Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Казанский федеральный университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Вакула Я.В. Основы нефтегазового дела

.pdf

Скачиваний:

295

Добавлен:

10.02.2015

Размер:

1.17 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 95 6 7 8 9 > Следующая >>>

											НИ
				Рис. 6.3.5. График для определения
				приведённого радиуса совершенной
				скважины.
									ка	АГ
					о		т	е	ка
								е
				и

			б
		и	б			МЕСТОРОЖДЕНИЙ
7. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХл						МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Под разработкой нефтяной	б	ли газовой залежи понимается управление
Под разработкой нефтяной		ли газовой залежи понимается управление

процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным

скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа

ая

скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания

режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.

Совокупность указанных

данных с учетом охраны недр и окружающей

среды, определяет систему р зработки залежи или месторождения.

Рациональная система разработки –

это такая

система, при

которой

месторождение

минимальным

числом

скважин,

эксплуатируется

обеспечивающим зада

ые темпы добычи,

высокую конечную нефтеотдачу

(газоотдачу), при возмож о низкой себестоимости нефти.

Составн й частью разработки месторождений является выделение

объектов разработки (эксплуатационных объектов).

Объект

азработки – это искусственно выделенное в

пределах

месторождения

геологическое

образование

(пласт,

совокупность

пластов,

массив)

содержащее

промышленные запасы углеводородов,

которые

триз

извле ают

недр определенной группой скважин. Объекты выделяют с

уч том геолого-физических свойств

пород-коллекторов, физико-химических

свойств нефти, воды и газа, фазового состояния углеводородов, близкими значениями приведенных пластовых давлений.

Технология и техника извлечения нефти из недр на дневную поверхность определяется режимом работы залежи.

П о к а з а т е л и разработки абсолютные (количественные)

характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во

времени:

НИ

- добыча нефти - основной показатель - суммарный по всем

добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча,

приходящаяся на одну скважину.

ка

- добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды АГв единицу

времени,

- добыча газа – отношение объема газа к количеству нефти, извлеченных

из скважины в единицу времени,

- накопленная добыча – отражает количество н фти, добытое по объекту

за весь прошедший период времени.

Задача 7.1. Определение дебита эксплуатационных скважин нефтяной

залежи

Определить дебит эксплуатационных скважин нефтяной залежи, форма

которой в расчётах схематизируется кольцом.

Радиус приведенного контура питания R0 = 4490 м; радиусы

эксплуатационных рядов: R1 = 2260 м, R2 =1870 м, R3 = 1550 м. Число скважин в

рядах: n1 = 33, n2

= 22, n3

=9; радиус скважбны rс = 0,1 м; мощность пласта h = 6

м; проницаемость k = 0,9·10-12

м2; вязкость нефти μн = 4,5 мПа·с; давление на

контуре области питания Рк = 14 МПаи; забойное давление в скважинах Рзаб = 7

МПа.

ая

Решение: Дебиты

скважин qi найдем, пользуясь

эксплуатационных

следующей системой ур внений, составленной для трёх рядов скважин:

q ln

+ n q ln

- q

= 0 ;

n3rc

3 3

n2rc

)lnн

= 0 ;

(n q

+ n q

- q ln

n2rc

n1rc

q ln

+ (n q + n q

+ n q )ln

2πkh(Pк − Pзаб )

n1rc

μн

Из первоготруравнения находим

+ n3 ln

1550

+ 9 × ln

1870

n3rc

× 0,1

1550

q = 1,36 × q

1870

22 ×0,1

Из второго уравнения аналогично находим

НИ

+ (n × q

+ n q )ln

1,36 × ln

+ (n ×1,36 + n )ln

q =

n2rc

q =

АГ

n r

1 c

1,36 ×ln

1870

+ (22 ×1,36 + 9)ln

2260

22 × 0,1

1870

= 2,53× q

2260

ка

33×0,1

Из третьего уравнения с учётом найденных соотношений имеем

2,53× q ln

2260

+ (33

× 2,53 + 22 ×1,36 + 9)q ln

4490

2 ×3,14 ×0,9 ×10−12 × 6 ×(14 - 7)×106

×86400

×10−3

33× 0,1

2260

4,5

или 113,83·q3 = 45,6·102 м3/сут, откуда q3 = 40,1 м3/сут. Сл довательно, q2 = 54,5
м3/сут; q1 = 103 м3/сут.				е
Относительные показатели характеризуют процессо					извлечения продукции
в долях от запасов нефти:			б	л

-темп разработки – отношение годовойидобычи нефти к извлекаемым
запасам.	Выражается в процентах,		изменяется во		времени	и отражает
влияние на процесс разработки всех технологических операций.
В	начальный период вводятся		в эксплуатацию новые			скважины из
		б
бурения, количество добываемой нефти непрерывно увеличивается и достигает
максимума (первая стадия), и какой тои			период удерживается на этом уровне со
стабильным годовым отбором нефти (вторая стадия). Третья стадия – период
	ая				Завершающий период
падения добычи нефти и снижения темпа разработки.

