн годовая, тыс.т	155,23	310,46	465,7	614,72	757,78	895,12	1026,97	998,31	926
Темп отбора от	0,71	1,43	2,14	2,83	3,49	4,12	4,73	4,59	4,44
НИЗ, %
Qн нак, тыс.т	155	466	931	1546	2304	3199	4226	5224	6189
ТИЗ на начало	21,73	21,58	21,27	20,8	20,19	19,43	18,53	17,51	16,51
года, млн.т
Темп отбора от	0,71	1,44	2,19	2,96	3,75	4,61	5,54	5,70	5,84
ТИЗ, %
Коэфф. исполь.	0,71	2,14	4,29	7,11	10,60	14,72	19,45	24,04	28,48
запасов, %
КИН тек, д.е	0,003	0,01	0,021	0,034	0,051	0,071	0,093	0,115	0,137
Обводненность,	0,71	2,14	4,29	7,11	10,60	14,72	19,45	24,04	28,48
%
Qв годовая, ыс.	1,12	6,80	20,85	47,08	89,86	154,50	247,90	315,93	384,06

9

Практическое занятие 2. Определение дебитов элементов для рядных систем расстановки скважин

Цель работы: Определение дебитов для рядных систем расстановки скважин.