Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Альметьевский государственный нефтяной институт

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

УП Мусин 2

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

15.05.2015

Размер:

1.65 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 56 / 146 7 8 9 10 11 12 13 14 > Следующая >>>

НИ

Термин «Коэффициент подвижности» здесь использован не точно. В

зарубежной литературе под «отношением коэффициентов подвижности

вытесняющей жидкости и нефти» понимают

М =

Кв (Sср ) К (S

нач )

АГ

μв

μн

4.Относительный коэффициент продуктивности нагнетательных

скважин:

α +1

ка

ν =

(4.6)

α +1−

m +1

5.Функция относительной производительности скважин:

е(4.7)

ϕ =

m +1

νμx

1 + m -ν

6.Амплитудный дебит скважины – этои

возможный максимальный

дебит скважины при одновременном разбуривании и вводе всех скважин:

Dρ ×ϕ .

365

(4.8)

ср

7.Коэффициент сетки,

показывающий долю дренируемого объема

нефтяных пластов:

ая

с = 1− аSc .

(4.9)

где а = 0,2-0,5;

,км2 - плотность сетки скважин.

8. Подвиж ые запасы:

тр

Qп = Qб

× Кс × Квыт .

(4.10)

Vр2

= V12 + (V12

+1)× (V

23 /

+1)m +1 .

(4.11)

9. Расчетная послойная неоднородность пласта:

(V 2

+1)

2,2

10. Расчетная предельная обводненность добывающей скважины:

(4.12)

= (1− A )μ

+ A

где

μ0

(1 + μ )ρ ; ρ =

ρH

(4.13)

НИ

ρB

АГ

11. Коэффициент использования подвижных запасов нефти при дан-

ной расчетной послойной неоднородности пласта и обводненности сква-

жин:

ка

Кз = Кнз

+ (Ккз

− К

нз )А,

(4.14)

где

К =

;

нз

1,2 + 4,2V 2

Kз

0,95 + 0,2V

Подвижные запасы нефти - это запасы неф и в зонах, охваченных

воздействием закачиваемой водой:

Qп=. Qб.Квыт.Кс,

где Qб- начальные балансовые запасы нефти.

12. Кратность отбора жидкости в долях от подвижных запасов неф-

ти:

(4.16)

F=Kнз +(Kкз - Kнз) ln (1/(1-A).

13.Начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости:

ая

Qбg o = Qn F,

(4.17)

= Q

(4.18)

кз

виях:

14. Начальные извлек емые запасы жидкости в поверхностных усло-

15.Средняя массоваян

Qgn

= Qo + (Qgo

− Qo )μo .

(4.19)

доля воды в суммарной добыче жидкости:

тр

qt н

As = 1− Qo /Qgn .

(4.20)

/Qo

(Qt o − Qt−1н ) ,

(4.22а)

16. Коэффициент извлечения нефти:

КИН =

Квыт

Кс Кз .

(4.21)

17. Годовой отбор нефти на первой стадии разработки:

где

(1 + 0,5qo /Qo )

еQt−1

н - накопленный отбор нефти на конец предыдущего года;

Qt о

- количество введенных извлекаемых запасов нефти на конец

расчетного года

НИ

nt = nt-1+ ntб/2,

Qt o = (Qo /no ) nt ,

(4.23)

где nt-1- число введенных в разработку скважин на конец предыдущего го-

да; ntб – число вводимых скважин в текущем году.

АГ

18. На второй стадии разработки величина годового отбора нефти

остается постоянной. Она принимается равной годовому отбору нефти,

достигнутому на последний год первого этапа разработ и. При этом в ка-

ждом году второго этапа разработки необходимо уточнять амплитудный

дебит по формуле:

ка

qto =

qt .

(4.22б)

Qo - çq1

+ ... + qt-1

)÷

звлекаемыео

19. На третьей стадии разработки все

запасы уже вве-

дены в разработку, поэтому формула (2.22) принимает вид:

qo2/Qo

qt н =

− Qt−1н ) ,

(4.22в)

(1+ 0,5qo2/Qo )

где q02- уточненный ампл тудный дебит залежи, рассчитанный на

последний год второго этапа разработки.

