Разработка нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ

ФГБОУ ВПО «УДМУРТСКИЙ ГОСУДАРСТВКЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

ИНСТИТУТ НЕФТИ И ГАЗА им. М.С. ГУЦЕРИЕВА

Контрольная работа

«Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Выполнил:

Алексеев Р.К.

г. Ижевск 2017 г

Вопрос 1. Определение давления на контуре питания полосовой залежи при упругом режиме

Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме - это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более.

Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например в процессе разработки месторождения, с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима.

Упругий режим с точки зрения физики -- расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т. е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.

Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторождений.

1. При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.

2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.

3. При расчетах изменения давления на начальном контуре нефтеносности месторождения или средневзвешенного по площади нефтеносности пластового давления при заданном во времени

4. При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.

5. При определении времени, в течение которого в каком - либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.

Вопрос 2. Коэффициент извлечения нефти (КИН) или коэффициент нефтеотдачи, текущий и конечный. Факторы, влияющие на конечный коэффициент нефтеизвлечения. Расчет коэффициентов извлечения нефти из недр. Классификация методов увеличения конечного коэффициента нефтеизвечения

Коэффициент извлечения нефти (КИН) - отношение извлекаемых запасов к геологическим или, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена.

Текущий КИН -- это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта.

Конечный КИН показывает, какая часть от начальных балансовых запасов может быть извлечена при разработке залежи до предела экономической рентабельности.

На величину КИН влияют многие факторы - это и физические характеристики, и химический состав извлекаемой сырой нефти, и глубина залегания, и степень обводнённости нефтеносных пластов, и даже выбранный способ разработки месторождения.

Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды. На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Определение конечных коэффициентов извлечения нефти и извлекаемых запасов должно быть увязано с этапами и стадиями геологоразведочных работ и разработки залежей, т. е, с объемом имеющейся информации, а также с особенностями геологического строения залежей.

Коэффициенты извлечения нефти на средних, крупных и уникальных залежах рассчитываются гидродинамическими методами с учетом одномерных моделей фильтрации на стадии завершения разведки и двумерных моделей, идентифицируемых с реальными пластовыми условиями, на стадиях разработки. По мелким залежам коэффициенты извлечения нефти определяются с использованием коэффициентов вытеснения, охвата вытеснением и заводнения.

Для нефтяных и газонефтяных залежей, разрабатываемых с применением заводнения и других методов воздействия на пласт, а также разрабатываемых на природных режимах, предусматривается единый подход к обоснованию конечного коэффициента извлечения нефти. При этом коэффициенты извлечения нефти определяются отдельно для нефтяных, водонефтяных, газонефтяных и водогазонефтяных зон.

Методы повышения нефтеотдачи

Однородная по проницаемости 0,5*10-10 м2 и толщине пласта 11 м нефтяная залежь с вязкостью нефти 1,63 мПа*с, ограниченная контуром нефтеносности и площадью 11 км2, окружена кольцевой законтурной водонапорной областью с площадью 130 км2, вязкость воды 1 мПа*с. В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось от начального пластового давления 20 МПа (объемный коэффициент нефти 1,019) до давления насыщения 8 МПа (объемный коэффициент нефти 1,027). За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину 6 МПа. Определить нефтеотдачу, которую можно получить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности и в законтурной части пласта. Дополнительные характеристики пластовой системы: пористость породы 0,22; начальный коэффициент водонасыщенности нефтеносной части пласта 0,2; коэффициент сжимаемости пор в породе пласта 2*10-4 1/МПа, коэффициент сжимаемости воды 4,2*10-4 1/МПа

Таблица исходных данных.

Решение:

1. Коэффициент сжимаемости нефти определяется через начальный объем нефти в залежи Vн0 и объем нефти при давлении насыщения Vн1

вн = ? Vн/( Vн0*?p) = (Vн1-Vн0)/( Vн0*( pпл- pнас) = (bн1- bно)/ (bно *( pпл- pнас) = (1,027-1,019)/(1,019*(20-8)) = 6,54*10-4 1/Мпа

2. Коэффициент упругоемкости пласта (или сжимаемости пористой среды внутри контура нефтеносности) учитывает суммарную сжимаемость насыщающих ее жидкостей - нефти c насыщенностью (1-S) и воды с насыщенностью S, а также сжимаемость породы

в* = m(вн(1-S)+ вв*S)+ вп = 0,22*(6,54*10-4*(1-0,2)+ 4,2*10-4*0,2)+ 2*10-4 = 3,36*10-41/Мпа

