Добавил:

COSMOS Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

26.05.2024

Размер:

5.11 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910 / 3810 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

2 ( к − с3)

(ln

)

∙ 106

3 =

2 ( к

− с)

;

(ln 0 +

) ∙ 106

2 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

= 1501 м3/сут.

27,50 ∙ 104

5,32 ∙ 104

4 ∙ (ln

) ∙ 106

10,20 ∙ 104

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 1501/12 = 125,08 м3/сут.

7. Определим время разработки залежи на каждом этапе по формуле (4) и общий срок разработки.

(4)

∑

На I этапе разработки:

∙ ∙ 106

3,5 ∙ 1,2 ∙ 106

1 =

= 10,5 лет.

( 1

+ 3) ∙ (1 −

+ 2

∙ ∙ 365

)

(1716,8 + 597,8 + 233,6) ∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

2 ∙ ∙ 106

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

= 13,3 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(1520,7 +

594,3) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

консорциум н е д р а

	3	∙ ∙ 106				1,25 ∙ 1,2 ∙ 106
3 =	и				=				= 31,8 лет.
3 =					=		90		= 31,8 лет.
	3 ∙ (1 −			) ∙ ∙ 365		1501 ∙ (1 −		) ∙ 0,865 ∙ 365
			100
			100				100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 10,5 + 13,3 + 31,8 = 55,6 лет.

8.Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки. С этой целью определим сначала радиус укрупненной скважины:

= √

= 2,52 км = 2,52 ∙ 105 см.

3,14

Для I этапа расчет ведется по формуле:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)]} =

86400 ∙ 4

4 1

= −

1,5 ∙ 106

{2548,3 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 70,05 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000

4 ∙ 2295 ∙ 10,5 ∙ 3,15 ∙ 107

пл1 = нач − ∆ 1 = 180 − 70,05 = 109,95 атм.

На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:

консорциум н е д р а

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[

(−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2)

4 2

= −

1,5

∙ 106

{2548,3 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000

4 ∙ 2295 ∙ (10,5 + 13,3) ∙ 3,15 ∙ 107

(2,52 ∙ 105)2 + (2115,0 − 2548,3) [ (− 4 ∙ 2295 ∙ 13,3 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 74,44 атм.

пл2 = нач − ∆ 2 = 180 − 74,44 = 105,56 атм.

На III этапе – по формуле:

∙ 106

∆ = −

∙∙ {∆ ∑

[ (−

)] + ∆ ∑

[ (−

)] + ∆ ∑

[ (−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2 + 3)

4 ( 2

+ 3)

4 3

1,5 ∙ 106

= − 86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {2548,3 [ (− 4 ∙ 2295 ∙ (10,5 + 13,3 + 31,8) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (2115,0 − 2548,3) [ (− 4 ∙ 2295 ∙ (13,3 + 31,8) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (1501 − 2115,0) [ (− 4 ∙ 2295 ∙ 31,8 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 65,48 атм.

пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 65,48 = 114,52 атм.

9. Определим отбор нефти за счет упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащего коллектора по формуле:

∆ = ( ж + с) ∆ = (0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5) ∙ 20 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 65,48 == 23,70 ∙ 104 м3.

а затем отбор нефти за счет упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:

консорциум н е д р а

∆	∙ 100 =	23,70 ∙ 104 ∙ 0,865	∙ 100 = 3,10%.
	∙ 100 =	6,6 ∙ 106	∙ 100 = 3,10%.
и

10. Аналогичным образом определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебит, приходящийся на 1 скважину, при совместной работе трех рядов с учетом гидродинамического несовершенства скважин на I, II и III этапах разработки.

