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:

2 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

= 2251,4 м3/сут.

.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 29 30 3132 / 3832 33 34 35 36 37 38 > Следующая >>>

Скважин на залеже 56 ед.

Скважин в 1 ряду: 25 ед.

Скважин во 2 ряду: 19 ед.

Скважин в 3 ряду: 12 ед.

Рис.1.

консорциум н е д р а

4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.

Для определения проницаемости построим график зависимости по результатам исследования разведочной скважины (рис. 2):

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 72000	− lg 21600
					=		(			) = 0,249 Д.
					=	4 ∙ 3,14 ∙ 1000 ∙ 86400	(	7,3	− 6,5	) = 0,249 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:

				0,249		см2
=			=		= 3442		.
=	(	+ )	=	4(0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5)	= 3442	с	.
	ж	с

консорциум н е д р а

=	=	0,249 ∙ 1000	= 62	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.

Определим приведенный контур питания для I этапа разработки формуле

	ln		=	в	ln −
	ln		=		ln −
		0		н		к
				н
	1,5				1 −	1,5
ln 0 =		ln 10 −				4
ln 0 =	4	ln 10 −			2
	4				2

1 −

−

ln ;

н.о.

1 −

(

( н.о.)2 − 1

н.о.

1 −

1,5

1 −

1,5

ln 2,722 −

ln 2,008 = 1,405

2,008

2,722

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:


4)	2 (к−с1)				=	(		+ + ) ln							0	+					∙			ln		2
4)			6		=	(		+ + ) ln								+					∙			ln
		н∙10	6			1				2		3			1			1				1
5)	0	= (		+		) ln		1	+		∙		ln		2			− ∙							ln		2
5)	0	= (		+		) ln			+		∙		ln					− ∙							ln
		2			3					2											1
							2					2											1
6)	0	=	(ln		2	+			ln	2	) −			∙					ln	2
6)	0	=	(ln			+			ln		) −			∙					ln
		3											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

консорциум н е д р а

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

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 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(7,348

+ ) ln

4071

5,32 ∙ 104

+ 2,559

+ 7,348

∙

4 ∙ 106

2008

20,08 ∙ 104

3 = 350,5 м3/сут.

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

3 = 350,5 м3/сут.

консорциум н е д р а

2 = 2,559 ∙ 350,5 = 896,8 м3/сут.1 = 7,348 ∙ 350,5 = 2575,1 м3/сут.

азатем суммарный дебит трех рядов:

∑1 = 1 + 2 + 3 = 350,5 + 896,8 + 2575,1 = 3822,4 м3/сут.

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

			=	2				∙ 100 =				896,8				∙ 100 = 34,8%;
			=					∙ 100 =								∙ 100 = 34,8%;
		1			1							2575,1
					1							2575,1
			=		3			∙ 100 =					350,5			∙ 100 = 13,6%;
			=					∙ 100 =								∙ 100 = 13,6%;
		2			1							2575,1
					1							2575,1
			= /							= 2575,1/25 = 103 м3/сут;
		1	1				1
			=				/		2	= 896,8/19 = 47,2 м3								/сут;
		2	2						2
			=				/		3	= 350,5/12 = 29,2 м3								/сут.
		3	3						3
6. Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки.
На II этапе разработки приведенный контур питания определим по формуле:

	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

консорциум н е д р а

				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:

2 ( к− с2)

= (

+ ) ln

∙

н∙10

8) 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 ∙ 0,249 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

(2,559

+ ) ln

33,77 ∙ 104

5,32 ∙ 104

+ 2,559

∙

4 ∙ 106

15,00 ∙ 104

3 = 891,5 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 2,559 ∙ 891,5 = 2281,1 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%:

													∑ =						+					= 891,5 + 2281,1 = 3172,5 м3/сут.
															2		2			3
																=			3			∙ 100 =							891,5			∙ 100 = 39,1%;
																=						∙ 100 =						2281,1				∙ 100 = 39,1%;
																												2281,1
																			2
	Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:
															= /								2	= 2281,1/19 = 12,01 м3/сут;
															2				2				2
																	= /							3		= 891,5/12 = 74,3 м3/сут.
															3					3				3
	Определим приведенный контур питания для III этапа разработки:

		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		2				2							3
		н				2			1 − (				2		(				2			− 1
									1 − (		3)				(		2)					− 1

											2						3
								1,5							1,5															1,5
			=	1,5	ln 10 −			1 − 4		+				1 −	4			ln 1,500 −											1 −	4				ln 1,020
			=		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					0	+		ln	2	)
																											= (ln						+		ln		)
																		н	∙ 106									3
																		н													3			3

консорциум н е д р а


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

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 2251,4/12 = 187,6 м3/сут.

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

(4)

∑

На I этапе разработки:

∙ ∙ 106

3,5 ∙ 1,2 ∙ 106

1 =

= 7,0 лет.

( 1 + 2 + 3)

∙ (1

−

) ∙ ∙ 365

(2575,1 + 896,8 + 350,5) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

∙ ∙ 106

1,85 ∙ 1,2 ∙ 106

2 =

= 8,9 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(2281,1 + 891,5) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,25 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 21,2 лет.

3 ∙ (1 −

100

) ∙ ∙ 365

2251,4 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

консорциум н е д р а

= 1 + 2 + 3 = 7,0 + 8,9 + 21,2 = 37,2 лет.

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

Сэтой 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

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)]} == −

{3822,4

[ (−

)]}

86400 ∙ 4

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000

4 ∙ 3442 ∙ 7,0 ∙ 3,15 ∙ 107

= 70,05 атм.

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

{3822,4

[ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,249 ∙ 1000

4 ∙ 3442 ∙ (7,0 + 8,9) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (3172,5 − 3822,4) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 74,44 атм.

4 ∙ 3442 ∙ 8,9 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 74,44 = 105,56 атм.

пл

нач

На III этапе – по формуле:

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 ∙ 0,249 ∙ 1000

∙ {3822,4

[ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 3442 ∙ (7,0 + 8,9 + 21,2) ∙ 3,15 ∙ 107

(2,52 ∙ 105)2 + (3172,5 − 3822,4) [ (− 4 ∙ 3442 ∙ (8,9 + 21,2) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (2251,4 − 3172,5) [ (− 4 ∙ 3442 ∙ 21,2 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 65,48 атм.

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:

∆	∙ 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

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

	пр

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 3132 / 3832 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