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 9 10 1112 / 3812 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

6) 0 =		(		+	ln	2	) −		∙			ln			2
6) 0 =		(	2	+	ln		) −		∙			ln
3			2					2

Из 2-го уравнения получим:
											+		ln			2					5 ∙ 10		4	+ 5,32 ∙ 10			4
											+		ln										4				4
							=	(	2								)		=	(								)	= 1,941 ∙
							=	(									)		=	(								)	= 1,941 ∙
						2	3								2				3			5,32 ∙ 104							3
											ln
											ln
Подставляя найденное значение в первое уравнение, определим численное значение Q3:
										( к − с)								= (		+		)		+	∙	ln	2
																		= (		+		)		+	∙	ln
													н	∙ 106					2	3			0	2
													н
	10 ∙ 105 ∙ 0,180 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400																		== (1,941					+	)44,0625 ∙ 104 + 1,941 ∙ 5,32 ∙ 104
																			== (1,941					+	)44,0625 ∙ 104 + 1,941 ∙ 5,32 ∙ 104
						4 ∙ 106																	3	3					3
						4 ∙ 106
																			= 278,1 м3/сут,
														3

а затем численное значение Q2:

2 = 1,941 ∙ 278,1 = 539,8 м3/сут.

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

∑	=	+ = 278,1 + 539,8				= 817,9 м3/сут.
2	2		3
	=	3	∙ 100 =	278,1	∙ 100	= 51,5%;

				539,8
				539,8
		2

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

консорциум н е д р а

2 = 2/ 2 = 539,8/19 = 28,4 м3/сут;3 = 3/ 3 = 278,1/19 = 14,6 м3/сут.

На третьем этапе разработки приведенный контур питания составит:

3 + 2 + 1

(1 −

) =

1,5

∙ 11000 +

2000

(1 −

1,5

) = 4750 м.

к2

Уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит рассчитываем так:

( к − с)

∙

∙ 106

3 =

( к

− с)

;

( + ln

) ∙ 106

3 = 10 ∙ 105 ∙ 0,180 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = 736,7 м3/сут. 4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 5,32 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 736,7/19 = 38,8 м3/сут.

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

=	н	(4)
	∑

На I этапе разработки:

консорциум н е д р а

∙ ∙ 106

3,31 ∙ 1,2 ∙ 106

1 =

= 18,9 лет.

( 1 + 2 + 3)

∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(545,6 + 224,9 + 115,4) ∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

= 15,4 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(539,8

+ 278,1) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 34,1 лет.

3 ∙ (1 −

100

) ∙ ∙ 365

736,7 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 18,9 + 15,4 + 34,1 = 68,4 лет.

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

= √	= √	20	= 2,52 км = 2,52 ∙ 105 см.

	3,14

Для I этапа расчет ведется по формуле:

консорциум н е д р а

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)]} =

86400 ∙ 4

4 1

= −

1,5 ∙ 106

{886,4 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} == 26,98 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,180 ∙ 1000

4 ∙ 2488 ∙ 18,9 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 26,98 = 153,02 атм.

пл

нач

для II этапа:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[

(−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1 + 2)

4 2

= −

1,5 ∙ 106

{886,4 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,180 ∙ 1000

4 ∙ 2488 ∙ (18,9 + 15,4) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (817,9 − 886,4) [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 29,02 атм.

4 ∙ 2488 ∙ 15,4 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 29,02 = 150,98 атм.

пл

нач

для III этапа:

консорциум н е д р а

∙ 106

∆ = −

∙∙ {∆ ∑

[

(−

)] + ∆ ∑

[

(−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2 + 3)

4 ( 2

+ 3)

4 3

1,5 ∙ 106

= − 86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,180 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {886,4 [ (− 4 ∙ 2488 ∙ (18,9 + 15,4 + 34,1) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (817,9 − 886,4) [ (− 4 ∙ 2488 ∙ (15,4 + 34,1) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (736,7 − 817,9) [ (− 4 ∙ 2488 ∙ 34,1 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 30,25 атм.

пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 30,25 = 149,75 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 ∙ 30,25 == 10,95 ∙ 104 м3.