20.

Закачка вытесняющего агента (воды):

qз t = (1+ ε)(qн t γ*+(qF t

- qн t ) μ0 )

(4.26)

где ε – теряемая доля закачиваемой воды, меняется в пределах 0,03 –0,1,

γ* = ρ нпов / ρ нпл

(4.27)

Изложенная последовательность расчета применяется для новых ме-

сторождений.

ая

Если месторожден

ие уже введено в эксплуатацию и разрабатывается

в течение длительн го времени,

но требуется рассчитывать технологиче-

ских показателей разработку на перспективу, то необходимо использовать

в расчетах фо мулу (4.22в). Но при этом предварительно необходимо вы-

числи ь амплитудный дебит по формуле (4.22б) с использованием факти-

ческих величин годовой добычи нефти за предыдущие годы q1, q2, …… qt-1,

qt.

тр

4.2.Методика текущего планирования добычи нефти и жидкости

		Исходные данные для расчета						АГ	НИ
1.		Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ),т						АГ
1.		Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ),т
2.		Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т
3.		На начало планируемого года:
	-	накопленная добыча нефти (ΣQн), т и жидкости (ΣQж), т;
	–	накопленная закачка воды (ΣQзак), м3;				ка
	– действующий фонд добывающих (Nд				дей) и н гнетательных
скважин (Nд дей).					е
4.	Динамика бурения скважин по годам на планируемый период
	(Nб): добывающих ( Nд б);		нагнетательных ( Nн б).
				о
		Расчет показателей разрабо ки
1.Количество дней работы			добывающих скважинт ,				перешедших с
предыдущего года:			и
предыдущего года:

Д пер=365·К,

где К- коэффициент эксплуатации., меняется в пределах от 0,8 до 0,95.

2. Количество дней работы новых добывающих скважин:

Д нов =160:165

3.Средний дебит нефти новых добывающих скважин (q ннов).

4.Коэффициент падения добычи нефти из перешедших скважин Кпад.

При отсутствии данных этот коэффициент брать в пределах.

К пад = 0,95 ÷ 0,85.

= q

ая∙ N

∙ Д

5. Средний дебит нефти перешедших скважин:

q нпер(t) = Кпад· q нпер, t-1.

(4.27)

5а. Число новых добыв ющих скважин Nднов.

6.Годовая добыча нефти из новых скважин:

ов

нов

ов

нов .

(4.28)

ов

7.Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

пер

= qпер,t ∙ N

дей,t ∙ Д

(4.29)

тр

пер

Qннов,t −1 = qннов,t −1

∙ Nднов,t −1

∙ Дпер .

(4.31)

8.Год вая д быча нефти всего(п7+п8):

оQн = Qннов + Qнпер .

(4.30)

9. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если

бы они в данном году работали без падения:

10.кГодовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего го-

да, ес и бы они работали без падения:

Qнпер,t = Qнпер,t −1.

(4.32)

11. Возможная расчетная добыча нефти из

НИ

всех скважин предыду-

щего года (в случае работы их без падения)(п9+п10):

Qнр = Qннов,t −1 + Qнпер,t .

(4.33)

12. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

Qнпер (берется по n·7)

АГ

13. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

Q = Qпер,t

− Q р .

(4.34)

ка

да:

14. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего го-

Qн

= 100·

Qр

(4.35)

е(4.36)

15. Средний дебит одной скважины по нефти:

qср

= Q /[N нов

× Д

нов

+ Д

пер

дей - N

нов )].

Здесь Nддей

- действующий в данном г ду фтнд добывающих сква-

жин. Он равен действующему фонду

добывающих скважин в предыду-

нов

щем году + Nд

- число отключенных скваж н в данном году.

16. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего

года:

= Qпер /[Д

(4.37)

qпер

пер

дей - N

нов )].

