История методов проектирования нефтяных и газовых месторождений

Добавил:

COSMOS Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

Предмет:

Добыча нефти и газа

Файл:

∙ 100 = 51,5%;

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

26.05.2024

Размер:

5.11 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1516 / 3816 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 > Следующая >>>

Рис.1.

Определим извлекаемые запасы нефти, заключенные между рядами:

консорциум н е д р а

а) между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин Q1и (здесь площадь нефтеносности S1=10 км∙1,0=10 км2).

и1 = 10 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,85 ∙ 0,865 ∙ 0,833 ∙ 0,3 = 3,3 млн. т.

б) между первым и вторым рядом скважин:

и2 = 5 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,85 ∙ 0,865 ∙ 0,833 ∙ 0,3 = 1,65 млн. т.

в) поскольку площадь нефтеносности между первым и вторым рядом скважин равна площади нефтеносности между вторым и третьим рядом, следовательно, и извлекаемые запасы будут одинаковы:

и3 = и2 = 1,65 млн. т.

4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.

Для определения проницаемости построим график зависимости по результатам исследования разведочной скважины (рис. 2):

консорциум н е д р а

Рис.2.

Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаемость по формуле (3).

	2,3 ∙106		lg	−lg
=		(	+1		)			(3)
=		(			)			(3)
	4 ∙86400		∆ +1−∆
				=		2,3 ∙ 30 ∙ 4 ∙ 106		lg 72000 − lg 21600	) = 0,222 Д.
							(
						4 ∙ 3,14 ∙ 1000 ∙ 86400	(	6,6 − 6

Q – дебит жидкости, м3/сут; h – нефтенасыщенная мощность пласта, см; t – время, с; ∆P – рост давления за время t, атм.

консорциум н е д р а

По известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта и гидропроводность

ξ:

0,222

см2

= 3060

(

+ )

4(0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5)

0,222 ∙ 1000

Дсм

= 55

сП

5. Определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебит, приходящийся на 1 скважину, при совместной работе трех рядов без учета гидродинамического несовершенства скважин на I, II и III этапах разработки.

На I этапе расчет следует начинать с определения приведенного контура питания L0 по формуле

н.о.

(1 −

)

1,5

∙ 10000 +

1000

(1 −

1,5

) = 4062,5 м.

Затем можно рассчитать дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно

систему уравнений интерференция для условий, когда Pc1=Pc2=Pc3:

(к−с1)

= (

)

∙

∙10

8) 0 =

(

)

∙

−

∙

9) 0 =

(

)

−

∙

Для удобства расчетов найдем сначала параметр

250

500

= 5,32 ∙ 104

3,14

3,14 ∙ 0,2

консорциум н е д р а

Из третьего уравнения определяем значение Q2:

					+	ln		2						5 ∙ 10		4	+ 5,32 ∙ 10			4
				3	+	ln										4				4
	=		(	3						) =			(								) = 1,941 ∙
	=		(							) =			(								) = 1,941 ∙
2	3						2				3				5,32 ∙ 104					3
					ln
					ln
Из второго уравнения:
									( +			) + ∙ ln						2
									( +			) + ∙ ln
								2			3		2		2
						=													=
						=													=
						1									2
												ln
												ln
		(1,941				+		)5 ∙ 104			+ 1,941						∙ 5,32 ∙ 104
	=				3	3									3					= 4,707 ∙ 3
	=								5,32 ∙ 104											= 4,707 ∙ 3
									5,32 ∙ 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)	= (	+	+	)	+	∙	ln	2
∙ 106
	1	2	3	0	1
н

10 ∙ 105 ∙ 0,222 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 == (4,707 3 + 1,941 3 + 3)40,625 ∙ 104 + 4,707 3 ∙ 5,32 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 142,5 м3/сут.

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

3 = 142,5 м3/сут.

консорциум н е д р а

2 = 1,941 ∙ 142,5 = 276,6 м3/сут.1 = 4,707 ∙ 142,5 = 670,9 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 142,5 + 276,6 + 670,9 = 1090,1 м3/сут.

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

	=	2			∙ 100 =	276,6		∙ 100 = 41,2%;

1			1	670,9

	=		3		∙ 100 =		142,5	∙ 100 = 21,2%;

2			1	670,9

1 = 1/ 1 = 670,9/19 = 35,3 м3/сут;2 = 2/ 2 = 276,6/19 = 14,6 м3/сут;3 = 3/ 3 = 142,5/19 = 7,5 м3/сут.

6. Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки. При определении приведенного контура питания на II этапе разработки в формулу приведенного контура питания вместо значения Lн.о.=1000 следует подставить значение L1+L2=1000+500=1500, вместо Lк подставить Lк1=10000+500=10500 м, тогда:

2 + 1

(1 −

) =

1,5

∙ 10500 +

1500

(1 −

1,5

) = 4406,25 м.

к1

Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин:

консорциум н е д р а

9)	(к−с2)		= (			+ )				0	+			∙		ln		2
9)		6	= (			+ )					+			∙		ln
		6			2			3					2
		∙10
	н
10) 0 =			(		+		ln		2	) −				∙		ln		2
10) 0 =			(	2	+		ln			) −				∙		ln
		3		2									2

Из 2-го уравнения получим:
													+	ln			2				5 ∙ 10	4	+ 5,32 ∙ 10	4
												2	+	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
∙ 106
	2	3	0	2
н

10 ∙ 105 ∙ 0,222 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 == (1,941 3 + 3)44,0625 ∙ 104 + 1,941 3 ∙ 5,32 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 342,1 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,941 ∙ 342,1 = 663,8 м3/сут.

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

∑ 2 = 2 + 3 = 342,1 + 663,8 = 1005,9 м3/сут.

консорциум н е д р а

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 663,8/19 = 34,9 м3/сут;3 = 3/ 3 = 342,1/19 = 18 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

10 ∙ 105

∙ 0,222 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

м3/сут.

= 906

4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 5,32 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 906/19 = 47,7 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

= 15,4 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(655,6 + 276,6 + 142,5) ∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

2 ∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

= 12,5 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(663,8

+ 342,1) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 27,8 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

906 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 15,4 + 12,5 + 27,8 = 55,6 лет.

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

= √	= √	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

{1090,1 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} == 26,98 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,222 ∙ 1000

4 ∙ 3060 ∙ 15,4 ∙ 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

{1090,1 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,222 ∙ 1000

4 ∙ 3060 ∙ (15,4 + 12,5) ∙ 3,15 ∙ 107

(2,52 ∙ 105)2 + (1005,9 − 1090,1) [ (− 4 ∙ 3060 ∙ 12,5 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 29,02 атм.

пл2 = нач − ∆ 2 = 180 − 29,02 = 150,98 атм.

для III этапа:

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 1516 / 3816 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 > 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