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 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 2728 / 3828 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 > Следующая >>>

=	=	0,788 ∙ 1000	= 197	Дсм

		4		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:

	( −			)													2
13)		к	с1		= ( 1 + 2 + 3) 0									+ 1 ∙		ln
13)		6			= ( 1 + 2 + 3) 0									+ 1 ∙		ln
		н∙10
		= ( 2 + 3) 2 + 2 ∙										2					2
14)	0										ln			− 1 ∙		ln
14)	0										ln			− 1 ∙		ln
15)	0	=	(			+	ln	2	) −			∙	ln		2
15)	0	=	(			+	ln		) −			∙	ln
		3			3					2

Для удобства расчетов найдем сначала параметр

ln	2	=	250	ln	500	= 5,32 ∙ 104

			3,14		3,14 ∙ 0,2

Из третьего уравнения определяем значение Q2:

			+	ln		2				4		4
	=	(	+	ln		) =		(5 ∙ 10		4	+ 5,32 ∙ 10	4	) = 1,941 ∙
	=	(	3			) =		(5 ∙ 10			+ 5,32 ∙ 10		) = 1,941 ∙
			3
2	3						3						3
2	3				2		3		5,32 ∙ 104				3
					2				5,32 ∙ 104
			ln
			ln

Из второго уравнения:

консорциум н е д р а

( +

) + ∙

(1,941

+ )5 ∙ 104

+ 1,941

∙ 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 ∙ 0,788 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 == (4,707 3 + 1,941 3 + 3)40,625 ∙ 104 + 4,707 3 ∙ 5,32 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 506,9 м3/сут.

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

3 = 506,9 м3/сут.

2 = 1,941 ∙ 506,9 = 983,7 м3/сут.1 = 4,707 ∙ 506,9 = 2385,8 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 506,9 + 983,7 + 2385,8 = 3876,4 м3/сут.

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

консорциум н е д р а


		=	2				∙ 100 =			983,7		∙ 100 = 41,2%;
		=					∙ 100 =					∙ 100 = 41,2%;
	1			1					2385,8
				1					2385,8
		=		3			∙ 100 =				506,9	∙ 100 = 21,2%;
		=					∙ 100 =					∙ 100 = 21,2%;
	2			1					2385,8
				1					2385,8
	= /							= 2385,8/19 = 125,6 м3/сут;
1		1				1
		=			/			2	= 983,7/19 = 51,8 м3				/сут;
	2	2						2
		= /						3	= 506,9/19 = 26,7 м3				/сут.
	3	3						3

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:

									=	в			+			2 + 1				(1 −			в	) =	1,5	∙ 10500 +				1500	(1 −			1,5	) = 4406,25 м.
									=				+							(1 −				) =	4	∙ 10500 +					(1 −			4	) = 4406,25 м.
							0				к1							2							4				2					4
										н													н
Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин:
	( −		)															2
3)	к	с2		= ( 2 + 3) 0 + 2									∙			ln
3)	6			= ( 2 + 3) 0 + 2									∙			ln
	н∙10
4)	0 =	(			+	ln	2	) −			∙	ln			2
4)	0 =	(			+	ln		) −			∙	ln
	3			2					2
Из 2-го уравнения получим:
																	+		ln			2						4				4
											=						+		ln			) = (5 ∙ 10						4	+ 5,32 ∙ 10			4	) = 1,941 ∙
											=				(			2				) = (5 ∙ 10							+ 5,32 ∙ 10				) = 1,941 ∙
																		2
									2					3											3									3
									2					3							2				3		5,32 ∙ 104							3
																					2						5,32 ∙ 104
																		ln
																		ln

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

консорциум н е д р а

( к − с)

= (

)

∙

∙ 106

10 ∙ 105 ∙ 0,788 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

)44,0625 ∙ 104 + 1,941 ∙ 5,32 ∙ 104

== (1,941

4 ∙ 106

= 1216,4 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,941 ∙ 1216,4 = 2360,6 м3/сут.

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

∑

= +

= 1216,4 + 2360,6 = 3577,0 м3/сут.

∙ 100 =

1216,4

∙ 100 = 51,5%;

2360,6

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

= /

= 2360,6/19 = 124,2 м3/сут;

= 1216,4/19 = 64 м3/сут.