17.Накопленная добыча нефти:

å Qн(t ) = åQн(t−1)

+ Qt н .

(4.38)

18. Текущий коэффициент нефтеотдачи:

ая

КНО =100

åQн(t )

(4.39)

НБЗ

19. Отбор от утвержденных НИЗ, %:

низ

=100

åQн(t )

(4.40)

НИЗ

20. Темп отбора от НИЗ, %:

100 ×

(4.41)

тр

НИЗ

21. Темп

тб ра от текущих извлекаемых запасов, %:

Qt н

(4.42)

100× НИЗ - SQ(t−1)

22. Средняя обводненность добываемой продукции, вычисляемая по

эмпиричес ой зависимости, например по формуле:

B = 1/ 1

аμb

((SQ / НИЗ)−с

- в) .

(4.43)

μн

										НИ
В формуле коэффициенты а, в, с определяются путем обработки
фактических кривых зависимости обводненности от НИЗ.
23. Годовая добыча жидкости:
t		Qt н							АГ
Q ж = 1- В .							(4.44)		АГ
24. Добыча жидкости с начала разработки:
SQж(t ) = SQж(t−1)			+ Qt ж				(4.45)
							ка
25. Годовая закачка воды рассчитывается по статистической зави-
симости.
Можно использовать зависимость вида:
Qt зак	= (Qt ж		+ Qt н ) ×в .					(4.46)
Если нет данных, то принять а = 0,2; в =1,2.
26. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:
		Q t зак			т	е	(4.47)
100	× Q жпл			и			(4.47)
100	× Q жпл			и
где Qплж - годовая добыча жидкости (см.по23), приведенная в пласто-
вые условия.			л
вые условия.

27. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой. Вычисляется аналогично п.27, но брать накопленные объемы закачки воды и отбо-

ра жидкости.							б	и	б
	28. Водо-нефтяной фактор:								б
				ВНФ =		ΣQв						(4.48)
				ВНФ =		ΣQн						(4.48)
						ая
	Пример расчета приведен в табл. 4.1.											Таблица 4.1
		Расчет показателей р зр ботки методике текущего
					н
		планирования (НИЗ =4761 т.т; НБЗ= 9000 т.т)
	Показатели									2003	2004	2005	2006	2007
1				н						4.8	9.9	22.1	41.0	71.3
1	добыча нефти всего,тыс.т									4.8	9.9	22.1	41.0	71.3
2	в т.ч. из перешедших скв, тыс. т.									4.8	4.6	14.2	28.6	51.5
3	в т.ч. из новых скв., тыс.т										5.3	7.9	12.4	19.8
4	ввод новых скв.										2	3	5	8
5			тр							0	16.0	16.0	15.0	15.0
5	средний дебит нефти новых скв., т/сут									0	16.0	16.0	15.0	15.0
6	число дней аботыо				новых скв.					0	165	165	165	165
7	расче ное время работы перешедших скв.									330	330	330	330	330
8		к									0.0	10.6	15.8	24.8
8	добыча нефти из новых скв предыд года, т.т										0.0	10.6	15.8	24.8
9	е										4.8	4.6	14.2	28.6
9	добыча нефти из переш скв. пред.г.										4.8	4.6	14.2	28.6
10	расч.добыча из переш.скв., т.т										4.8	15.2	30.0	53.4
л	ожидаемая добыча нефти из переш скв, т.т										4.6	14.2	28.6	51.5
11	ожидаемая добыча нефти из переш скв, т.т										4.6	14.2	28.6	51.5
12	изменение добычи н.переш скв., т.т										-0.14	-0.98	-1.43	-1.88
13	процент изменения доб.н. из пер.скв.										-2.96	-6.43	-4.77	-3.52
16	действ.фонд доб.скв.									1	3	6	11	19
								56