3. Используя коэффициент в * и объем залежи Vзал, вычислим объем нефти, извлекаемый под действием упругих сил внутри контура нефтеносности

? Vн = в** Vзал*?p= в** F*h*( pпл- pнас) = 3.36*10-4*11*106*11*(20-8)=4.89*105 м3

4. Подсчитаем начальные запасы нефти в залежи

Vн0 = F*h*m*(1-S) = 11*106*11*0.22*(1-0.2) = 21.3*106 м3

5. Вычислим нефтеотдачу, обусловленную действием только упругих сил внутри контура нефтеносности

з = ? Vн/ Vн0 = 4.89*105/21.3*106 = 2.3*10-2

6. Падение давления в пределах контура нефтеносности F нарушит равновесие в пласте, поэтому часть воды под действием упругой энергии законтурной части пласта F1 поступит в нефтеносную область. Коэффициент упругоемкости (сжимаемости) пористой среды в законтурной обводненной части пласта F1 учитывает суммарную сжимаемость породы и насыщающей ее воды

в*1 = m* вн + вп = 0.22*6,54*10-4 + 2*10-4 = 3.44*10-4 1/Мпа

7. Используя коэффициент в*1, найдем количество воды ?VВ, которое поступит в нефтеносный контур F и вытеснит равную по объему нефть под действием упругих сил при изменении давления ?p1 в законтурной части пласта F1

? Vв= в*1 * V1*?p1 = в*1 * F1*h*?p1 = 3,44*10-4*130*106*11*6 = 2,95 *106 м3

8. Вычисляем нефтеотдачу, обусловленную суммарным действием упругих сил

з? = (? Vн +? Vв)/ ? Vн0 = (4.89*105 +2,95 *106)/ 21.3*106 = 1,61 *10-1

Ответ: 1. вн = 6,54*10-4 1/МПа 2. в* = 3,36*10-41/МПа 3.? Vн=4.89*105 м3 4.Vн0 = 21.3*106 м3 5. з = 2.3*10-2 6. в*1 = 3.44*10-4 1/МПа 7. ? Vв= 2,95 *106 м3 8. з?= 1,61 *10-1

4. Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи, работающей в условиях естественного водонапорного режима

Определить забойное давление p1, p2, p3 в скважинах эксплуатационных рядов однородной по проницаемости и толщине пласта нефтяной залежи с прямолинейными рядами, работающей в условиях водонапорного режима.

Исходные данные: расстояние от контура питания до первого эксплуатационного ряда L1 - 310 м; расстояние между рядами L2 1-2 - 350 м; расстояние между рядами L3 2-3 - 340 м; расстояние между скважинами в ряду 2у1 - 300м. , 2у2 - 305м. , 2у3 - 310м.; число скважин в ряду n1 -11, n2 - 11, n3 - 11 радиус скважины rc- 0,1 м; толщина пласта h - 10 м; проницаемость пласта k - 9*10-13м2, вязкость нефти м - 4,5 мПа*с; давление на контуре питания pk - 16 МПа; дебиты эксплуатационных скважин в рядах

q1 - 340 м3/сут = 3,94*10-3м3/с, q2 - 145 м3/сут = 1,68*10-3м3/с, q3 - 80 м3/сут= 9,26*10-4м3/с.

Решение:

При решении задачи используется метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений, основанный на принципе электрогидродинамической аналогии и законе фильтрации Дарси однородной несжимаемой жидкости в пористой среде. Этот метод устанавливает количественную связь между дебитами скважин, давлениями на их забоях и на контуре питания пласта. Согласно принципу электрогидродинамической аналогии фильтрационная схема пласта заменяется эквивалентной ей электрической схемой. Тогда полное фильтрационное сопротивление реального потока жидкости заменяется несколькими эквивалентными (последовательными или параллельными) фильтрационными сопротивлениями простейших потоков. Для этого рассчитываются ?i - внешнее эквивалентное фильтрационное сопротивление i-го ряда и щ1 - внутреннее эквивалентное фильтрационное сопротивление i-го ряда

Па•с/м3

Па•с/м3

Для расчета давлений на забоях скважин в эксплуатационных рядах. с учетом баланса притока н отбора жидкости, составляется система уравнений интерференции рядов скважин путем обхода схемы сопротивлений от pк до pз

Система разрешается относительно неизвестных.

р1=10,68 МПа

р2=10,29МПа

р3=1,47 МПа

Ответ: р1=10,68 МПа, р2=10,29МПа, р3=1,47 МПа

Размещено на Allbest.ru