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 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1314 / 3814 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 > Следующая >>>

				1,5		1,5				1,5
ln =	1,5	ln 10 −	1 −	4	+	1 − 4		ln 2,722 −	1 −	4		ln 2,008 = 1,405
ln =		ln 10 −			+			ln 2,722 −				ln 2,008 = 1,405
0	4		2			2,008	2		2,722	2
						1 − (2,722)			(2,008)		− 1

0 = 4,071 км.

Рассчитаем дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно систему уравнений интерференция при условии, что Pc1=Pc2=Pc3:

4)	2 (к−с1)					= (						+			+ ) ln								0		+ ∙						ln	2
4)						= (						+			+ ) ln										+ ∙						ln
		∙10	6						1					2				3						1				1
	н																							1					1
5)	0 = (			+ ) ln						1			+				∙			ln		2					− ∙				ln	2
5)	0 = (			+ ) ln									+				∙			ln							− ∙				ln
		2					3					2		2					2									1		1
												2							2											1
6)	0 =		(ln		2			+				ln		2		)		−			∙						ln	2
6)	0 =		(ln					+				ln				)		−			∙						ln
		3					3				3								2							2
							3				3															2

Для удобства расчетов целесообразно предварительно определить численное значение параметра:

250

500

= 5,32 ∙ 104

3,14

3,14 ∙ 0,2

Из третьего уравнения найдем Q2, выраженное через Q3:

15,00 ∙ 104

5,32 ∙ 104

2 +

10,20 ∙ 104

(

)

= (

) = 2,559 ∙

5,32 ∙ 104

15,00 ∙ 104

Из второго уравнения определим Q1:

консорциум н е д р а

( + ) ln

+ ∙

2 3

(2,559

) ln

20,08 ∙ 104

+ 2,559

∙

5,32 ∙ 104

15,00 ∙ 104

10,20 ∙ 104

= 7,348 ∙

5,32 ∙ 104

20,08 ∙ 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:

2 ( к − с1)

= (

) ln

+ ∙

∙ 106

2 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(7,348 3 + 2,559 3 + 3) ln

4071

5,32 ∙ 104

+ 7,348 3

∙

4 ∙ 106

2008

20,08 ∙ 104

3 = 314,3 м3/сут.

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

3 = 314,3 м3/сут.

2 = 2,559 ∙ 314,3 = 804,2 м3/сут.1 = 7,348 ∙ 314,3 = 2309,3 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

консорциум н е д р а

	∑ =				+			+ = 314,3 + 804,2 + 2309,3 = 3427,7 м3/сут.
1			1			2			3
Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100%, и дебит
одной скважины в каждом ряду:
								=			2				∙ 100 =					804,2				∙ 100 = 34,8%;
								=							∙ 100 =									∙ 100 = 34,8%;
						1						1							2309,3
												1							2309,3
								=				3			∙ 100 =						314,3			∙ 100 = 13,6%;
								=							∙ 100 =									∙ 100 = 13,6%;
						2						1							2309,3
												1							2309,3
							= / = 2309,3/25 = 92,4 м3/сут;
						1			1					1
								= /									= 804,2/19 = 42,3 м3/сут;
						2			2					2
								= /									= 314,3/12 = 26,2 м3/сут.
						3			3					3
6. Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки.
На II этапе разработки приведенный контур питания определим по формуле:

					в								1 −				в					1 −	в					1 −		в
					в								1 −									1 −						1 −
		ln = −				ln −											н	+						н	ln −					н	ln =
		ln = −				ln −												+							ln −						ln =
0					н				к					2								2				1		2	2
					н									2								2				(		2	− 1
																					1 − ( 2)					(		1)	− 1
																						1						2
				1,5												1,5											1,5
=	1,5	ln 10 −	1 − 4				+					1 −				4						ln 2,008 −				1 −		4		ln 1,500 = 1,218
=		ln 10 −					+							1,500					2			ln 2,008 −				2,008		2		ln 1,500 = 1,218
4				2										1,500					2							2,008		2
										1 −				(2,008)												(1,500) − 1

0 = 3,377 км.

консорциум н е д р а

Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин:

2 (к−с2)

(

) ln

∙

∙10

8) 0 =

(ln

)

−

∙

Из 2-го уравнения получим:

15,00 ∙ 104

5,32 ∙ 104

10,20 ∙ 104

(

) =

(

) = 2,559 ∙

5,32 ∙ 104

15,00 ∙ 104

Подставляя найденное значение в первое уравнение, определим численное значение Q3:

2 ( к − с2)

(

) ln

∙

∙ 106

2 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(2,559 3 + 3) ln

33,77 ∙ 104

5,32 ∙ 104

+ 2,559 3 ∙

4 ∙ 106

15,00 ∙ 104

3 = 799,4 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 2,559 ∙ 799,4 = 2045,5 м3/сут.