(четвертая стадия) характерен низким темпом разработки, высокой обводненностью продукции и медленным падением добычи. Темп разработки

не должен превышать 8 – 10 % в год, а средний за весь период					должен быть в
пределах 3 – 5 % в год.
-			н		суммарному
	обводненность продукции (отношение дебита воды к
		о		н
дебиту нефти и воды),
-	темп тб ра жидкости (отношение годовой добычи жидкости к
	тр
извлекаемым запасам нефти),

- водонефтяной фактор (отношение значений добычи воды к нефти в м3/т),

- плас овое давление, пластовая температура, расход нагнетаемых в пласт реагентов и пр.

л	е
л	Задачак	7.2. Определение продолжителности разработки	нефтяной
за ежи.
	Определить продолжительность разработки круговой залежи нефти при
следующих данных: радиус начального контура нефтеносности Rн			= 3000 м;
		43

	НИ
радиусы эксплуатационных рядов: R1 = 2400 м, R2 =2000 м, R3 = 1600 м. В
центре пласта одна скважина с радиусом rс = 0,01 м. Расстояние между
скважинами в рядах σ = 150 м, мощность пласта h = 10 м, пористость m = 12 %.
Каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q = 50 м3/сут. Все
ряды работают одновременно.

Решение: Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи

= π·(Rн2 - R12)·h·m = 3,14 (32 – 2,42)·106·10·0,12 =12,2·106

м3;

АГ

ка

V2 = π·(R12 - R22)·h·m = 3,14 (2,42 – 22)·106·10·0,12 =6,34·106

м3;

= π·(R22 - R32)·h·m = 3,14 (22 – 1,62)·106·10·0,12 =5,42·106 м3;

= π· (R32 - rс2)·h·m = 3,14 (1,62 – 0,012)·106·10·0,12 =9,6·106 м3.

Число скважин в каждом ряду

n1 = 2πR1/2σ = 2·3,14·2400/300 = 50;

n2 = 2πR2/2σ = 2·3,14·2000/300 = 42;

n3 = 2πR3/2σ = 2·3,14·1600/300 = 33.

Суммарный дебит ряда

=q·n1 = 50·50 = 2500 м3/сут;

=q·n2 = 50·42 = 2100 м3/сут;

Q3 =q·n3 = 50·33 = 1650 м3/сут.

Суммарный дебит всех скважин по этапам разработки:

Qр1 = q·(n1 + n2

ая

+n3 +1) = 50·(50+42+33+1) = 6300 м /сут;

второй этап

Qр2 = q·(n2 +n3 +1) = 50·(42+33+1) = 3800 м3/сут;

третий этап

/сут.

Qр3 = q·(n3 +1) = 50·(33+1) = 1785 м

Общие запасыннефти

тр

+ V2

+ V3 + V4 = (12,2+6,34+5,42+9,6)·106 = 33,56·106 м3.

Vобщ = V1

Продолжительность этапов разработки:

первого

= V1 /Qр1 =12,2·106/6300=1940 сут (167,5 Мс);

второго

= V2 /Qр2 =6,34·106/3800=1670 сут (144,5 Мс);

третьего			НИ
третьего
t3 = V3 /Qр3 =5,42·106/1785=3040 сут (263 Мс).
Общая продолжительность разработки		АГ
t = t1 + t2 + t3 = (1940+1670+3040)/365=18,2 года (575 Мс).		АГ
t = t1 + t2 + t3 = (1940+1670+3040)/365=18,2 года (575 Мс).
Задача 7.4. Определение скорости продвижения в пласте водонефтяого
контакта.	ка
контакта.
Нефтяной пласт работает при водонапорном режиме. Скважина,

пробуренная на этот пласт, фонтанирует при отсутствии свободного газа в

подъемных трубах, т. е. при условии Рбуф > Рн					е
Плотность пластовой нефти ρн = 850 кг/м3, воды ρв = 1000 кг/м3. Давление
на буфере закрытой скважины (при Q = 0) Р1			т
на буфере закрытой скважины (при Q = 0) Р1	= 2 МПа. Угол падения пласта α =
20°.		о
20°.
Требуется определить скорость продвижения в донефтяного контакта к
	и			направлениях, а также по
этой скважине в вертикальном св и горизонтальн м сг				направлениях, а также по

простиранию пласта сп, если через t = 50 мес. давление на буфере закрытой скважины понизилось до Р2 =1,7 МПа.

