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 = 68,4%;

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

26.05.2024

Размер:

5.11 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 388 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > Следующая >>>

∙ 106

∆ = −

∙∙ {∆ ∑ [ (−

)] + ∆ ∑ [ (−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2

+ 3)

4 ( 2 + 3)

4 3

= −

1,5 ∙ 106

∙

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,174 ∙ 1000

∙ {855,3 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)] + (789,3 − 855,3) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 2401 ∙ (19,6 + 15,9 + 35,4)

∙ 3,15 ∙ 107

4 ∙ 2401 ∙ (15,9 + 35,4) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (710,9

− 789,3) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 30,25 атм.

4 ∙ 2401 ∙ 35,4 ∙ 3,15 ∙ 107

− ∆ = 180 − 30,25 = 149,75 атм.

пл

нач

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

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

консорциум н е д р а

( +

) + ∙

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

10 ∙ 105 ∙ 0,174 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400 = (2,601 3 + 1,462 3 + 3) ∙ 40,625 ∙ 104 + 2,601 3 ∙ 10,81 ∙ 104 4 ∙ 106

3 = 160,6 м3/сут.

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

трех рядов скважин на залежи:

3 = 160,6 м3/сут.

2 = 1,462 ∙ 160,6 = 234,8 м3/сут.

1 = 2,601 ∙ 160,6 = 417,7 м3/сут.

а затем суммарный дебит трех рядов:

∑ 1 = 1 + 2 + 3 = 160,6 + 234,8 + 417,7 = 813,1 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

∙ 100 =

234,8

∙ 100 = 56,2%;

417,7

∙ 100 =

160,6

∙ 100 = 38,4%;

417,7

1 = 1/ 1 = 417,7/19 = 21,98 м3/сут;

2 = 2/ 2 = 234,8/19 = 12,36 м3/сут;

3 = 3/ 3 = 160,6/19 = 8,45 м3/сут.

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

+ ln

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 ∙ 0,174 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400

== (1,462

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

4 ∙ 106

3 = 302,0 м3/сут,

а затем численное значение Q2:

2 = 1,462 ∙ 302,0 = 441,7 м3/сут.

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

∑ 2 = 2 + 3 = 302,0 + 441,7 = 743,7 м3/сут.

консорциум н е д р а

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

2 = 2/ 2 = 441,7/19 = 23,25 м3/сут;3 = 3/ 3 = 302,0/19 = 15,9 м3/сут.

На третьем этапе разработки:

3	=	10 ∙ 105 ∙ 0,174 ∙ 1000(170 − 70) ∙ 86400	= 643,9 м3/сут.
		4 ∙ (47,5 ∙ 104 + 10,81 ∙ 104) ∙ 106

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

3 = 3/ 3 = 643,9/19 = 33,89 м3/сут.

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

На I этапе разработки:

и1 ∙ ∙ 106

3,31 ∙ 1,2 ∙ 106

= 20,6 лет.

( 1 + 2 + 3) ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

(417,7 + 234,8 + 160,6)

∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

На II этапе:

и2

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

= 16,9 лет.

( 2 + 3) ∙ (1 −

100

) ∙ ∙ 365

(441,7 + 302,0) ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

Ha III этапе:

3 =

и3

∙ ∙ 106

1,65 ∙ 1,2 ∙ 106

= 39,1 лет.

3 ∙ (1 −

) ∙ ∙ 365

643,9 ∙ (1 −

) ∙ 0,865 ∙ 365

100

консорциум н е д р а

Общий срок разработки залежи составит:

= 1 + 2 + 3 = 20,6 + 16,9 + 39,1 = 76,6 лет.

Определим изменение пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки. Для I этапа расчет ведется по формуле:

∙ 106

1,5 ∙ 106

(2,52 ∙ 105)2

∆ = −

{∆ ∑ [ (−

)]} == −

{813,1 [ (−

)]} == 25,97 атм.

86400 ∙ 4

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,174 ∙ 1000

4 ∙ 2401 ∙ 20,6 ∙ 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

{813,1 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,174 ∙ 1000

4 ∙ 2401 ∙ (20,6 + 16,9) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (743,7 − 813,1) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 27,70 атм.

4 ∙ 2401 ∙ 16,9 ∙ 3,15 ∙ 107

пл2 = нач − ∆ 2 = 180 − 27,70 = 152,30 атм.

для III этапа:

∙ 106

∆ = −

∙∙ {∆ ∑ [ (−

)] + ∆ ∑ [ (−

)]}

86400 ∙ 4

4 ( 1

+ 2

+ 3)

4 ( 2 + 3)

4 3

= −

1,5 ∙ 106

∙

86400 ∙ 4 ∙ 3,14 ∙ 0,174 ∙ 1000

∙ {813,1 [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)] + (743,7 − 813,1) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]

4 ∙ 2401 ∙ (20,6 + 16,9 + 39,1)

∙ 3,15 ∙ 107

4 ∙ 2401 ∙ (16,9 + 39,1) ∙ 3,15 ∙ 107

+ (643,9

− 743,7) [ (−

(2,52 ∙ 105)2

)]} = 27,95 атм.

