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 = 39,1%;

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

26.05.2024

Размер:

5.11 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2021 / 3821 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 > Следующая >>>

=	2,3 ∙ 30 ∙ 4 ∙ 106		lg 72000 − lg 4500	) = 1,02 Д.
		(
	4 ∙ 3,14 ∙ 1000 ∙ 86400		5,3 − 5,0

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

атм.

По известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта и гидропроводность ξ:

1,02

см2

= 14093

(

+ )

4(0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5)

1,02 ∙ 1000

Дсм

= 255

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.

Определим приведенный контур питания для I этапа разработки формуле

1 −

ln =

ln −

−

ln ;

н.о.

1 −

(

)

(

н.о.)

− 1

н.о.

консорциум н е д р а

				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:

	2 ( −				)															0								2
7)		к		с1			= ( 1				+ 2 + 3) ln									0	+ 1 ∙						ln
7)		∙10	6				= ( 1				+ 2 + 3) ln									1	+ 1 ∙						ln
	н																			1					1
																			2									2
8)	0 = ( 2			+ 3) ln					1			+ 2 ∙					ln						− 1 ∙				ln
8)	0 = ( 2			+ 3) ln								+ 2 ∙				2	ln						− 1 ∙			1	ln
										2						2										1
9)	0 =		(ln			2		+			ln		2	)	−			∙					ln	2
9)	0 =		(ln					+			ln			)	−			∙					ln
		3					3			3						2						2
							3			3												2

Для удобства расчетов целесообразно предварительно определить численное значение параметра:

ln	2	=	250	ln	500	= 5,32 ∙ 104

			3,14		3,14 ∙ 0,2

Из третьего уравнения найдем Q2, выраженное через Q3:

15,00 ∙ 104

5,32 ∙ 104

10,20 ∙ 104

(

) =

(

) = 2,559 ∙

5,32 ∙ 104

15,00 ∙ 104

консорциум н е д р а

Из второго уравнения определим Q1:

( + ) 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 ∙ 1,02 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

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

4071

+ 7,348 3

∙

5,32 ∙ 104

4 ∙ 106

2008

20,08 ∙ 104

3 = 1434,8 м3/сут.

По найденному численному значению Q3 определяются численные значения дебитов второго и третьего ряда при

совместной работе трех рядов скважин на залежи:

3 = 1434,8 м3/сут.

консорциум н е д р а

2 = 2,559 ∙ 1434,8 = 3671,4 м3/сут.

1 = 7,348 ∙ 1434,8 = 10542,6 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 1434,8 + 3671,4 + 10542,6 = 15648,8 м3/сут.

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

	=	2			∙ 100 =	3671,4		∙ 100 = 34,8%;

1			1	10542,6

	=		3		∙ 100 =		1434,8	∙ 100 = 13,6%;

2			1	10542,6

1 = 1/ 1 = 10542,6/25 = 421,7 м3/сут;2 = 2/ 2 = 3671,4/19 = 193,2 м3/сут;3 = 3/ 3 = 1434,8/12 = 119,6 м3/сут.

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

На II этапе разработки приведенный контур питания определим по формуле:

консорциум н е д р а


				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						1 − (		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
=	4	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.

Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин:

13)	2 (к−с2)			= ( 2				+ 3) ln						0		+ 2 ∙							ln		2
13)		∙106		= ( 2				+ 3) ln							2	+ 2 ∙						2	ln
	н														2							2
14)	0 = (ln		2		+			ln			2	) −						∙			ln	2
14)	0 = (ln				+			ln				) −						∙			ln
		3		3			3									2				2
				3			3													2
Из 2-го уравнения получим:
																	2										15,00 ∙ 104			5,32 ∙ 104
							ln			2 +					ln											ln			+
							ln			2 +		3			ln											ln	10,20 ∙ 104		+	10,20 ∙ 104
			=			(			3			3							)		=			(			10,20 ∙ 104			10,20 ∙ 104	) = 2,559 ∙
			=			(													)		=			(							) = 2,559 ∙
		2		3									ln	2								3						5,32 ∙ 104			3
														2														5,32 ∙ 104
										2																		15,00 ∙ 104

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

консорциум н е д р а

2 ( к − с2)

= (

+ ) ln

∙

∙ 106

2 ∙ 3,14 ∙ 1,02 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(2,559 3

+ 3) ln

33,77

∙ 104

5,32 ∙ 104

+ 2,559 3 ∙

4 ∙ 106

15,00

∙ 104

15,00 ∙ 104

3 = 3649,7 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 2,559 ∙ 3649,7 = 9338,6 м3/сут.

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

∑ 2 = 2 + 3 = 3649,7 + 9338,6 = 12988,3 м3/сут.

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 9338,6/19 = 491,5 м3/сут;

3 = 3/ 3 = 3649,7/12 = 304,1 м3/сут.

Определим приведенный контур питания для III этапа разработки:

консорциум н е д р а

	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 −			1,5					1 −		1,5						1 −	1,5
		=	1,5	ln 10 −			1 −			4	+				1 −		4			ln 1,500 −			1 −	4		ln 1,020
		=	4	ln 10 −				2			+					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

2 ∙ 3,14 ∙ 1,02 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

= 9217,3 м3/сут.

4 ∙ (ln

27,50 ∙ 104

5,32 ∙ 104

) ∙ 106

10,20 ∙ 104

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 9217,3/12 = 768,1 м3/сут.

консорциум н е д р а

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 =

= 1,7 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

∙ ∙ 365

)

(10542,6 + 3671,4 + 1434,8) ∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

∙ ∙ 106

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

= 2,2 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(9338,6

+ 3649,7) ∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,25 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 5,2 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

9217,3 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 1,7 + 2,2 + 5,2 = 9,1 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

{15648,8 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 70,05 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 1,02 ∙ 1000

4 ∙ 14093 ∙ 1,7 ∙ 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

{15648,8 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 1,02 ∙ 1000

4 ∙ 14093 ∙ (1,7 + 2,2) ∙ 3,15 ∙ 107

(2,52 ∙ 105)2 + (12988,3 − 15648,8) [ (− 4 ∙ 14093 ∙ 2,2 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 74,44 атм.

консорциум н е д р а

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 ∙ 1,02 ∙ 1000

∙ {15648,8 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 14093 ∙ (1,7 + 2,2 + 5,2) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (12988,3 − 15648,8) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 14093 ∙ (2,2 + 5,2) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (9217,3 − 12988,3) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 65,48 атм.

4 ∙ 14093 ∙ 5,2 ∙ 3,15 ∙ 107

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

<<< < Предыдущая 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 2021 / 3821 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 > 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