	17	ввод нагн.скв.													1		1			НИ
	17	ввод нагн.скв.													1		1			2
	18	выбытие нагн.скв.
	19	фонд нагн скв
	20 средний дебит по жид., т/сут									23.3
	21 средний дебит по нефти, т/сут .									14.4		14.98			14.89		14.61			14.40
	22 средний дебит по нефти переш.скв., т/сут									14.40		13.97			14.34		14.44			14.18
	23	обводненность, %								10.00		1.25			2.56		4.63			7.72
	24	добыча жидкости, тыс.т								5.3		10.0			22.7		43.0			77.2
															ка		АГ82
	25	накопленная добыча жид,тыс.т.								6		16			39		АГ82			159
	26	накопл добыча нефти, тыс.т								5		15			37		78			149
	27	КНИ,%										0.17			0.41		0.87			1.66
	29	отбор от НИЗ, %								0.58		0.32			0.78		1.64			3.14
	30 темп отбора от низ, %									0.53		т			0.46		0.86			1.50
	30 темп отбора от низ, %									0.53		0.21			0.46		0.86			1.50
	31 темп отбора от ТИЗ, %									0.58	о	0.21			0.47		0.87			1.52
	32	закачка воды, тыс. куб м.								0.0	о	0.0	е		25.0		47.3			85.0
	33 накопленная закачка воды, тыс.куб м.									0		0			25		72			157
	34	год. компенсация отбора жид.закачкой, %								и		0.00			1.12		1.12			1.12
	34	год. компенсация отбора жид.закачкой, %								0.00		0.00			1.12		1.12			1.12
	35 нак компенсация отбора жид.закачкой, %
	36	ВНФ, доли единиц								0.18		0.07			0.04		0.05			0.06
			Расчет показателей разработки методике текущего планирования
						(продолжение талл.4.1)
		1	Показатели					и	б		2008				2009		2010			2011
		1	добыча нефти всего, тыс.т							106.20			139.41			152.95		148.36
		2	в т.ч. из перешедших скв, тыс. т.								87.72		120.93			152.95		148.36
		3	в т.ч. из новых скв., тыс.т				б				18.48			18.48			0			0
		4	ввод новых скв.			ая						8			8
		4	ввод новых скв.									8			8
		5	средний дебит нефти новых скв., т/сут									14			14
		6	число дней работы новых скв.								165				165		165			165
		7			н						330				330		330			330
		7	расчетное время р боты перешедших скв.								330				330		330			330
		8	добыча нефти из овых скв предыд года, т.т								39.6			36.96			36.96			0
		9		н							51.47			87.72		120.93		152.95
		9	добыча нефти из переш скв. пред.г.								51.47			87.72		120.93		152.95
		10	расч.добыча из переш.скв., т.т								91.07		124.68			157.89		152.95
		11	о			ефти из переш скв, т.т					87.72		120.93			152.95		148.36
		11	ожидаемая добыча			ефти из переш скв, т.т					87.72		120.93			152.95		148.36
		12	изменение д бычи н.переш скв., т.т								-3.35			-3.75			-4.94		-4.59
		13	процент изменения доб.н. Из пер.скв.								-3.68			-3.00			-3.13		-3.00
		16	действ.фонд доб.скв.									27			35		35			35
		17	ввод нагн.скв.									2			3		1
		18	выбы ие нагн.скв.
		18	фонд нагн скв
		е	среднийтр дебит по жид., т/сут
		19	среднийтр дебит по жид., т/сут								13.99			13.63			13.24		12.85
	л	20	средний дебит по нефти, т/сут .								13.99			13.63			13.24		12.85
	л	21	ксредний дебит по нефти переш.скв., т/сут								13.99			13.57			13.24		12.85
		21	ксредний дебит по нефти переш.скв., т/сут								13.99			13.57			13.24		12.85
Э		22	обводненность, %								11.76			16.50			21.23		25.49
Э		23	добыча жидкости, тыс.т							120.36			166.96			194.17		199.11
		23	добыча жидкости, тыс.т							120.36			166.96			194.17		199.11
								57

