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 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 2324 / 3824 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 > Следующая >>>

				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 −	2		+	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:

15)

2 ( к− с2)

= (

) ln

+ ∙

∙10

16) 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 ∙ 0,707 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(2,559 3 + 3) ln

33,77 ∙ 104

5,32 ∙ 104

+ 2,559 3 ∙

4 ∙ 106

15,00 ∙ 104

3 = 2529,2 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 2,559 ∙ 2529,2 = 6471,6 м3/сут.

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

∑ 2 = 2 + 3 = 2529,2 + 6471,6 = 9000,9 м3/сут.

консорциум н е д р а

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 6471,6/19 = 340,6 м3/сут;3 = 3/ 3 = 2529,2/12 = 210,8 м3/сут.

Определим приведенный контур питания для III этапа разработки:

					1 −	в		1 −	в			1 −	в					1,5			1,5
ln	= −	в	ln	−	1 −	н	+	1 −	н		ln −	1 −	н	ln ==	1,5	ln 10 −	1 −	4	+	1 − 4			ln 1,500 −
ln	= −		ln	−			+				ln −			ln ==		ln 10 −			+				ln 1,500 −
0			к		2					2	2	2		3	4		2				1,020	2
		н			2			1 − (		2	(	2			4		2			1 − (	1,020	2
								1 − (	3)		(	2) − 1								1 − (	1,500	)
																					1,500
									2			3

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 +

н (ln

) ∙ 106

2 ∙ 3,14 ∙ 0,707 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 864003 = 27,50 ∙ 104 5,32 ∙ 104 6 = 6388 м3/сут.

4 ∙ (ln 10,20 ∙ 104 + 10,20 ∙ 104) ∙ 10

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 6388/12 = 532,3 м3/сут.

1 −	1,5
	4	ln 1,020
1,500	2

(1,020) − 1

7. Определим время разработки залежи на каждом этапе по формуле (4) и общий срок разработки.

консорциум н е д р а

(4)

∑

На I этапе разработки:

1 =

и1

∙ ∙ 106

3,5 ∙ 1,2 ∙ 106

= 2,5 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

100

) ∙ ∙ 365

(7306,0 + 2544,2 + 994,3)

∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

2 =

и2 ∙ ∙ 106

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

= 3,1 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(6471,6 + 2529,2) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

и3

∙ ∙ 106

1,25 ∙ 1,2 ∙ 106

= 7,5 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

6388 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 2,5 + 3,1 + 7,5 = 13,1 лет.

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

1,5 ∙ 106

(2,52 ∙ 105)2

∆ = −

{∆ ∑ [ (−

)]} == −

{10845 [ (−

)]} = 70,05 атм.

86400 ∙ 4

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,707 ∙ 1000

4 ∙ 9766 ∙ 2,5 ∙ 3,15 ∙ 107

консорциум н е д р а

1 =

− ∆ = 180 − 70,05 = 109,95 атм.

пл

нач

На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑ [ (−

)] + ∆ ∑

[ (−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2)

4 2

= −

1,5 ∙ 106

{10845 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,707 ∙ 1000

4 ∙ 9766 ∙ (2,5 +

3,1) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (9000,9 − 10845) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 74,44 атм.

4 ∙ 9766 ∙ 3,1 ∙ 3,15 ∙ 107

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 ∙ 0,707 ∙ 1000

∙ {10845 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)] + (9000,9 − 10845) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 9766 ∙ (2,5 + 3,1 + 7,5)

∙ 3,15 ∙ 107

4 ∙ 9766 ∙

(3,1 + 7,5) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (6388

− 9000,9) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 65,48 атм.

4 ∙ 9766 ∙ 7,5 ∙ 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

∆	∙ 100 =	23,70 ∙ 104 ∙ 0,865	∙ 100 = 3,10%.
	∙ 100 =	6,6 ∙ 106	∙ 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

250

= 10,81 ∙ 104

3,14

3,14 ∙ 10−4

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

пр

15,00 ∙ 10

Определим Q1:

( +

) ln 1

+ ∙

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

консорциум н е д р а

	2 ∙ 3,14 ∙ 0,707 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400				4071			10,81	∙ 104
			== (4,313 3 + 2,005 3 + 3) ln			+ 4,313 3	∙
	4 ∙ 106		== (4,313 3 + 2,005 3 + 3) ln		2008	+ 4,313 3	∙	20,08	∙ 104
			3	= 1280,6 м3/сут.
По найденному численному значению Q3 определяются численные значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе
трех рядов скважин на залежи:
			3	= 1280,6 м3/сут.
	2	= 2,005 ∙ 1280,6 = 2568,3 м3/сут.
	1	= 4,313 ∙ 1280,6 = 5523,5 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 1280,6 + 2568,3 + 5523,5 = 9372,4 м3/сут.