4 ∙ 2401 ∙ 39,1 ∙ 3,15 ∙ 107

консорциум н е д р а

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

Определим отбор нефти за счет упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащего коллектора по формуле:

∆ = (	+ ) ∆ = (0,18 ∙ 4,5 ∙ 10−5 + 10−5) ∙ 20 ∙ 106				∙ 10 ∙ 27,95 == 10,12 ∙ 104 м3 = 7,29 ∙ 104т.
ж	с
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

ВАРИАНТ 2

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 пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2, средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h=10 м, пористость m=18%, конечный коэффициент нефтеотдачи Котд=0,30, коэффициент нефтенасыщенности Кн=0,85, удельный вес поверхностной разгазированной нефти γн=0,865, удельный вес пластовой нефти γпл=0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП.

Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчета 118 тыс. т извлекаемых запасов на одну скважину.

Радиус контура питания Rк=10 км.

Скважины на залежи были размещены кольцевыми рядами с расстоянием от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин Lн=1000 м, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние L=L2=L3=500 м. Расстояние между скважинами 2σ=500 м. Площадь между контурам нефтеносности и 1 рядом скважин FI=10,6 км2, между 1 и 2 рядом FII=5,6 км2, между 2 и 3 рядом FIII=3,8 км2. Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр dc=20 см. Периметр по внешнему контуру нефтеносности P=17,1 км. Приведенный радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины, rпр=10-4 м. Давление на контуре питания Рк=170 атм, забойное давление в скважинах Рзаб=70 атм, начальное пластовое давление Рнач=180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды βс=10-5 1/атм, коэффициент сжимаемости жидкости βж=4,5∙10-5 1/атм. Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления давления приведены в табл. 1.

Таблица 1.

t (мин)

∆P (атм)

консорциум н е д р а

t1 =	7	∆P1 =	3,4
t2 =	75	∆P2 =	5,6
t3 =	360	∆P3 =	6,5
t4 =	1200	∆P4 =	7,3

Дебит скважины при этом составил Q=30 м3/сут.

Необходимо выполнить следующее:

1.Определить: а) балансовые и извлекаемые запасы нефти; б) количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи; в) проницаемость k, пьезопроводность и гидропроводность kh/μ продуктивного пласта.

2.Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчетов.

3.Определить: а) суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трех рядов, без учета и с учетом гидродинамического несовершенства скважин; б) время первого этапа разработки и последующих при условии, что средняя за этап обводненность продукции составит

на первом этапе – 50%;

на втором этапе – 75%;

на третьем этапе – 90%,

а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени: в) изменение давления на стенке укрупненной скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи; г) количество нефти, добытое за счет упругой энергии породы и жидкости.

консорциум н е д р а

Решение.

1. Определим балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по залежи по формулам (1) и (2):

б = н н	(1)
и = б отд	(2)

где б – балансовые запасы нефти, т; F – площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности, м2; h – эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта, м; m – пористость в долях единицы; Кн – коэффициент нефтенасыщенности; γн – удельный вес разгазированной поверхностной нефти, т/м3; η – пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные; Qи – извлекаемые запасы нефти, т; Котд – коэффициент конечной нефтеотдачи.

б = 20 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 22 ∙ 106 = 22 млн. т.

Здесь =	н	=	0,865	= 1,2;	=	1	=	1	= 0,832.
Здесь =		=	0,720	= 1,2;	=		=	1,2	= 0,832.
			0,720					1,2
	пл

и = 22,0 ∙ 0,3 = 6,6 млн. т,

а также запасы нефти между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин:

б1 = 1 н н = 10,6 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 11,7 млн. т.и1 = б1 ∙ отд = 11,7 ∙ 0,3 = 3,5 млн. т;

между первым и вторым рядом:

б2 = 2 н н = 5,6 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 6,16 млн. т.и2 = б2 ∙ отд = 6,16 ∙ 0,3 = 1,85 млн. т;

консорциум н е д р а

между вторым и третьим рядом:

б3 = 2 н н = 3,8 ∙ 106 ∙ 10 ∙ 0,18 ∙ 0,850 ∙ 0,865 ∙ 0,832 = 4,14 млн. т.и3 = б3 ∙ отд = 4,14 ∙ 0,3 = 1,25 млн. т;

2. Произведем схематизацию залежи.

Так как отношение малой оси месторождения (а) к большой (b) более 1/3, т. е. a/b>1/3, то естественную залежь следует схематизировать в виде кольцевой залежи (рис. 1). При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи:

–расстояние от контура питания до первого ряда скважин Lк=10000 м;

–расстояние от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин Lн.о.=1000 м;

–примерное расстояние от первого ряда скважин до второго и от второго ряда до третьего L=L2=L3=500 м;

–примерное расстояние между скважинами в рядах 2σ=500 м;

–периметр залежи по внешнему контуру нефтеносности P=17,1 км.

Определим радиус кольца по внешнему контуру нефтеносности:

н =		=	17,1	= 2,722 км = 2722 м.
	2		2 ∙ 3,14

Затем вычислим радиус первого, второго и третьего эксплуатационных рядов скважин по формулам:

1 = √ н2 − 1 = √2,7222 − 10,63,14 = 2,008 км = 2008 м;

консорциум н е д р а

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 388 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 > 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