Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Практикум учеб
.pdfМинистерство образования и науки Российской Федерации
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет»
В.В. Поплыгин, С.В. Галкин
ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
ПРАКТИКУМ
Утверждено Редакционно-издательским советом университета
в качестве учебно-методического пособия
Издательство Пермского национального исследовательского
политехнического университета
2011
УДК 622.276 П57
Рецензенты:
канд. техн. наук, доцент И.Р. Юшков (Пермский национальный исследовательский политехнический университет);
канд. техн. наук, доцент Г.П. Хижняк (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть»)
Поплыгин, В.В.
П57 Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Практикум: учеб.-метод. пособие / В.В. Поплыгин, С.В. Галкин. – Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. по-
литехн. ун-та, 2011. – 132 с.
ISBN 978-5-398-00676-6
Содержит краткие теоретические сведения, касающиеся проектирования разработки залежей нефти и газа, указания для выполнения курсовых проектов, задания и методические указания по выполнению лабораторных работ с примерами их выполнения, а также программу дисциплины и вопросы для подготовки к сдаче экзамена.
Предназначено для студентов очной и заочной форм обучения, обучающихся по направлению 131000 «Нефтегазовое дело».
УДК 622.276
ISBN 978-5-398-00676-6 |
© ПНИПУ, 2011 |
2
СОДЕРЖАНИЕ |
|
Введение........................................................................................ |
5 |
1. Подсчет геологических запасов нефти и газа в залежах |
|
объемным методом....................................................................... |
6 |
2. Проектирование разработки нефтяных залежей ................... |
7 |
2.1. Системы разработки нефтяных залежей......................... |
7 |
2.2. Приведение истинной формы залежи к правильной |
|
геометрической форме............................................................. |
8 |
2.3. Режимы работы нефтяных залежей................................. |
10 |
2.4. Определение количества скважин и расстояния |
|
между ними............................................................................... |
12 |
2.5. Расчет основных технологических показателей |
|
разработки................................................................................. |
16 |
2.5.1. Поршневое вытеснение нефти водой ....................... |
16 |
2.5.2. Непоршневое вытеснение нефти водой ................... |
21 |
2.5.3. Определение показателей разработки |
|
при режиме растворенного газа.......................................... |
27 |
3. Проектирование разработки газовых залежей...................... |
28 |
4. Расчет экономических показателей вариантов разработки.... |
38 |
5. Указания по выполнению курсовых проектов ..................... |
49 |
6. Лабораторный практикум........................................................ |
51 |
Работа № 1. Определение начальных и остаточных |
|
извлекаемых запасов нефти в нефтяной залежи.................... |
51 |
Работа № 2. Выполнение технологических расчетов |
|
при проектировании площадного заводнения....................... |
56 |
Работа № 3. Определение распределения пластового |
|
давления для нефтяной залежи при упругом режиме.......... |
64 |
Работа № 4. Подсчет запасов и оценка коэффициентов |
|
извлечения газа и конденсата................................................. |
70 |
Работа № 5. Проектирование рационального размещения |
|
добывающих скважин для нефтяной залежи......................... |
71 |
3
Работа № 6. Определение показателей разработки |
|
нефтяной залежи на режиме истощения пластовой |
|
энергии ...................................................................................... |
73 |
Работа № 7. Формирование гидродинамической |
|
(фильтрационной) модели нефтяной залежи........................ |
75 |
Работа № 8. Оценка коэффициента извлечения нефти |
|
при проектировании разработки залежи............................... |
79 |
Работа № 9. Выполнение технико-экономической оценки |
|
вариантов разработки залежи................................................. |
83 |
7. Указания по выполнению лабораторных работ .................. |
90 |
Список литературы...................................................................... |
90 |
Приложение 1. Содержание рабочей учебной программы |
|
курса «Проектирование разработки нефтяных и газовых |
|
залежей» ....................................................................................... |
92 |
Приложение 2. Контрольные вопросы для подготовки |
|
к экзамену..................................................................................... |
97 |
Приложение 3. Исходные данные для выполнения |
|
лабораторных работ .................................................................... |
100 |
Приложение 4. Графики, необходимые для выполнения |
|
курсового проекта ....................................................................... |
129 |
Приложение 5. Образец титульного листа курсового |
|
проекта.......................................................................................... |
131 |
4
ВВЕДЕНИЕ
Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей – одно из направлений деятельности инженера – разработчика нефтяных и газовых месторождений, требующее приложения знаний и навыков, которыми студенты овладевают в процессе обучения в вузе по направлению «Нефтегазовое дело».