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

ряду:


		=	2		∙ 100 =		2568,3		∙ 100 = 46,5%;

	1			1		5523,5

		=		3	∙ 100 =			1280,6	∙ 100 = 23,2%;

	2			1		5523,5

1	= 1/ 1					= 5523,5/25 = 220,9 м3/сут;
2	= 2/ 2					= 2568,3/19 = 135,2 м3/сут;

3 = 3/ 3 = 1280,6/12 = 106,7 м3/сут.

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

Для Q2 получим:

консорциум н е д р а

			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		4
					2			пр						15,00	∙ 10

Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3:

2 ( к − с2)

= (

) ln

+ ∙

∙ 106

пр

2 ∙ 3,14 ∙ 0,707 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(2,005 3 + 3) ln

33,77

∙ 104

10,81 ∙ 104

+ 2,005 3 ∙

4 ∙ 106

15,00

∙ 104

15,00 ∙ 104

3 = 2470,7 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 2,005 ∙ 2470,7 = 4954,8 м3/сут.

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

∑ 2 = 2 + 3 = 2470,7 + 4954,8 = 7425,5 м3/сут.

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 4954,8/19 = 260,8 м3/сут;

3 = 3/ 3 = 2470,7/12 = 205,9 м3/сут.

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

2 ( к − с3)			=	(ln	0	+			)
		∙ 106
	н		3
					3		3	пр

консорциум н е д р а

3 =		2 ( к		− с)			;
		0 +
	н (ln			ln		) ∙ 106
			3		пр
		3

2 ∙ 3,14 ∙ 0,707 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 864003 = 27,50 ∙ 104 10,81 ∙ 104 6 = 4701 м3/сут.

4 ∙ (ln 10,20 ∙ 104 + 10,20 ∙ 104) ∙ 10

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 4701/12 = 391,8 м3/сут.

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

и1 ∙ ∙ 106

3,5 ∙ 1,2 ∙ 106

= 2,8 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(5523,5 + 2568,3 + 1280,6) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

и2 ∙ ∙ 106

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

= 3,8 лет.

( 2 + 3)

∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(4954,8

+ 2470,7) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

3 =

и3

∙ ∙ 106

1,25 ∙ 1,2 ∙ 106

= 10,2 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

4701 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 2,8 + 3,8 + 10,2 = 16,8 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

1,5 ∙ 106

(2,52 ∙ 105)2

∆ = −

{∆ ∑ [ (−

)]} == −

{9372,4 [ (−

)]} = 63,16 атм.

86400 ∙ 4

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,707 ∙ 1000

4 ∙ 9766 ∙ 2,8 ∙ 3,15 ∙ 107

1 =

− ∆ = 180 − 63,16 = 116,84 атм.

пл

нач

На II этапе изменение пластового давления определяем по формуле:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑ [ (−

)] + ∆ ∑

[ (−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1 + 2)

4 2

= −

1,5 ∙ 106

{9372,4 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,707 ∙ 1000

4 ∙ 9766 ∙ (2,8 + 3,8) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (7425,5 − 9372,4) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 64,29 атм.

4 ∙ 9766 ∙ 3,8 ∙ 3,15 ∙ 107

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 ∙ 0,707 ∙ 1000

∙ {9372,4 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)] + (7425,5 − 9372,4) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 9766 ∙

(2,5 + 3,8 + 10,2) ∙ 3,15 ∙ 107

4 ∙ 9766 ∙ (3,8 + 10,2) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (4701 − 7425,5) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 53,53 атм.

4 ∙ 9766 ∙ 10,2 ∙ 3,15 ∙ 107

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

∆ = ( ж + с) ∆ = (0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5) ∙ 20 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 53,53 = 19,38 ∙ 104 м3 = 16,76 104т\сут

консорциум н е д р а

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 ∙ 106	∙ 100 = 2,54%.
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 0,707 Д.

Общий срок разработки пласта составит 13,1 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 16,8 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 2,5 лет, суммарный дебит скважин составляет 9372,4 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 3,8 лет, суммарный дебит скважин 7425,5 м3/сут, приведенный радиус 3377 м, пластовое давление – 115,71 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 10,2 лет, суммарный дебит скважин 4701 м3/сут, пластовое давление 126,47 атм, приведенный радиус 2750 м, дебит одной скважины 391,8 м3/сут.

Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (50%), а при работе 56 скважин было добыто 9372,4 м3/сут Qн=9372,4*0,865*2,5*350=7093735,25 т нефти при пластовом давлении 116,84 атм.

14 вариант.

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 5 км и ширину 4 км. Площадь залежи в

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 2324 / 3824 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете Добыча нефти и газа

#
07.10.2024913.31 Кб5Защита 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