Решение: Скорости продвижения контура в указанных направлениях

определяются по следующим формулам:

(Р1

- Р2 )

св

;

n(ρв

- ρн )g

(Р1 - Р2 )ctgα

сг

;

n(ρв

- ρн )g

(Р1

- Р2 )

сп =

n(ρв - ρн )g ×sin α

Подставляя числовые зн чения в формулы, получим

(2 -1,7) ×106

ая

св =

= 4,1 м/мес;

50(1000 - 850) ×9,81

(2 -1,7) ×10

н0

св =

ctg20

= 11,3 м/мес;

50(1000 - 850) ×9,81

(2 -

×106

св =

1,7)

= 12 м/мес.

×sin 20

50(1000 - 850) ×9,81

Если наблюдение за давлением вести не на буфере, а на забое скважины

путем замеровтрглубинным манометром, то при Рзаб > > Рн (т. е. при отсутствии

свободного газа в

пласте) можно

по

приведенным в задаче формулам

просл дить за продвижением водонефтяного контакта по снижению забойного

дав енияе

при любых методах эксплуатации скважины.

8. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ МЕТОДОВ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает

НИ

высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. В процессе разработки природная пластовая энергия истощается и пластовое давление снижается при всех режимах работы залежи.

Наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора нефти


из залежи и коэффициентов извлечения,	характерных для напорных режимов,
является искусственное поддержание пластовой энергии.		ка	АГ

Поддержание пластового давления	(ППД) при зак чке		воды в пласт

осуществляется путём законтурного и внутриконтурного заводнений или же
различных модификаций этих процессов.					е
различных модификаций этих процессов.
	Рис. 8.1. Схема законтурного
	заводнения:
	1	– нефтяныетскважины;
	2		и
	2	– нагнетательные скважины;
	3	л				скважины;
	3	– контрольныео				скважины;
	4		–	внутренний			контур
	б
	нефтеносности;
	5		–		внешний		контур
б	нефтеносности.

Законтурное заводнение характернои тем, что нагнетательные скважины расположены за пределами залежи в лизи внешнего контура нефтеносности.

Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятные объекты законтурного заводнения – пласты сложенные однородными песками или

песчаниками с хорошей проницаемостью. Расстояние							нагнетательного ряда до
				н
внешнего ряда добыв ющих скважин принимают для однородных пластов в
			н
пределах 1000 – 1200 аям, а для пластов неоднородных и с низкой
проницаемостью 600 – 700 м.
	Повышен ое давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин,
активно воздействует только					на 2-3 ближайших ряда добывающих скважин.
		тр		залежей	значительных	по	площади применяют
При разраб тке
внутриконту ноео			заводнение (рис.8.2), сущность которого заключается в том,
что площадь залежи разрезается на отдельные участки рядами нагнетательных
скважин.				центрального заводнения		различают осевое, которое
	Среди систем
	е
хара теризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры, и
л
кольц воек		заводнение – с расположением нагнетательных скважин по кольцу

(рис. 8.3).

Рис.8.2. Схема

НИ

внутриконтурного заводнения:

АГ

1 - нагнетательные скважины;

2 - эксплуатационные скважины

ка

Схемы

Рис.8.3

центр льного

заводнения:

а – осевое заводнение;

–

кольцевое

заводнениее

;

–

нагнетательные

скважины;

–

эксплуатационные

скважины

Блоковая

система

предусматривает

расположение

заводнения

нагнетательных

скважин

прямолинейными

рядами

параллельными

размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, незав с мым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов до ывающих скважин в блоке на однорядные,

трехрядные и пятирядные. В зависимости				от свойств пласта	практикуют
	ая		, при необходимости легко переходят с
различную рядность на одной залежиб			, при необходимости легко переходят с
одной системы на другую.
Площадное заводнение характерно расположением добывающих и
нагнетательных скв жин		на площади		равномерно по	правильной