При проектировании разработки месторождений углеводородов должны применяться комплексные методы составления
иобоснования схем и проектов, в основу которых, прежде всего, должен быть заложен принцип рационального использования природных ресурсов. Рациональная разработка месторождений природных ископаемых в соответствии с утвержденной государственными органами проектно-технологической документацией является требованием «Закона о недрах» РФ, обеспечивающего соблюдение интересов государства как единственного владельца недр. Проектные решения должны обеспечить ведение разработки месторождений с наибольшей технологической
иэкономической эффективностью, исключающей непроизводительные потери ценного природного сырья. Эти требования достигаются соблюдением законодательства РФ и использованием современных технологий извлечения углеводородов.
Для проектирования разработки залежей углеводородов проводятся расчеты, основанные на дифференциальном и интегральном исчислениях и применении численных методов. Созданы компьютерные программы, позволяющие моделировать процессы, связанные с извлечением нефти и газа из недр, выполнять прогнозные расчеты объемов добычи углеводородов
идругих показателей на длительные периоды времени.
При изучении дисциплины «Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей» студенты осваивают основные принципы и методы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений (залежей), получают навыки выполнения расчетов по прогнозной оценке основных технологических по-
5
казателей разработки (добыча нефти и газа, закачка воды, коэффициенты текущей и конечной нефтеотдачи и др.).
Лабораторные работы выполняются в компьютерном классе с использованием стандартных и специальных программных средств.
1. ПОДСЧЕТ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАЛЕЖАХ ОБЪЕМНЫМ МЕТОДОМ
При объемном методе подсчета запасов нефти (газа) исходят из того, что нефть (газ) залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.
Для подсчета геологических запасов нефти, т, применяют формулу
Qн = V · Кп · Кн· ρнд · βн, |
(1) |
где V – геометрический объем нефтенасыщенного пласта, V = |
|
= Fн·hн, Fн – нефтенасыщенная площадь залежи, hн – |
средне- |
взвешенная нефтенасыщенная толщина; |
|
Кп – коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;
Кн – коэффициент насыщения порового пространства пласта нефтью;
ρнд – плотность дегазированной нефти в стандартных условиях;
βн – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, βн = 1/bн (bн – объемный коэффициент пластовой нефти).
Геометрический объем нефтенасыщенного пласта можно определить с помощью специальных программ (Surfer, ArcView, Irap RMS и др.).
Геологические запасы газа объемным методом определяются по формуле
6
Q |
=V m К |
|
|
Рн |
|
zст |
|
Тст |
, |
(2) |
||
|
|
Р |
|
|||||||||
го |
|
г |
|
z |
н |
|
Т |
пл |
|
|
||
|
|
|
|
|
ат |
|
|
|
|
|||
где V – геометрический объем газосыщенного |
пласта, V = |
|||||||||||
= Fг·hг, Fг – площадь газоносности залежи, hг – средневзвешенная газонасыщенная толщина;
m – средневзвешенная по объему газовой залежи пористость (коэффициент открытой пористости);
Рн – начальное пластовое давление; Рат – атмосферное давление, Рат = 0,1 МПа;
zн – коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении Рн и пластовой температуре;
zст – коэффициент сверхсжимаемости газа при стандартных условиях;
Тст – стандартная температура, Тст = 293 К; Тпл – пластовая температура;
Кг – коэффициент газонасыщенности порового простран-
ства.
Коэффициент сверхсжимаемости z определяется по экспериментальным графикам Брауна – Катца или по специальным формулам [7].
2. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
2.1. Системы разработки нефтяных залежей
Под системой разработки нефтяной залежи понимают совокупность мероприятий, направленных на перемещение нефти в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Система разработки включает последовательность и темп разбуривания залежи; количество, соотношение, расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин; мероприятия (методы) по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию
7
процесса разработки залежей. Схема расположения скважин, их количество, методы воздействия на продуктивные пласты – факторы, в наибольшей степени характеризирующие систему разработки.
Управление разработкой залежи осуществляется посредством следующих мероприятий:
1)выбора и установления режима работы залежи;
2)выбора количества и схемы размещения добывающих скважин (и нагнетательных – в случае поддержания пластового давления) в пределах площади нефтеносности, установления порядка ввода их в эксплуатацию;
3)выбора и установления технологического режима эксплуатации скважин;
4)контроля, анализа и регулирования процессов разработки залежи, эксплуатации скважин и нефтегазопромысловых систем.
2.2. Приведение истинной формы залежи к правильной геометрической форме
Эксплуатационные объекты, разработка которых проектируется, имеют в плане неправильную геометрическую форму. Проектирование разработки таких залежей затруднено, поэтому производят замену фактической формы залежи расчетной схемой правильной геометрической формы, т.е. схематизацию залежи [6]. Наиболее часто встречающуюся форму залежи – овальную – можно преобразовать в залежь, имеющую форму кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного контура (рис. 1).
Радиус контура нефтеносности для схематизированной формы
R = |
L |
, |
(3) |
|
2π |
||||
0 |
|
|
где L – длина контура нефтеносности.
8
Рис. 1. Приведение истинной формы залежи к расчетной
В объемном варианте залежь может быть представлена в виде цилиндра толщиной h, рассчитываемой через объем цилиндра:
h = |
V |
|
|
. |
|
(4) |
π R2 |
|
|||||
|
|
|
|
|||
|
|
0 |
|
|
|
|
Внутренний радиус кольца |
|
|
|
|
|
|
R = |
R2 |
− |
|
F |
, |
(5) |
|
π |
|||||
1 |
0 |
|
|
|
|
|
где F – фактическая площадь залежи (площадь нефтеносности). При сложных геометрических формах залежей они могут быть схематизированы отдельными участками полосовой и кру-
говой форм.
При внутриконтурном заводнении пласта формы отдельных участков определяются линиями, по которым расставлены нагнетательные скважины.
Залежи, осложненные тектоническими нарушениями, разделяются на участки, каждый из которых подлежит самостоятельной схематизации.
9
2.3. Режимы работы нефтяных залежей
Под режимом работы нефтяной залежи понимают характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток жидкости к забоям скважин. В зависимости от того, какие силы, вызывающие это движение, преобладают, различают различные режимы работы нефтяных пластов.
Упругий (упруго-замкнутый) режим
Отбор жидкости из пласта вызывает снижение в нем пластового давления, за счет этого происходит одновременное расширение пористой среды и насыщающих ее флюидов. Суммарный отбор жидкости из пласта за счет этих сил определяется упругостью пласта и жидкостей (запасом упругих сил сжатых пород и жидкостей), их объемом и величиной снижения давления:
|
Qж =(Ρнач −Ρтек )Vп β, |
(6) |
где Ρнач, Ρтек – начальное и текущее пластовое давление; |
|
|
Vп |
– объем пласта, в котором снижается давление; |
|
β |
– упругоемкость пласта. |
|
В замкнутых ограниченных пластах и запечатанных залежах развивается упругий (упруго-замкнутый) режим. При таком режиме можно извлечь из пласта за счет упругих сил не более 2–3 % содержащейся в залежи нефти, независимо от числа и размещения скважин.
Если нефтяная залежь гидродинамически хорошо связана с окружающей ее обширной пластовой водонапорной системой, то развивается упруговодонапорный режим.
Упруговодонапорный режим
При проявлении этого режима нефть из залежи вытесняется контурной или подошвенной водой без существенного снижения пластового давления. При этом режиме коэффициент неф-
10