																													НИ
																								Продолжение табл. 4.1
		24	накопленная добыча жид,тыс.т.																			279.38		446.35		640.52		839.63
		25	накопл добыча нефти, тыс.т																			255.65		395.06		548.01		696.38
		26	КНИ,%																			2.84			4.39		6.09		7.74
		27	отбор от НИЗ, %																			5.37			8.30		АГ
		27	отбор от НИЗ, %																			5.37			8.30		11.51	14.63
		28	темп отбора от низ, %																			2.23			2.93		3.21		3.12
		29	темп отбора от ТИЗ, %																			2.30			3.09		3.50		3.52
		30	закачка воды, тыс. куб м.																			132.39		183.66		213.59		219.02
		31	накопленная закачка воды, тыс.куб м.																			289.57		473.23		686.82		905.84
		32	год компенсация отбора жид.закачкой, %																			1.12			ка		1.12		1.12
		32	год компенсация отбора жид.закачкой, %																			1.12			1.12		1.12		1.12
		33	нак компенсация отбора жид.закачкой, %
		34	ВНФ, доли единиц																			0.09		е	0.13		0.17		0.21
																								е
			4.3. Эмпирические методы прогнозирования конечной
																							т
						нефтеотдачи пластов при заводнении
																					и	о
		При проектировании разработки месторождения, имеющего дли-
	тельную историю эксплуатации, расчеты прогнозных показателей можно
	выполнить с использованием закономерностей, полученных по фактиче-
																		б
	ским данным разработки в предыдущие годы. Такие методики называются
	эмпирическими.															и				л
		1.Рассмотрим эмпирическую методику прогнозирования показателей
	разработки, основанную на зав с мости текущей обводненности продук-
	ции от текущего КИН.
		Обозначим обводненность через В, КИН – η, и пусть имеется зави-
	симость:												б
										В = f (η).														(4.49)
		Выведем необходимые уравнения этой методики. Выразим текущую
	добычу нефти qн через текущие КИН η и обводненность В:
						q		н	= qж (1ая− В)																(4.50)
										нQ							t
						η =				нQ	,		Qн			= òqн (λ )dλ									(4.51)
						η =				НБЗ	,		Qн			= òqн (λ )dλ									(4.51)
				тр	о1					НБЗ							0
				тр
		Отсюда:
				η =						t qн (λ)dλ =						1			t	qж (1 − В)dλ,							(4.52)
				η =		НБЗ				t qн (λ)dλ =					НБЗ				ò	qж (1 − В)dλ,							(4.52)
			к			НБЗ				ò					НБЗ				ò
		е								0									0
	л	е			dη		=			qн (t)		=	1	q		ж	(t)(1− B)								(4.53)
							=					=		q			(t)(1− B)								(4.53)
Э						dt				НБЗ			НБЗ
						dt				НБЗ			НБЗ
																58
																58

∂η ∂B =

(t)(1− B)

(4.54)

НИ

НБЗ

∂B ∂t

АГ

qж (t)(1- B)dt

ηβ dB =

НБЗ

ηβ

dB =

q (t)dt

(4.55)

1- B

НБЗ

ка

Интегрируя правую часть уравнения (9.55)

до з д нного значения

обводненности В, а правую часть – до соответствующего времени t, получим:

′

ηB dx

qж (t)dt

ò0 1− B

НБЗ ò0

или

dη

ò0 1− f (η)

НБЗ ò0

qж

(t)dt

(4.56)

Задаваясь различными значениями qж, из (4.56) можно определить

текущий КИН η (t) , затем по зав с мости (4.49) – текущую обводнен-

ность, а после чего по (4.57) определяется текущая добыча нефти.

Статистические модели, полученные в результате обработки данных

по нефтеотдаче групп длительнобразрабатываемых месторождений, могут

успешно применяться в качестве экспресс оценки нефтеотдачи месторож-

дений со сходными геологическим строениям, физико-химическими свойствами нефти и условиями р зработки. В 1955г. Американскими исследо-

вателями Гутри-Гринбергом на основе анализа данных по 73 длительно
			ая
разрабатываемым объектам было получено следующее уравнение:
		н
η = 0,11403+ 0,2719lg k + 0,2556S					св	− 0,1355lg μ	н	−
	н				св		н
−1,538m − 0,001144h,				(4.58)
о
где: h- кин.д.е; k-10-3 мкм2 (м×дарси); Sсв- насыщенность связанной

водой, д.е.,трmн-вязкость нефти в пластовых условиях, мПа ×с; m- пористость, д.е, h- эффективная нефтенасыщеннная толщина пласта, м.