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

∑ 2 = 2 + 3 = 799,4 + 2045,5 = 2845,0 м3/сут.

консорциум н е д р а

																=			3		∙ 100 =				799,4		∙ 100 = 39,1%;
																=					∙ 100 =						∙ 100 = 39,1%;
																								2045,5
																				2
	Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:
																	= /					= 2045,5/19 = 107,7 м3/сут;
															2			2			2
																	= /					3	= 799,4/12 = 66,6 м3/сут.
																3				3		3
	Определим приведенный контур питания для III этапа разработки:
		в				1 −	в			1 −		в								1 −		в
ln = −		в	ln −			1 −	н		+	1 −		н			ln −					1 −		н		ln =
ln = −			ln −						+						ln −									ln =
0		н		к		2								2		2					2				3
		н				2				1 −				2							2	− 1
										1 −	( 3)						(			2)		− 1
											2								3
									1,5							1,5											1,5
			=	1,5	ln 10 −			1 − 4			+			1 −			4			ln 1,500 −						1 −	4		ln 1,020
			=	4	ln 10 −						+				1,020			2		ln 1,500 −					1,500		2		ln 1,020
				4					2						1,020			2							1,500		2
													1 − (1,500)												(1,020)			− 1

0 = 2,750 км.

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

2 ( к − с3)

(ln

)

∙ 106

3 =

2 ( к − с)

;

0 +

(ln

) ∙ 106

консорциум н е д р а

=	2 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400							= 2019 м3/сут.

3		27,50 ∙ 104				5,32 ∙ 104
	4 ∙ (ln				+		) ∙ 106
		10,20 ∙ 104				10,20 ∙ 104

Дебит одной скважины в ряду на III этапе
		= /	3	= 2019/12 = 168,2 м3/сут.
3		3

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

= 7,8 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(2309,3 + 804,2 + 314,3) ∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

∙ ∙ 106

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

= 9,9 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

∙ ∙ 365

)

(2045,5

+ 799,4) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,25 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 23,7 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

2019 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 7,8 + 9,9 + 23,7 = 41,3 лет.

консорциум н е д р а

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

{3427,7 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 70,05 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000

4 ∙ 3087 ∙ 7,8 ∙ 3,15 ∙ 107

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

На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1 + 2)

4 2

= −

1,5 ∙ 106

{3427,7 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000

4 ∙ 3087 ∙ (7,8 + 9,9) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (2845,0 − 3427,7) [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 74,44 атм.

4 ∙ 3087 ∙ 9,9 ∙ 3,15 ∙ 107

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

На III этапе – по формуле:

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 ∙ 0,224 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {3427,7 [ (− 4 ∙ 3087 ∙ (7,8 + 9,9 + 23,7) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (2845,0 − 3427,7) [ (− 4 ∙ 3087 ∙ (9,9 + 23,7) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (2019 − 2845,0) [ (− 4 ∙ 3087 ∙ 23,7 ∙ 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:

∆	∙ 100 =	23,70 ∙ 104 ∙ 0,865	∙ 100 = 3,10%.
	∙ 100 =	6,6 ∙ 105	∙ 100 = 3,10%.
и

10.Аналогичным образом определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов

идебит, 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

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

+ ∙

1 =

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

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

2 ( к − с1)

= (

+ + ) ln

+ ∙

∙ 106

пр

2 ∙ 3,14 ∙ 0,224 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

4071

10,81 ∙ 104

== (4,313 3 + 2,005 3

+ 3) ln

+ 4,313 3

∙

4 ∙ 106

2008

20,08 ∙ 104

3 = 404,8 м3/сут.

консорциум н е д р а

3 = 404,8 м3/сут.

2 = 2,005 ∙ 404,8 = 811,8 м3/сут.1 = 4,313 ∙ 404,8 = 1745,9 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 404,8 + 811,8 + 1745,9 = 2962,4 м3/сут.

Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100%, и дебит

одной скважины в каждом ряду:
		=	2			∙ 100 =		811,8		∙ 100 = 46,5%;

1				1			1745,9

		=		3		∙ 100 =			404,8	∙ 100 = 23,2%;

2				1			1745,9

	= /						= 1745,9/25 = 69,8 м3/сут;
1		1			1
		= /					= 811,8/19 = 42,7 м3/сут;
2		2			2
		= /					= 404,8/12 = 33,7 м3/сут.
3		3			3

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

Для Q2 получим:

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1314 / 3814 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 > 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