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 27 28 2930 / 3830 31 32 33 34 35 36 37 38 > Следующая >>>

Рис.2.

Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаемость по формуле (3).

=	2,3 ∙106	(	lg +1−lg		)			(3)
=	4 ∙86400	(			)			(3)
	4 ∙86400		∆	−∆
			+1
						2,3 ∙ 45 ∙ 4 ∙ 106		lg 32400 − lg 9000
					=		(		) = 0,265 Д.
					=	4 ∙ 3,14 ∙ 1000 ∙ 86400	(	6,8 − 6,0	) = 0,265 Д.

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:

0,265

см2

= 3662

( ж + с)

4(0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5)

0,265 ∙ 1000

Дсм

= 66

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:

консорциум н е д р а

( −

)

к с1

= ( 1 + 2 + 3) 0 + 1 ∙

н∙10

0 = ( 2 + 3) 2

+ 2 ∙

− 1 ∙

0 = 3 ( 3 +

) − 2

∙

Для удобства расчетов найдем сначала параметр

250

500

= 5,32 ∙ 104

3,14

3,14 ∙ 0,2

Из третьего уравнения определяем значение Q2:

) =

(5 ∙ 10

+ 5,32 ∙ 10

) = 1,941 ∙

(

5,32 ∙ 104

Из второго уравнения:

( + ) + ∙ ln

2 3

(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

консорциум н е д р а

10 ∙ 105 ∙ 0,265 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 == (4,707 3 + 1,941 3 + 3)40,625 ∙ 104 + 4,707 3 ∙ 5,32 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 170,6 м3/сут.

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

3 = 170,6 м3/сут.

2 = 1,941 ∙ 170,6 = 331,1 м3/сут.1 = 4,707 ∙ 170,6 = 803,0 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 170,6 + 331,1 + 803,0 = 1304,7 м3/сут.

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


		=	2		∙ 100 =		331,1		∙ 100 = 41,2%;

1				1		803,0

		=		3	∙ 100 =			170,6	∙ 100 = 21,2%;

2				1		803,0

1	= 1/ 1					= 803,0/19 = 42,3 м3/сут;
2	= 2/ 2					= 331,1/19 = 17,4 м3/сут;

3 = 3/ 3 = 170,6/19 = 9,0 м3/сут.

консорциум н е д р а

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:

2 + 1

(1 −

) =

1,5

∙ 10500 +

1500

(1 −

1,5

) = 4406,25 м.

к1

Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин:

( −

)

к с2

= ( 2

+ 3) 0 + 2 ∙

н∙10

0 = 3 ( 2 +

) − 2

∙

Из 2-го уравнения получим:

) =

(5 ∙ 10

+ 5,32 ∙ 10

) = 1,941 ∙

(

5,32 ∙ 104

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

( к − с)

= (

)

∙

∙ 106

10 ∙ 105 ∙ 0,265 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

)44,0625 ∙ 104 + 1,941 ∙ 5,32 ∙ 104

== (1,941

4 ∙ 106

3 = 409,4 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,941 ∙ 409,4 = 794,6 м3/сут.

консорциум н е д р а

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

100%:

∑ 2 = 2 + 3 = 409,4 + 794,6 = 1204 м3/сут.

=	3	∙ 100 =	409,4	∙ 100 = 51,5%;
=		∙ 100 =	794,6	∙ 100 = 51,5%;
			794,6
	2

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 794,6/19 = 41,8 м3/сут;

3 = 3/ 3 = 409,4/19 = 21,6 м3/сут.

На третьем этапе разработки приведенный контур питания составит:

3 + 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)	=		+	∙	ln	2
∙ 106
	3	0	3
н

( к − с)

3 = н ( 0 + ln 2 ) ∙ 106 ;

3 = 10 ∙ 105 ∙ 0,265 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = 1084,4 м3/сут. 4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 5,32 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

консорциум н е д р а

3 = 3/ 3 = 1084,4/19 = 57,1 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 =

= 12,9 лет.

( 1 + 2 + 3)

∙ (1

−

) ∙ ∙ 365

(803,0 + 331,1 + 170,6)

∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

2 =

= 10,4 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(794,6 + 409,4) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 23,2 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

1084,4 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 12,9 + 10,4 + 23,2 = 46,5 лет.

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

Сэтой целью определим сначала радиус укрупненной скважины:

= √	= √	20	= 2,52 км = 2,52 ∙ 105 см.
		3,14

консорциум н е д р а

Для I этапа расчет ведется по формуле:
	∙ 106			2		1,5 ∙ 106			(2,52 ∙ 105)2
∆ = −	в	{∆ ∑	[ (−		)]} == −		{1304,7	[ (−		)]} =
∆ = −	86400 ∙ 4	{∆ ∑	[ (−	4	)]} == −	86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,265 ∙ 1000	{1304,7	[ (−	4 ∙ 3662 ∙ 12,9 ∙ 3,15 ∙ 107	)]} =
1	86400 ∙ 4	1		4		86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,265 ∙ 1000			4 ∙ 3662 ∙ 12,9 ∙ 3,15 ∙ 107
				1

= 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

{1304,7

[ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,265 ∙ 1000

4 ∙ 3662 ∙ (12,9 + 10,4) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1204 − 1304,7) [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 29,02 атм.

4 ∙ 3662 ∙ 10,4 ∙ 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 ∙ 0,265 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {1304,7 [ (− 4 ∙ 3662 ∙ (12,9 + 10,4 + 23,2) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (1204 − 1304,7) [ (− 4 ∙ 3662 ∙ (10,4 + 23,2) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (1084,4 − 1204) [ (− 4 ∙ 3662 ∙ 23,2 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 30,25 атм.

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

3,14 ∙ 10−4

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

( к − с1)	= (	+	+	)	+	∙	ln
∙ 106
	1	2	3	0	1
н								пр

10 ∙ 105 ∙ 0,265 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = (2,601 3 + 1,462 3 + 3) ∙ 40,625 ∙ 104 + 2,601 3 ∙ 10,81 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 244,9 м3/сут.

консорциум н е д р а

2 = 1,462 ∙ 244,9 = 358,2 м3/сут.

1 = 2,601 ∙ 244,9 = 637,1 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 244,9 + 358,2 + 637,1 = 1240,2 м3/сут.

	=	2			∙ 100 =	358,2		∙ 100 = 56,2%;

1			1	637,1

	=		3		∙ 100 =		244,9	∙ 100 = 38,4%;

2			1	637,1

1 = 1/ 1 = 637,1/19 = 33,5 м3/сут;

2 = 2/ 2 = 358,2/19 = 18,9 м3/сут;

3 = 3/ 3 = 244,9/19 = 12,9 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)	= (	+	)	+	∙	ln
∙ 106
	2	3	0	2
н							пр

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 2930 / 3830 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 Mб3Карлово-Сытовского месторождения.pdf
#
28.06.20243.35 Mб4Карповского месторождения.pdf