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

∆	∙ 100 =	10,95 ∙ 104 ∙ 0,865	∙ 100 = 1,43%.
	∙ 100 =	6,6 ∙ 106	∙ 100 = 1,43%.
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

консорциум н е д р а

250

= 10,81 ∙ 104

3,14 ∙ 10−4

3,14

пр

Определяем значение Q2 и Q1:

5 ∙ 104

+ 10,81 ∙ 104

(

пр

) =

(

) = 1,462 ∙

10,81 ∙ 104

пр

( +

) + ∙ ln

пр

(1,462

)5 ∙ 104

+ 1,462

∙ 10,81 ∙ 104

= 2,601 ∙ 3

10,81 ∙ 104

Подставляя значения Q2 и Q1, выраженные через Q3, в первое уравнение, а также выражая левую часть первого уравнения в м3/сут, рассчитаем численное значение Q3:

( к − с1)

(

+ )

∙

∙ 106

пр

10 ∙ 105 ∙ 0,180 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

+ ) ∙ 40,625 ∙ 104 + 2,601 ∙ 10,81 ∙ 104

= (2,601 + 1,462

4 ∙ 106

= 166,4 м3/сут.

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

консорциум н е д р а

3 = 166,4 м3/сут.

2 = 1,462 ∙ 166,4 = 243,3 м3/сут.1 = 2,601 ∙ 166,4 = 432,8 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 166,4 + 243,3 + 432,8 = 842,6 м3/сут.

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

					=		2				∙ 100 =					243,3			∙ 100 = 56,2%;
					=						∙ 100 =								∙ 100 = 56,2%;
				1				1								432,8
								1								432,8
						=		3			∙ 100 =						166,4		∙ 100 = 38,4%;
						=					∙ 100 =								∙ 100 = 38,4%;
				2				1								432,8
								1								432,8
				= /										= 432,8/19 = 22,8 м3/сут;
			1		1					1
			2 = 2/ 2 = 243,3/19 = 12,8 м3/сут;
					= /								3		= 166,4/19 = 8,8 м3/сут.
				3	3								3
Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки.
			+	ln														5 ∙ 104		+ 10,81 ∙ 104
			+	ln
			2
	=	(							пр			)			=	(					) = 1,462 ∙
	=	(										)			=	(					) = 1,462 ∙
2	3														3				10,81 ∙ 104			3
			ln
					пр

Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3:

консорциум н е д р а

( к − с)

= (

)

∙

∙ 106

пр

10 ∙ 105 ∙ 0,180 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

== (1,462

+ )44,0625 ∙ 104 + 1,462 ∙ 10,81 ∙ 104

4 ∙ 106

= 313,0 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,462 ∙ 313,0 = 457,7 м3/сут.

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

∑	=	+ = 313,0 + 457,7					= 770,7 м3	/сут.
2	2		3
	=	3		∙ 100 =	313,0	∙ 100	= 68,4%;

					457,7
					457,7
		2
Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:
2 = 2			/ 2 = 457,7/19 = 24,1 м3/сут;
=			/ = 313,0/19 = 16,5 м3/сут.
	3	3	3

На третьем этапе разработки:

3 = 10 ∙ 105 ∙ 0,180 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = 667,3 м3/сут. 4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 10,81 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

консорциум н е д р а

= 667,3/19 = 35,1 м3/сут.

Определим время разработки залежи на каждом этапе и общий срок разработки.

На I этапе разработки:

∙ ∙ 106

3,31 ∙ 1,2 ∙ 106

1 =

= 19,9 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(432,8 + 243,3 + 166,4) ∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

= 16,3 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(457,7

+ 313,0) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 37,7 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

667,3 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 19,9 + 16,3 + 37,7 = 73,9 лет.

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

консорциум н е д р а

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)]} =

86400 ∙ 4

4 1

= −

1,5 ∙ 106

{842,6 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} == 25,97 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,180 ∙ 1000

4 ∙ 2488 ∙ 19,9 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 25,97 = 154,03 атм.

пл

нач

для II этапа:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[

(−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1 + 2)

4 2

= −

1,5 ∙ 106

{842,6 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,180 ∙ 1000

4 ∙ 2488 ∙ (19,9 + 16,3) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (770,7 − 842,6) [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 27,70 атм.

4 ∙ 2488 ∙ 16,3 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 27,70 = 152,30 атм.

пл

нач

для III этапа:

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 / 3812 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 Mб3Карлово-Сытовского месторождения.pdf
#
28.06.20243.35 Mб4Карповского месторождения.pdf