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 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1819 / 3819 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 > Следующая >>>

∙ ∙ 106

3,31 ∙ 1,2 ∙ 106

1 =

= 9,6 лет.

( 1 + 2 + 3)

∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(1070,7 + 441,5 + 227,5)

∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

2 ∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

2 =

= 7,8 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(1059,4 + 545,9) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 17,4 лет.

3 ∙ (1 −

100

) ∙ ∙ 365

1445,9 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 9,6 + 7,8 + 17,4 = 34,9 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

{1739,6 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} == 26,98 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,354 ∙ 1000

4 ∙ 4883 ∙ 9,6 ∙ 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

{1739,6 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,354 ∙ 1000

4 ∙ 4883 ∙ (9,6 + 7,8) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1605,3 − 1739,6) [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 29,02 атм.

4 ∙ 4883 ∙ 7,8 ∙ 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 ∙ 0,354 ∙ 1000

∙ {1739,6 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 4883 ∙ (9,6 + 7,8 + 17,4) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1605,3

− 1739,6)

[

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 4883 ∙ (7,8 +

17,4) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1445,9

− 1605,3)

[

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 30,25 атм.

4 ∙ 4883 ∙ 17,4 ∙ 3,15 ∙ 107

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 ∙ 105	∙ 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

1 =

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 ∙ 0,354 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

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

= (2,601 + 1,462

4 ∙ 106

3 = 326,6 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 = 326,6 м3/сут.

2 = 1,462 ∙ 326,6 = 477,6 м3/сут.1 = 2,601 ∙ 326,6 = 849,5 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 326,6 + 477,6 + 849,5 = 1653,6 м3/сут.

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

					=			2				∙ 100 =		477,6			∙ 100 = 56,2%;
					=							∙ 100 =					∙ 100 = 56,2%;
			1						1					849,5
									1					849,5
							=		3			∙ 100 =			326,6		∙ 100 = 38,4%;
							=					∙ 100 =					∙ 100 = 38,4%;
			2						1					849,5
									1					849,5
			1 = 1/ 1 = 849,5/19 = 44,7 м3/сут;
			2 = 2/ 2 = 477,6/19 = 25,1 м3/сут;
				= / = 326,6/19 = 17,2 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)	= (			+	)	+	∙	ln
	∙ 106
		2			3	0	2
	н									пр
10 ∙ 105 ∙ 0,354 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400				(1,462			+ )44,0625 ∙ 104 + 1,462 ∙ 10,81 ∙ 104
			==

						3	3			3

4 ∙ 106

3 = 614,3 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,462 ∙ 614,3 = 898,4 м3/сут.

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

∑ 2 = 2		+ 3 = 614,3 + 898,4 = 1512,6 м3/сут.
=		3	∙ 100 =			614,3	∙ 100 = 68,4%;

					898,4
		2
Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:
2	= 2/ 2				= 898,4/19 = 47,3 м3/сут;
	= /			3	= 614,3/19 = 32,3 м3/сут.
3		3

На третьем этапе разработки:

3 = 10 ∙ 105 ∙ 0,354 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = 1309,6 м3/сут. 4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 10,81 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

консорциум н е д р а

3 = 3/ 3 = 1309,6/19 = 68,9 м3/сут.

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

На I этапе разработки:

∙ ∙ 106

3,31 ∙ 1,2 ∙ 106

1 =

= 10,1 лет.

( 1 + 2 + 3)

∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(849,5 + 477,6 + 326,6)

∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

2 ∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

2 =

= 8,3 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(898,4 + 614,3) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 19,2 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

1309,6 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 10,1 + 8,3 + 19,2 = 37,7 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

{1653,6 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} == 25,97 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,354 ∙ 1000

4 ∙ 4883 ∙ 10,1 ∙ 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

{1653,6 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,354 ∙ 1000

4 ∙ 4883 ∙ (10,1 + 8,3) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1512,6 − 1653,6) [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 27,70 атм.

4 ∙ 4883 ∙ 8,3 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 27,70 = 152,30 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 ∙ 0,354 ∙ 1000

∙ {1653,6 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 4883 ∙ (10,1 + 8,3 + 19,2) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1512,6

− 1653,6)

[

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 4883 ∙ (8,3 +

19,2) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1309,6

− 1512,6)

[

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 27,95 атм.

4 ∙ 4883 ∙ 19,2 ∙ 3,15 ∙ 107

пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 27,95 = 152,05 атм.

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 ∙ 27,95 == 10,12 ∙ 104 м3.

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

∆	∙ 100 =	10,12 ∙ 104 ∙ 0,865	∙ 100 = 1,32%.
	∙ 100 =	6,6 ∙ 105	∙ 100 = 1,32%.
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

0,354 Д.

консорциум н е д р а

Общий срок разработки пласта составит 34,9 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 37,7 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 10,1 лет, суммарный дебит скважин составляет 1653,6 м3/сут, приведенный контур питания 4062,5 м, пластовое давление составило 154,03 атм. На этом этапе добывают 56 скважин, расположенные в 3 ряда по 19 скважин в ряду.

На втором этапе срок разработки составляет 8,3 лет, суммарный дебит скважин 1512,6 м3/сут, приведенный контур питания 4406,25 м, пластовое давление – 152,30 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 19,2 лет, суммарный дебит скважин 1309,6 м3/сут, пластовое давление 152,05 атм, приведенный контур питания 4750 м, дебит одной скважины 68,9 м3/сут.

Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (25%), а при работе 56 скважин дебит скважин 1653,6 м3/сут Qн=1653,6*0,865*10,1*350=5056336,74 т нефти при пластовом давлении 154,03 атм.

II ЗАДАНИЕ (ВАРИАНТ 10)

Условие задачи.

В результате оконтуривания залежи, исследований керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было

установлено, что залежь в пределах внешнего контура нефтеносности имеет длину 10 км и ширину 2 км. Площадь залежи

в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2, средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного

пласта h=10 м, пористость m=18%, конечный коэффициент нефтеотдачи Котд=0,30, коэффициент нефтенасыщенности

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 1819 / 3819 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 > 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