Основы проектирования разработки нефтяных и газовых залежей

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Подсчет геологических запасов нефти и газа в залежах объемным методом

2. Проектирование вариантов разработки залежи

3. Первый вариант

3.1 Определение расстояния между скважинами

3.2 Расчет технологических показателей разработки

3.2.1 Определение дебита

3.2.2 Определение обводненности

4. Второй вариант разработки

4.1 Определение расстояния между скважинами

4.2 Расчет технологических показателей разработки

4.2.1 Определение дебита

4.2.2 Определение обводненности

5. Третий вариант разработки

5.1 Определение расстояния между скважинами

5.2 Расчет технологических показателей разработки

5.2.1 Определение дебита

5.2.2 Определение обводненности

6. Графические приложения

Заключение

Список литературы



Введение

Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей - одно из основных направлений деятельности инженера - разработчика нефтяных и газовых месторождений, сфера приложения знаний и навыков.

Цель данной работы научиться при заданных основных параметрах пласта, координатах скважин, абсолютных отметках и вертикальных толщин строить структурные карты с нанесением внутренних и внешних контуров ВНК. Рассмотреть и научиться применять самостоятельно объемный метод подсчета запасов нефти. Кратко ознакомиться с основными моментами расчета показателей вариантов разработки (что входит в расчет этих вариантов, какие показатели): предоставлять аргументы, расчеты в пользу более рационального варианта и, как результат, ознакомиться с основными этапами и принципами проектирования разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.

Для разработки создаем три различных варианта проекта разработки данной залежи. Основное отличие вариантов разработки заключается в числе батарей добывающих скважин. Соответственно, в первом варианте разработки планируется эксплуатация 1 батареей добывающих скважин, во втором - 2 батареи, в третьем - 3 батареи. Во всех вариантах предполагается разработка залежи на жестком водонапорном режиме, с моделью непоршневого вытеснения нефти водой. Вытеснение происходит от внешнего контура нефтеносности к центру кольца.



1. Подсчет геологических запасов нефти и газа в залежах объемным методом

При объемном методе подсчета запасов нефти исходят из того, что нефть залегает в порах пласта, объем которых можно определить, зная геометрические размеры нефтеносного пласта и пористость слагающих его пород.

Для подсчета геологических запасов нефти применяют следующую формулу:

Q_геол = V · m · · с_пл · b ·

Q_геол = 1707834072 · 0,13 · 1,3 · 0.830 · 1.23 · 1/23 = 10523435,7(т)

где V - геометрический объем нефтеносного пласта, м ³

(V=6831,34*500²= м ³);

M - коэффициент открытой пористости нефтесодержащих пород;

в - коэффициент насыщения пласта нефтью;

с _- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м;

- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти:

= 1/b.

с = с_пл · b,

b - объемный коэффициент пластовой нефти.

Геометрический объем нефтеносного пласта определяем с помощью специализированной программы Surfer. Для этого построим структурные карты (Приложение № 4) с учетом преобразования масштаба и пересчета единиц программы Surfer в геометрические единицы.

В итоге получаем: V_геом = 2102,72 * 500² = 525680000 (м ³).

2. Проектирование вариантов разработки залежи

Эксплуатационные объекты, чья разработка проектируется, имеют неправильную геометрическую форму. Разработка залежи неправильной геометрической формы не может быть рассчитана вполне точно. Необходимо заменить истину форму залежи расчетной схемой правильной геометрической формы. Заменим площадь эксплуатационного объекта площадью кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного контура (рис. 1).

Рисунок 1

Следовательно, расчетный радиус контура нефтеносности будет равен:

.

Где L - контур нефтеносности, м. Определяем по структурным картам.

Сама же залежь в объемном варианте может быть представлена в виде цилиндра с толщиной h, рассчитываемой через объем цилиндра:

.

Создаем три различных варианта проекта разработки данной залежи. Основное отличие вариантов разработки заключается в числе батарей добывающих скважин. Соответственно, в первом варианте разработки планируется эксплуатация 1 батареей добывающих скважин, во втором - 2 батареи, в третьем - 3 батареи. Во всех вариантах предполагается разработка залежи на жестком водонапорном режиме, с моделью непоршневого вытеснения нефти водой. Вытеснение происходит от внешнего контура нефтеносности к центру кольца.



3. Первый вариант

3.1 Определение расстояния между скважинами

Радиус центральной батареи:

,

где F - площадь контура нефтеносности, м ². Площадь контура нефтеносности пласта определяем с помощью специализированной программы Surfer. Для этого построим структурные карты (Приложение № 4) с учетом преобразования масштаба и пересчета единиц программы Surfer в геометрические единицы. В итоге получаем:

F= 365,2*500²=91295000 (м ²).