Для удобства расчетов найдем сначала параметр

250

= 10,81 ∙ 104

3,14 ∙ 10−4

3,14

пр

Найдем Q2, выраженное через Q3:

15,00 ∙ 104

10,81 ∙ 104

3 +

10,20 ∙ 104 +

(

пр

) =

(

10,20 ∙ 104

) = 2,005 ∙

10,81 ∙ 104

15,00 ∙ 10

пр

Определим Q1:

( + ) ln

+ ∙

пр =

пр

(2,005

) ln

20,08 ∙ 104

+ 2,005

∙

10,81 ∙ 104

15,00 ∙ 104

10,20 ∙ 104

= 4,313 ∙

10,81 ∙ 104

20,08 ∙ 104

консорциум н е д р а

Подставляя значения Q2 и Q1, выраженные через Q3, рассчитаем численное значение Q3:

2 ( к − с1)

= (

) ln

+ ∙

∙ 106

пр

2 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(4,313 3 + 2,005 3 + 3) ln

4071

10,81

∙ 104

+ 4,313 3

∙

4 ∙ 106

2008

20,08

∙ 104

3 = 300,9 м3/сут.

По найденному численному значению Q3 определяются численные значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе трех рядов скважин на залежи:

3 = 300,9 м3/сут.

2 = 2,005 ∙ 300,9 = 603,5 м3/сут.1 = 4,313 ∙ 300,9 = 1297,9 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 300,9 + 603,5 + 1297,9 = 2202,3 м3/сут.

Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100%, и дебит одной скважины в каждом ряду:

	=	2			∙ 100 =	603,5		∙ 100 = 46,5%;

1			1	1297,9

	=		3		∙ 100 =		300,9	∙ 100 = 23,2%;

2			1	1297,9

консорциум н е д р а

1 = 1/ 1 = 1297,9/25 = 51,92 м3/сут;2 = 2/ 2 = 603,5/19 = 31,76 м3/сут;3 = 3/ 3 = 300,9/12 = 25,08 м3/сут.

Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки.

Для Q2 получим:

15,00 ∙ 104

10,81 ∙ 104

3 +

ln 10,20 ∙ 104 +

пр

10,20 ∙ 104

(

) =

(

) = 2,005 ∙

10,81 ∙ 104

15,00 ∙ 10

пр

Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3:

2 ( к − с2)

= (

) ln

+ ∙

∙ 106

пр

2 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(2,005 3 + 3) ln

33,77 ∙ 104

10,81 ∙ 104

+ 2,005 3 ∙

4 ∙ 106

15,00 ∙ 104

3 = 580,6 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 2,005 ∙ 580,6 = 1164,3 м3/сут.

Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда за 100%:

∑ 2 = 2 + 3 = 580,6 + 1164,3 = 1744,8 м3/сут.

консорциум н е д р а

=	3	∙ 100 =	580,6	∙ 100 = 49,9%;
=		∙ 100 =	1164,3	∙ 100 = 49,9%;
			1164,3
	2

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 1164,3/19 = 61,28 м3/сут;3 = 3/ 3 = 580,6/12 = 48,38 м3/сут.

Для III этапа разработки уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит рассчитываем так:

2 ( к − с3)

= (ln

)

∙ 106

пр

3 =

2 ( к

− с)

;

0 +

(ln

) ∙ 106

пр

2 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 864003 = 27,50 ∙ 104 10,81 ∙ 104 6 = 1105 м3/сут.

4 ∙ (ln 10,20 ∙ 104 + 10,20 ∙ 104) ∙ 10

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

= 1105/12 = 92,06 м3/сут.

Определим время разработки залежи на каждом этапе и общий срок разработки. На I этапе разработки:

∙ ∙ 106

3,5 ∙ 1,2 ∙ 106

= 12,1 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(1297,9 + 603,5 + 300,9) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

консорциум н е д р а

∙ ∙ 106

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

= 16,1 лет.

( 2 + 3)

∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(1164,3

+ 580,6) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,25 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 43,3 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

1105 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 12,1 + 16,1 + 43,3 = 71,5 лет.

Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки. Для I этапа расчет ведется по формуле:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)]} =

86400 ∙ 4

4 1

= −

1,5 ∙ 106

{2202,3 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 63,16 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000

4 ∙ 2295 ∙ 12,1 ∙ 3,15 ∙ 107

пл1 = нач − ∆ 1 = 180 − 63,16 = 116,84 атм.

На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:

консорциум н е д р а

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[

(−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2)

4 2

= −

1,5

∙ 106

{2202,3 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000

4 ∙ 2295 ∙ (12,1 + 16,1) ∙ 3,15 ∙ 107

(2,52 ∙ 105)2 + (1744,8 − 2202,3) [ (− 4 ∙ 2295 ∙ 16,1 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 64,29 атм.

пл2 = нач − ∆ 2 = 180 − 64,29 = 115,71 атм.

На III этапе – по формуле:

∙ 106

∆ = −

∙∙ {∆ ∑

[ (−

)] + ∆ ∑

[ (−

)] + ∆ ∑

[ (−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2 + 3)

4 ( 2

+ 3)

4 3

1,5 ∙ 106

= − 86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,166 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {2202,3 [ (− 4 ∙ 2295 ∙ (10,5 + 16,1 + 43,3) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (1744,8 − 2202,3) [ (− 4 ∙ 2295 ∙ (16,1 + 43,3) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (1105 − 1744,8) [ (− 4 ∙ 2295 ∙ 43,3 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 53,53 атм.

пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 53,53 = 126,47 атм.

∆ = ( ж + с) ∆ = (0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5) ∙ 20 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 53,53 == 19,38 ∙ 104 м3.

а затем отбор нефти за счет упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:

консорциум н е д р а

∆	∙ 100 =	19,38 ∙ 104 ∙ 0,865	∙ 100 = 2,54%.
	∙ 100 =	6,6 ∙ 106	∙ 100 = 2,54%.
и

Вывод.

Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме без поддержания пластового давления, балансовые запасы нефти составляют 22 млн.т., начальные извлекаемые запасы – 6,6 млн.т. нефти. Проницаемость пласта составляет

0,166 Д.

Общий срок разработки пласта составит 55,6 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 71,5 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 12,1 лет, суммарный дебит скважин составляет 2202,3 м3/сут, приведенный радиус 4071 м, пластовое давление составило 116,84 атм. На этом этапе добывают 56 скважин, расположенные в 3 кольцевых ряда по 25, 19 и 12 скважин в ряду.

На втором этапе срок разработки составляет 16,1 лет, суммарный дебит скважин 1744,8 м3/сут, приведенный радиус 3377 м, пластовое давление – 115,71 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 43,3 лет, суммарный дебит скважин 1105 м3/сут, пластовое давление 126,47 атм, приведенный радиус 2750 м, дебит одной скважины 92,06 м3/сут.

Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна

(50%), а при работе 56 скважин суммарный дебит скважин 11698,69 м3/сут Qн=2202,3*0,865*12,1*350=8067630,53 т нефти,

при пластовом давлении 116,84 атм.

ВЫВОДЫ

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 910 / 3810 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
07.10.2024913.31 Кб4Защита объектов транспорта и хранения нефти и газа от коррозии 8.pdf
#
28.06.20243.39 Mб3Ибряевского месторождения.pdf
#
21.05.2024669.6 Кб3изомеризации парафиновых углеводородов.pdf
#
28.06.20246.42 Mб1Ильменевского месторождения.pdf
#
21.05.2024365.74 Кб4Использование водорода в процессах гидроочистки.pdf
#
26.05.20245.11 Mб2История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений.pdf
#
28.06.20242.72 Mб1Кабановского месторождения.pdf
#
28.06.20242.57 Mб0Кабановского месторождения2.pdf
#
28.06.20243.97 Mб1Карагайского месторождения.pdf
#
28.06.20244.04 Mб4Карлово-Сытовского месторождения.pdf
#
28.06.20243.35 Mб4Карповского месторождения.pdf