На третьем этапе разработки приведенный контур питания составит:

+ 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 0

консорциум н е д р а

( к − с)

3 = н ( 0 + ln 2 ) ∙ 106 ;

3 = 10 ∙ 105 ∙ 0,788 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = 3221,8 м3/сут. 4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 5,32 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

= /

= 3221,8/19 = 169,6 м3/сут.

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

(4)

∑

На I этапе разработки:

∙ ∙ 106

3,31 ∙ 1,2 ∙ 106

1 =

= 4,3 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(2385,8 + 983,7 + 506,9)

∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

= 3,5 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(2360,6 + 1216,4) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 7,8 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

3221,8 ∙ (1

) ∙ 0,865 ∙ 365

−

100

Общий срок разработки залежи составит:

консорциум н е д р а

= 1 + 2 + 3 = 4,3 + 3,5 + 7,8 = 15,6 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

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)]} == −

{3876,4

[ (−

)]} =

86400 ∙ 4

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,788 ∙ 1000

4 ∙ 10881 ∙ 4,3 ∙ 3,15 ∙ 107

= 26,98 атм.

пл1 = нач − ∆ 1 = 180 − 26,98 = 153,02 атм.

для II этапа:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)] + ∆ ∑

[ (−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1 + 2)

4 2

= −

1,5 ∙ 106

{3876,4

[ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,788 ∙ 1000

4 ∙ 10881 ∙ (4,3 + 3,5) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (3577,0 − 3876,4) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 29,02 атм.

4 ∙ 10881 ∙ 3,5 ∙ 3,15 ∙ 107

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

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 ∙ 0,788 ∙ 1000

∙ {3876,4

[ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 10881 ∙

(4,3 + 3,5 + 7,8) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (3577,0 − 3876,4) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 10881 ∙ (3,5 + 7,8) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (3221,8 − 3577,0) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 30,25 атм.

4 ∙ 10881 ∙ 7,8 ∙ 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 ∙ 106	∙ 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

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

	пр

консорциум н е д р а

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 ∙ 0,788 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

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

= (2,601 + 1,462

4 ∙ 106

= 727,7 м3/сут.

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

работе трех рядов скважин на залежи:

= 727,7 м3/сут.

2 = 1,462 ∙ 727,7 = 1064,2 м3/сут.1 = 2,601 ∙ 727,7 = 1892,8 м3/сут.

консорциум н е д р а

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 727,7 + 1064,2 + 1892,8 = 3684,7 м3/сут.

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

каждом ряду:

∙ 100 =

1064,2

∙ 100 = 56,2%;

1892,8

∙ 100 =

727,7

∙ 100 = 38,4%;

1892,8

= /

= 1892,8/19 = 99,6 м3/сут;

= 1064,2/19 = 56 м3/сут;

= /

= 727,7/19 = 38,3 м3/сут.

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

5 ∙ 104 + 10,81 ∙ 104

= (

пр

) = (

) = 1,462 ∙

10,81 ∙ 104

пр

Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3:

( к − с)

= (

)

∙

∙ 106

пр

10 ∙ 105 ∙ 0,788 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

== (1,462

+ )44,0625 ∙ 104 + 1,462 ∙ 10,81 ∙ 104

4 ∙ 106

консорциум н е д р а

3 = 1368,8 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,462 ∙ 1368,8 = 2001,8 м3/сут.

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

∑	=			+ = 1368,8 + 2001,8 = 3370,5 м3/сут.
2		2				3
	=				3	∙ 100 =				1368,8	∙ 100 = 68,4%;
	=					∙ 100 =					∙ 100 = 68,4%;
									2001,8
				2
Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:
		= /					2	= 2001,8/19 = 105,4 м3/сут;
	2			2			2
			=			/		3	= 1368,8/19 = 72 м3/сут.
	3			3				3

На третьем этапе разработки:

3 = 10 ∙ 105 ∙ 0,788 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = 2918,1 м3/сут. 4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 10,81 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 2918,1/19 = 153,6 м3/сут.

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

На I этапе разработки:

	1	∙ ∙ 106					3,31 ∙ 1,2 ∙ 106
1 =	и					==				= 4,6 лет.
1 =	( 1 + 2 + 3) ∙ (1					==		25		= 4,6 лет.
			−		) ∙ ∙ 365		(1892,8 + 1064,2 + 727,7) ∙ (1 −		) ∙ 0,865 ∙ 365
				100
				100				100

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 2728 / 3828 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 > 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