геометрической сетке – квадратной или треугольной. Различают пяти (квадрат

в центре которого расположена скважина нагнетательная, а по углам квадрата
добывающие), семи (шестиугольникн							с добывающими скважинами в углах и
					о
нагнетательной в це тре) и девяти (квадрат, в углах которого и в середине его
				тр
сторон			расп л женын			добывающие	скважины, а в центре нагнетательная)
точечные системы.
	Изби ательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание
		к
воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании
данных геофизических и гидродинамических исследований.
	е
	Очаговое заводнение характеризуется расположением нагнетательных
скважин				на участках		с линзовидными пропластками, в которых имеются
л
н извл чённые запасы.
							47

НИ

Задача 8.1. Определение времени прорыва воды к эксплуатационным

скважинам и обводнённой площади залежи

Для поддержания давления в нефтяной пласт закачивается вода через

нагнетательную

скважину в объёме

qн

1000 м3/сут.

Дебит

ближайшей

АГ

эксплуатационной скважины qэ = 100 м3/сут, мощность пласта h = 8 м,

коэффициент пористости коллектора m = 0,2. Расстояние между

эксплуатационной и нагнетательной скважинами σ = 250 м.

Требуется определить время обводнения эксплуатационной скважины и

обводнённую площадь.

ка

π ×(qн - qэ )

qэ

Решение: Время прорыва воды к эксплуатационной скважине t0

определяется по формуле

4 ×σ 2 × m × h

(8.1)

× ln

, где

m1 - пористость пласта с учётом коэффициента использованияе

порового

пространства φ. Принимаем φ=0,5. Тогда m1 = m·φ = 0,2·0,5=0,1.

Подставив имеющиеся данные в (8.1), получ

ом

t0 =

4 × 2502 ×0,1×8

× ln

1000

= 163

сут.

3,14 ×(1000 -100)

100

За этот промежуток времени обводнённая площадь составит

qн ×t0

1000 ×163

S =

20,4 ×10

h × m1

8× 0,1

Задача 8.2. Определение наивыгоднейшего давления нагнетания при

законтурном заводнении.

Дано:

стоимость

нагнетательной

скважины Сскв

100 000 руб.;

коэффициент премистости скв жины kп

= 250

м3/сут·МПа;

к.п.д. насосных

установок η=0,5; количество энергии, на нагнетание 1 м3 воды при повышении

кВт·ч; стоимость 1 кВт·ч электроэнергии Св =

давления на 0,1 МПа, W=0,027ая

0,015 руб.; продолжительность периода работы нагнетательных скважин t = 10

лет; гидростатическое давление столба воды в скважине Рст = 17 МПа; среднее

пластовое давление на линии нагнетательных скважин Рпл = 15 МПа; потери

тр

давления на трение при движении воды от насоса до забоя Ртр = 3 МПа.

Решение:

Наивыгоднейшее давление

нагнетания (на

выкиде насоса)

определяют по формуле А. П. Крылова

(8.2)

Рнаг =

Ссквη

- (Рст

- Рпл - Ртр )

kпtWСв

Подставляя в формулу заданные значения величин, имеем

Р =		105 ×0,5× 0,1×106		- (17 -15 - 3) ×106	= 4,6 ×106 Па.
Р =				- (17 -15 - 3) ×106	= 4,6 ×106 Па.
наг	250	×10−6 ×10 ×365× 0,027 × 0,015
	250	×10−6 ×10 ×365× 0,027 × 0,015			АГ
			3 3		АГ	3
	Задача 8.3. Определение количества воды, необходимой для поддержанияНИ

пластового давления, и приемистости нагнетательных скважин.

Дано: суточная добыча из пласта нефти Qн = 311,4 т, воды Qв = 104,2 т, газа Vг = 91970 м 3; объемный коэффициент нефти bн = ка1,18; коэффициент растворимости газа в нефти α = 7,7 м /м · МПа; плотность нефти ρ = 863 кг/м ; коэффициент сжимаемости газа z = 0,88; пластовое давление Рпл = 7,45 МПа; пластовая температура Tпл = 316,3 К; атмосферное давление Р0 = 0,1 МПа; проницаемость пласта для воды k = 0,5·10-12 м 2; эфф ктивная мощность пласта h = 10 м; перепад давления на забое ΔР =Рзаб – Рпл = 5 МПа; коэффициент

гидродинамического совершенства

забоя скважины

φ =

0,8; половина

расстояния

между

нагнетательными

м; радиус забоя

скважинами R =

400

скважины rс = 0,075

м; вязкость воды μ = 1 мПа·с.

