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 = 49,9%;

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

26.05.2024

Размер:

5.11 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2122 / 3822 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 > Следующая >>>

∆	∙ 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 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

ln		=	250	ln	250	= 10,81 ∙ 104
					3,14 ∙ 10−4
			3,14
	пр

Найдем Q2, выраженное через Q3:

			ln	2	+			ln				ln	15,00	∙ 104	+	10,81 ∙ 104
	=	(	ln	3	+	3		ln	пр	) =	(	ln	10,20	∙ 104	+	10,20 ∙ 104		) = 2,005 ∙
	=	(								) =	(							) = 2,005 ∙
2	3						ln			3				10,81	∙ 104			3
							ln							15,00	∙ 10		4
					2			пр						15,00	∙ 10

Определим Q1:

( +

) ln

+ ∙

2 3

1 =

пр

консорциум н е д р а

(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 ∙ 1,02 ∙ 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 = 1848,0 м3/сут.

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

совместной работе трех рядов скважин на залежи:

3 = 1848,0 м3/сут.

2 = 2,005 ∙ 1848,0 = 3706 м3/сут.

1 = 4,313 ∙ 1848,0 = 7970,5 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

консорциум н е д р а

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 1848,0 + 3706 + 7970,5 = 13524,5 м3/сут.

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

	=	2			∙ 100 =	3706		∙ 100 = 46,5%;

1			1	7970,5

	=		3		∙ 100 =		1848,0	∙ 100 = 23,2%;

2			1	7970,5

1 = 1/ 1 = 7970,5/25 = 318,8 м3/сут;2 = 2/ 2 = 3706/19 = 195,1 м3/сут;3 = 3/ 3 = 1848,0/12 = 154,0 м3/сут.

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

Для Q2 получим:

15,00

∙ 104

10,81 ∙ 104

(

пр

) =

(

10,20

∙ 104

10,20 ∙ 104

) = 2,005 ∙

10,81

∙ 104

15,00

∙ 10

пр

консорциум н е д р а

Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3:

2 ( к − с2)

= (

+ ) ln

∙

∙ 106

пр

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

33,77

∙ 104

10,81 ∙ 104

== (2,005 3

+ 3) ln

+ 2,005 3 ∙

4 ∙ 106

15,00

∙ 104

15,00 ∙ 104

3 = 3565,2 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 2,005 ∙ 3565,2 = 7149,8 м3/сут.

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

∑ 2 = 2 + 3 = 3565,2 + 7149,8 = 10715 м3/сут.

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 7149,8/19 = 376,3 м3/сут;

3 = 3/ 3 = 3565,2/12 = 297,1 м3/сут.

консорциум н е д р а

Для III этапа разработки уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит рассчитываем так:

2 ( к − с3)

(ln

)

∙ 106

пр

3 =

2 ( к − с)

;

0 +

(ln

) ∙ 106

пр

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

= 6784 м3/сут.

4 ∙ (ln

27,50 ∙ 104

10,81 ∙ 104

) ∙ 106

10,20 ∙ 104

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 6784/12 = 565,3 м3/сут.

Определим время разработки залежи на каждом этапе и общий срок разработки. На I этапе разработки:

∙ ∙ 106

3,5 ∙ 1,2 ∙ 106

1 =

= 2,0 лет.

( 1

+ 2 + 3)

∙ (1 −

∙ ∙ 365

)

(7970,5 + 3706 + 1848,0)

∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

2 ∙ ∙ 106

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

= 2,6 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(7149,8 + 3565,2) ∙ (1 −

)

∙ 0,865 ∙ 365

100

консорциум н е д р а

Ha III этапе:

	3	∙ ∙ 106				1,25 ∙ 1,2 ∙ 106
3 =	и				=				= 7,0 лет.
3 =					=		90		= 7,0 лет.
	3 ∙ (1 −			) ∙ ∙ 365		6784 ∙ (1 −		) ∙ 0,865 ∙ 365
			100
			100				100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 2,0 + 2,6 + 7,0 = 11,6 лет.

Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки. Для

I этапа расчет ведется по формуле:

		∙ 106						2
	∆ = −	в		{∆ ∑		[ (−			)]} =
	∆ = −			{∆ ∑		[ (−			)]} =
	1	86400 ∙ 4			1		4 1
		86400 ∙ 4					4 1
= −	1,5 ∙ 106	{13524,5 [	(−			(2,52 ∙ 105)2				)]} = 63,16 атм.
= −		{13524,5 [	(−							)]} = 63,16 атм.
	86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 1,02 ∙ 1000				4 ∙ 14093 ∙ 2,0 ∙ 3,15 ∙ 107
	86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 1,02 ∙ 1000				4 ∙ 14093 ∙ 2,0 ∙ 3,15 ∙ 107

пл1 = нач − ∆ 1 = 180 − 63,16 = 116,84 атм.

На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:

консорциум н е д р а

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[

(−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2)

4 2

= −

1,5 ∙ 106

{13524,5 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 1,02 ∙ 1000

4 ∙ 14093 ∙ (2,0 + 2,6) ∙ 3,15 ∙ 107

(2,52 ∙ 105)2 + (10715 − 13524,5) [ (− 4 ∙ 14093 ∙ 2,6 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 64,29 атм.

пл2 = нач − ∆ 2 = 180 − 64,29 = 115,71 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

∙ {13524,5 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 14093 ∙

(5,2 + 2,6 + 7,0) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (10715 − 13524,5) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 14093 ∙ (2,6 + 7,0) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (6784 − 10715) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 53,53 атм.

4 ∙ 14093 ∙ 7,0 ∙ 3,15 ∙ 107

пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 53,53 = 126,47 атм.

консорциум н е д р а

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 ∙ 53,53 == 19,38 ∙ 104 м3 = 19,76 ∙ 104 т.

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

∆	∙ 100 =	19,38 ∙ 104 ∙ 0,865	∙ 100 = 2,54%.
	∙ 100 =	6,6 ∙ 105	∙ 100 = 2,54%.
и

консорциум н е д р а

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

1,02 Д.

Общий срок разработки пласта составит 9,1 год без учета гидродинамического несовершенства скважин и 11,6 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 1,7 лет, суммарный дебит скважин составляет 13524,5 м3/сут,

приведенный радиус 4071 м, пластовое давление составило 116,84 атм. На этом этапе добывают 56 скважин,

расположенные в 3 кольцевых ряда по 25, 19 и 12 скважин в ряду.

На втором этапе срок разработки составляет 2,2 лет, суммарный дебит скважин 10715 м3/сут, приведенный радиус

3377 м, пластовое давление – 115,71 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 5,2 лет, суммарный дебит скважин 6784 м3/сут, пластовое давление 126,47

атм, приведенный радиус 2750 м, дебит одной скважины 565,3 м3/сут.

Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (50%), а при работе 56 скважин суммарный дебит скважин 11698,69 м3/сут

Qн=13524,5*0,865*1,7*350=6960722,04 т нефти, при пластовом давлении 116,84 атм.

консорциум н е д р а

Макет космического корабля «Восток-1» в павильоне «Космос» на ВДНХ. За ним — цитата К. Э. Циолковского:

«Сначала неизбежно идут: мысль, фантазия, сказка. За ними шествует научный расчёт. И уже в конце концов исполнение венчает мысль»

<<< < Предыдущая 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 2122 / 3822 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 > 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