Расчетный радиус контура нефтеносности: R_н=5812 м.

Радиус центральной батареи: R₁=2170 м.

Определим с₁:

Используя расчетную номограмму ([3], с. 117) определим ч=0,92. Зная ч определим параметр плотности сетки скважины л₁:

.

Определим:;

Найдем значение

По номограмме ([3], с. 116) определим у/r_с = 4*10³. Зная уi/rc определим расстояние между скважинами в ряду:

2у= 2(у/r_с) r_с=2*4*10³*0,1=800 (м).

Где r_{с -} приведенный радиус скважины, м.

Число скважин в ряду определим по формуле:

.

3.2 Расчет технологических показателей разработки

3.2.1 Определение дебита

Для решения данной задачи применяется метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений, в соответствии с которым полное фильтрационное сопротивление условно разбивается на два: внешнее и внутреннее.

Забойное давление скважин принимается равным:

.

Внутреннее фильтрационное сопротивление:

Примечание: величина проницаемости принята как средневзвешенное значение всех заданных проницаемостей.

При гидродинамических расчетах вариантов разработки при двухфазном потоке для нахождения сроков работы рядов необходимо найти средние дебиты рядов за время их эксплуатации от начального положения контура нефтеносности до момента достижения им первого (в общем случае) ряда и т.д. для этого можно воспользоваться так называемыми средними приведенными контурами питания, величина которых определяется для каждого этапа разработки в отдельности.

1) Найдем радиус среднего приведенного контура питания:

.

R_ОП = 4248 м.

2) Внешнее фильтрационное сопротивление:

3) Суммарный дебит всех рядов для этапа:

.

4) Средний дебит скважины q = 2049/17 = 120 м ³/сут

3.2.2 Определение обводненности

Для расчета обводненности использован график зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности (рис. 2).

Рис. 2

Значения водонасыщенности приняты с интервалом в 10 %. Для заданных значений водонасыщенности с графика сняты значения относительной проницаемости по нефти и по воде. По известным значениям относительных проницаемостей вычислены фазовые проницаемости по нефти и по воде. разработка залежь нефть рациональный

Далее вычисляется распределение водонасыщенности:

Например, для точки S = 20 %:

Таблица 2

Sв, %	К отн н, %	К отн в, %	k н, мкм 2	k в, мкм 2	f (S)
10	0,96	0	0,11328	0	0
20	0,85	0,04	0,1003	0,00472	0,064563
30	0,48	0,09	0,05664	0,01062	0,215686
40	0,32	0,13	0,03776	0,01534	0,373368
50	0,21	0,17	0,02478	0,02006	0,542816
60	0,11	0,24	0,01298	0,02832	0,761905
70	0,05	0,35	0,0059	0,0413	0,911243
80	0,04	0,52	0,00472	0,06136	0,950166
90	0,03	0,79	0,00354	0,09322	0,974762
100	0	0,85	0	0,1003	1

Далее строится график зависимости f(S) от S_в рис 3.



Рис. 3. График функции f(S)

Далее определяется водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой графоаналитическим методом. На графике (см. рис. 3) из точки S = 0 проводится касательная, по которой определяется тангенс угла наклона.

,

.

Время, за которое фронт вытеснения дойдет до ряда скважин (время периода добычи безводной нефти).

.

.

То есть, по первому варианту разработки, все рассматриваемые 20 лет разработки из залежи будет добываться безводная нефть.

Принимаем максимальную скорость разбуривания залежи 5 скважин в год, коэффициент эксплуатации равным единице. Динамика фонда скважин отражена в таблице.

Предполагая средний дебит одной скважины q = 120 м ³/сут, рассчитаем добычу нефти.

Таблица 3. Динамика показателей разработки

t, годы	Кол-во скв	Qн м 3/сут	Qнак м 3
1	5	600	600
2	10	1200	1800
3	15	1800	3600
4	17	2040	5640
5	17	2040	7680
6	17	2040	9720
7	17	2040	11760
8	17	2040	13800
9	17	2040	15840
10	17	2040	17880
11	17	2040	19920
12	17	2040	21960
13	17	2040	24000
14	17	2040	26040
15	17	2040	28080
16	17	2040	30120
17	17	2040	32160
18	17	2040	34200
19	17	2040	36240
20	17	2040	38280



4. Второй вариант разработки

4.1 Определение расстояния между скважинами

Проектируем разработку залежи двумя рядами скважин (рис. 4)

Рис. 4

Расчетный радиус контура нефтеносности: R_н=5812 м.

Радиус второй батареи: R₂=2170 м.

Определим с₂:

Используя расчетную диаграмму ([3], с. 117) определим с₁=0,64 и ч=1,8.