Решение: Добытая нефть в пластовых услов ях занимает объем

Qн = Qн·bн/ρ = 311,4·103·1,18/863 = 425 м3.

Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям,

αРплQy

7,7 ×10−6 × 7,45×106

×311,4 ×103

Vсв

= Vг

= 91970 -

71270 м

863

Объем свободного газа в пластовыхи

условиях

ZV Р T

ая

×316,3б

св

пл =

7,45×106 × 273

= 976 м

пл

Р Т

пл

Общая суточная добыча в пластовых условиях составит

V = Q/н +Vпл +Qв = 425+976+104,2=1505,2 м 3.

Для поддержа ия давления требуется ежесуточно закачивать в залежь

воды

не

объема.

При

коэффициенте

избытка K=1,2

менее указа ного

потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь

тр

объема контурн й в ды):

Q/в =V·K=1505,2·1,2=1806 м3/сут.

нагнетательных

скважин

составит

Приемистость

2πkhDPϕ 2 ×3,14 ×0,5×10−12

×10 ×5×106 × 0,8

= 0,0146 м /с или 1260 м /сут

R =

400

q =

μ ln

10−3 × ln

0,075

НИ

Следовательно, для закачки потребного количества воды необходимо

иметь две нагнетательные скважины.

Задача 8.3. Расчёт потерь давления при заводнении пластов в наземных

трубопроводах и в скважине

Исходные данные: длина наземного трубопровода L=3000 м; диаметр

трубопровода D=0,15 м; глубина скважины Н=1400 м; внутренний диаметр

подъёмных

труб

d=0,076

м;

количество нагнетаемой воды Q=2000 м3/сут;

ка

АГ

кинематическая вязкость ν=10-5 м2/с; плотность воды ρв=1000 кг/м3.

Определить потери давления в наземном трубопроводе и в скважине при

заводнении нефтяных пластов.

Решение: Гидравлические потери напора на тр ние при давлении воды в

трубопроводах определяются по формуле

(8.3)

РТР

= λ

ρ × L ×υ

, где

106 × 2d

- коэффициент гидравлических сопротивлений;

;

- плотность воды, кг/м

- длина трубопровода, м;

- диаметр трубопровода, м;

υ - скорость движения воды в трубопроводе

υ =

, мб/с, где

(8.4)

0,785d 2 ×86400

- количество нагнетаемой воды, м3/сут.

Скорость движения воды в наземноми

трубопроводе по формуле (8.4)

равна

υd

1,31×0,15

ая

υ =

2000

=1,31 м/с.

0,785× 0,152 ×86400

Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений λ найдем

значение Re

Re = ν

=1970 ,

10−5

следовательно, режим движения ламинарный, поэтому

λ =

= н0,0325.

тр

1970

Поте и напо а на трение по формуле (8.3) составляют

РТР

= 0,0325×

1000 ×3000 ×1,312

= 0,56 Па.

106 × 2 ×0,15

С орость движения воды в колонне диаметром 76 мм по формуле (8.4)

υ =к

2000

= 5,1м/с.

0,785× 0,0762 ×86400

Число Рейнольдса

Re = υd =

5,1×0,076

= 38700 ,

10−5

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 95 6 7 8 9 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
11.11.2019279.55 Кб5бюдж учет.doc
#
27.04.2019334.34 Кб5В 5, В10, В11.doc
#
19.11.2019110.9 Кб3В хозяйственной практике могут быть предложены...docx
#
05.12.201888.58 Кб5В чем различие (по Аушре Аугустинавичуте).doc
#
07.05.2019280.06 Кб1В.Е. Холшевников.doc
#
10.02.20151.17 Mб295Вакула Я.В. Основы нефтегазового дела.pdf
#
10.02.2015775.68 Кб29Вафина А.экзамен Калина.doc
#
30.10.2018144.38 Кб3Вафина_Эльвира.doc
#
10.08.20192.75 Mб4Введение в педагогику.rtf
#
03.05.2019189.93 Кб3введение в профессию.docx
#
17.09.20191.98 Mб46ВВЕДЕНИЕ В ЯЗЫКОЗНАНИЕ (КОНСПЕКТ ЛЕКЦИЙ 2012).doc