мым в водонапорном режиме, была получена зависимость:

	В 1967г. были опубликованы результаты статистического исследо-
	к
вания подкомитета по нефтеотдаче Американского института нефти. Из
статистическогое		анализа данных по 312 месторождениям, разрабатывае-
л

é m(1- S

св

) ù0,0422

кμв,нач

0,077

0,1903

η = 0,54898ê

св

)

×ç

нач

- 0,2159,

вн,нач

μн,нач

Ротк ø

где: вн, нач - объемный коэффициент нефти при начальном Рпл; μв, нач и

μн нач- вязкость воды и нефти; Ротк- пластовое давление при отключении

скважин.

НИ

В 1972г. во ВНИИ нефти /10/ было проведено статистическое обоб-

щение данных по нефтеотдаче различных нефтедобывающих районов

СССР. В это же время была выполнена работа по многофакторному ана-
	АГ
лизу нефтеотдачи залежей платформенного типа Урало-Поволжья, и по-
ка
лучены корреляционные зависимости текущей и онечной нефтеотдачи

при водонапорном режиме от различных геолого-физичес их и технологических факторов.

Полученная зависимость конечного КИН имеет вид:

η = 0,507 −

0,167 lg μ0 + 0,0275lg k − 0,05Vk +

+ 0,0018h + 0,171kп − 0,00855S,

(4.60)

где: μ0 – отношение вязкости нефти к вязкости вводы;

k – проницаемость;

Vk – коэффициент вариации проницаемости;

h – нефтенасыщенния толщина, м.;

kп – коэффициент песчан стости, доли ед.;

S – плотность сетки скваж

н, га/скв.

Позже исследования были дополненыи

сведениями о размерах ВНЗ,

пластовой температуре, начальной нефтенасыщенности, а также данными

ряда других месторождений, это позволило получить новую статистиче-

скую модель конечного КИН для песчаников:

η = 0,195 − 0,0078μ0

+ 0,0821lg k + 0,0146T + 0,0039h +

+ 0,18k

− 0,054Q

+ 0,27β

− 0,00086S

(4.61)

где:

аяз

С;

T – температура пласта,

Q – тн сительные запасы в ВНЗ, д.е;

внз

k – пр ницаем сть, мкм2;

h – нефтенасыщеннаяо

толщина пласта, м;

βн – коэффициент, значение которого изменяется в пределах от 0,7

до 0,93; значение параметра kn изменяется в пределах от 0,5 до 0,95;

тр

S - плотность сети скважин, га/скв.

В 1980гв работе В.И. Колганова и А.В. Гавура были приведены дан-

ные статистического анализа конечного КИН по 26 карбонатным залежам:

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 56 / 146 7 8 9 10 11 12 13 14 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
15.05.2015833.82 Кб33Транскоммуникация - презентация.pdf
#
15.05.2015742.4 Кб114ТУ промышленных предприятий..doc
#
16.11.2019129.2 Кб3туризм самост. работа.docx
#
27.08.20192.99 Mб35тэп расчет воздухоснабжения.doc
#
15.05.20151.75 Mб54УП 1 Мусин.pdf
#
15.05.20151.65 Mб57УП Мусин 2.pdf
#
20.12.20187.89 Mб22Упр.кач. (лекции).doc
#
15.05.2015137.73 Кб36управление качеством.doc
#
15.05.201572.7 Кб18учебно-ознакомительная практика 2008.doc
#
15.05.2015404.48 Кб16ФИД курс 2010г..doc
#
19.09.2019406.02 Кб3ФИД курс 2010г..doc