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 29 30 31 32 33 3435 / 3835 36 37 38 > Следующая >>>

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»

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)]} =

86400 ∙ 4

4 1

= −

1,5 ∙ 106

{1283 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} == 26,98 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,261 ∙ 1000

4 ∙ 3601 ∙ 13,1 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 26,98 = 153,02 атм.

пл

нач

для II этапа:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1 + 2)

4 2

= −

1,5 ∙ 106

{1283 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,261 ∙ 1000

4 ∙ 3601 ∙ (13,1 + 10,6) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1183,9 − 1283) [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 29,02 атм.

4 ∙ 3601 ∙ 10,6 ∙ 3,15 ∙ 107

2 =

− ∆

= 180 − 29,02 = 150,98 атм.

пл

нач

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 ∙ 0,261 ∙ 1000

∙ {1283 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 3601 ∙ (13,1 + 10,6 + 23,6) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1183,9

− 1283) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 3601 ∙ (10,6 + 23,6) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (1066,4

− 1183,9)

[

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 30,25 атм.

4 ∙ 3601 ∙ 23,6 ∙ 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 ∙ 105	∙ 100 = 1,43%.
и

10.Аналогичным образом определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов

идебит, 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 ∙ 10−4

3,14

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

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 ∙ 0,261 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = (2,601 3 + 1,462 3 + 3) ∙ 40,625 ∙ 104 + 2,601 3 ∙ 10,81 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 240,9 м3/сут.

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

консорциум н е д р а

3 = 240,9 м3/сут.

2 = 1,462 ∙ 240,9 = 352,2 м3/сут.1 = 2,601 ∙ 240,9 = 626,5 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 240,9 + 352,2 + 626,5 = 1219,6 м3/сут.

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

одной скважины в каждом ряду:
						=		2			∙ 100 =				352,2			∙ 100 = 56,2%;
						=					∙ 100 =							∙ 100 = 56,2%;
					1				1						626,5
									1						626,5
							=		3		∙ 100 =					240,9		∙ 100 = 38,4%;
							=				∙ 100 =							∙ 100 = 38,4%;
					2				1						626,5
									1						626,5
						= /								= 626,5/19 = 33 м3/сут;
				1		1							1
					= /							2		= 352,2/19 = 18,5 м3					/сут;
			2			2						2
					= /								3	= 240,9/19 = 12,7 м3					/сут.
			3			3							3
Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки.
			+	ln													5 ∙ 104 + 10,81 ∙ 104
			+	ln
			2
	=	(								пр		)		=	(					) = 1,462 ∙
	=	(										)		=	(					) = 1,462 ∙
2	3													3				10,81 ∙ 104			3
			ln
						пр

Подставляя найденное значение, определим численное значение Q3:

консорциум н е д р а

( к − с)

= (

)

∙

∙ 106

пр

10 ∙ 105 ∙ 0,261 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

== (1,462

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

4 ∙ 106

= 453 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

= 1,462 ∙ 453 = 662,6 м3/сут.

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

за 100%:
∑	=		+ = 453 + 662,6 = 1115,6 м3				/сут.
2		2		3
	=		3	∙ 100 =	453	∙ 100 = 68,4%;
	=			∙ 100 =		∙ 100 = 68,4%;
				662,6
			2
Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:
		= / = 662,6/19 = 34,9 м3/сут;
	2		2	2
		=		/ = 453/19 = 23,8 м3/сут.
	3		3	3
На третьем этапе разработки:
10 ∙ 105	∙ 0,261 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400							м3/сут.
=				= 965,8				м3/сут.

3	4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 10,81 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе
консорциум н е д р а

3 = 3/ 3 = 965,8/19 = 50,8 м3/сут.

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

На I этапе разработки:

∙ ∙ 106

3,31 ∙ 1,2 ∙ 106

= 13,7 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(626,5

+ 352,2 + 240,9) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

2 =

= 11,3 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(662,6

+ 453) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

3 =

= 26 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

965,8 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 13,7 + 11,3 + 26 = 51,1 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

∆ = −

{∆ ∑

[ (−

)]} =

86400 ∙ 4

4 1

= −

1,5 ∙ 106

{1219,6 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]} == 25,97 атм.

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,261 ∙ 1000

4 ∙ 3601 ∙ 13,7 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 25,97 = 154,03 атм.

пл

нач

для II этапа:

∙ 106

∆ = −

{∆ ∑

[

(−

)] + ∆ ∑

[

(−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2)

4 2

= −

1,5

∙ 106

{1219,6 [

(−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,261 ∙ 1000

4 ∙ 3601 ∙ (13,7 + 11,3) ∙ 3,15 ∙ 107

(2,52 ∙ 105)2 + (1115,6 − 1219,6) [ (− 4 ∙ 3601 ∙ 11,3 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 27,70 атм.

пл2 = нач − ∆ 2 = 180 − 27,70 = 152,30 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 ∙ 0,261 ∙ 1000 ∙

(2,52 ∙ 105)2 ∙ {1219,6 [ (− 4 ∙ 3601 ∙ (13,7 + 11,3 + 26) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (1115,6 − 1219,6) [ (− 4 ∙ 3601 ∙ (11,3 + 26) ∙ 3,15 ∙ 107)]

(2,52 ∙ 105)2 + (965,8 − 1115,6) [ (− 4 ∙ 3601 ∙ 26 ∙ 3,15 ∙ 107)]} = 27,95 атм.

пл3 = нач − ∆ 3 = 180 − 27,95 = 152,05 атм.

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 ∙ 27,95 == 10,12 ∙ 104 м3 = 7,28 ∙ 104 т .

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

∆	∙ 100 =	10,12 ∙ 104 ∙ 0,865	∙ 100 = 1,32%.
	∙ 100 =	6,6 ∙ 106	∙ 100 = 1,32%.
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

0,261 Д.

Общий срок разработки пласта составит 47,3 лет без учета гидродинамического несовершенства скважин и 51,1 лет с учетом несовершенства. Разработка проводилась в три этапа.

На первом этапе срок разработки составит 13,7 лет, суммарный дебит скважин составляет 1220 м3/сут (878,4 т/сут), приведенный контур питания 4062,5 м, пластовое давление составило 154,03 атм. На этом этапе добывают 56 скважин, расположенные в 3 ряда по 19 скважин в ряду.

На втором этапе срок разработки составляет 11,3 лет, суммарный дебит скважин 1116 м3/сут, приведенный контур питания 4406,25 м, пластовое давление – 152,30 атм.

На третьем этапе срок разработки составит 39,1 лет, суммарный дебит скважин 966 м3/сут, пластовое давление 152,05 атм, приведенный контур питания 4750 м, дебит одной скважины 50,8 м3/сут.

Таким образом, сделаем вывод, что первый этап разработки более эффективен, поскольку обводненность минимальна (25%), а при работе 56 скважин дебит составил 1220 м3/сут (878,4 т/сут) Qн=1220*0,865*13,7*350=5060163,5 т нефти при пластовом давлении 154,03 атм.

Контрольные вопросы

1)Охарактеризуйте жёсткий водонапорный режим.

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 3435 / 3835 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