Зная с₁ определим радиус первой батареи:

R₁= с₁ * R_н =0,64*5812=3720 м.

Зная ч определим параметр плотности сетки скважины л₁:

.

Определим:;

Найдем значение

.

.

По номограмме ([3], с. 116) определим у₁/r_с = 6,5*10³, у₂/r_с = 5,2*10³. Зная уi/rc определим расстояние между скважинами в ряду:

2у₁= 2(у₁/r_с) r_с=2*6,5*10³*0,1=1300 (м).

2у₂= 2(у₂/r_с) r_с=2*5,2*10³*0,1=1040 (м).

Где r_{с -} приведенный радиус скважины, м.

Число скважин в ряду определим по формуле:

.

.

4.2 Расчет технологических показателей разработки

Разработка залежи в данном варианте состоит из двух этапов: первый этап характеризуется работой двух рядов скважин и заканчивается в тот момент, когда контур нефтеносности достигнет первого ряда скважин. Для второго этапа характерна работа только второго ряда скважин.

4.2.1 Определение дебита

Первый этап:

1) Внутреннее фильтрационное сопротивление для первого ряда:

Найдем радиус среднего приведенного контура питания для первого ряда:

.

R_ОП = 5042 м.

2) Внешнее фильтрационное сопротивление для первого ряда:

.

3) Внутреннее фильтрационное сопротивление для второго ряда:

.

Найдем радиус среднего приведенного контура питания для второго ряда:

.

R_ОП = 4139 м.

4) Внешнее фильтрационное сопротивление для второго ряда:

5) Суммарный дебит всех рядов для этапа:

.

.

6) Средний дебит скважины для первого ряда q = 4503/18 = 250 м ³/сут.

7) Средний дебит скважины для второго ряда q = 108,7/12 = 9 м ³/сут.

Второй этап:

Внутреннее фильтрационное сопротивление ряда не изменится и составит:

.

Контур нефтеносности будет иметь радиус первого ряда R = 3720 м.

Радиус среднего приведенного контура питания:

.

R_ОП = 3053 м.

Внешнее фильтрационное сопротивление

Суммарный дебит ряда:

.

Средний дебит скважины для второго ряда q = 3160/12 = 263 м ³/сут

4.2.2 Определение обводненности

Для расчета обводненности использован график зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности (рис. 2).

Значение рассчитано в первом варианте и составляет 1,53.

Время, за которое фронт вытеснения дойдет до ряда скважин (время периода добычи безводной нефти).

.

.

Все рассматриваемые в работе 20 лет разработки из залежи будет добываться безводная нефть.

Принимаем максимальную скорость разбуривания залежи 6 скважин в год, коэффициент эксплуатации равным единице.

Сначала разбуривается первый ряд скважин, затем второй.

Динамика фонда скважин отражена в таблице.

Добыча нефти первые три года (период разбуривания первого ряда) определяется как произведение количества пробуренных скважин на средний дебит скважин первого ряда (250 м ³/сут). В четвертый год разработки добыча нефти состоит из суммарной добычи уже пробуренного первого ряда и добычи пробуренных скважин второго ряда, определяемой как произведение среднего дебита скважин второго ряда (9 м ³/сут) на количество пробуренных скважин второго ряда. В пятый год пробурен весь фонд, добыча нефти складывается из добычи первого и второго рядов.

Динамика основных технологических показателей разработки отражена в таблице 4.

Таблица 4. Динамика основных технологических показателей разработки

Годы	Кол-во скв	Qн, м 3/сут	Qнак, м 3
1	6	1500	1500
2	12	3000	4500
3	18	4500	9000
4	24	4554	13554
5	30	4608	18162
6	30	4608	22770
7	30	4608	27378
8	30	4608	31986
9	30	4608	36594
10	30	4608	41202
11	30	4608	45810
12	30	4608	50418
13	30	4608	55026
14	30	4608	59634
15	30	4608	64242
16	30	4608	68850
17	30	4608	73458
18	30	4608	78066
19	30	4608	82674
20	30	4608	87282



5. Третий вариант разработки

5.1 Определение расстояния между скважинами

Проектируем разработку залежи тремя рядами скважин (рис. 5)

Рис. 5

Расчетный радиус контура нефтеносности: R_н=5812 м.

Радиус третьей батареи: R₃=2170 м.

Определим с₃:.

Используя расчетную диаграмму ([3], с. 117) определим с₁=0,56; с₂=0,77 и ч=2,4.

Зная с₁=0,56 и с₂=0,77 определим радиус первой и второй батарей:

R₂= с₂ * R_н =0,56*5812=3255 м.

R₁= с₁* R_н =0,77*5812=4475 м.

Зная ч определим параметр плотности сетки скважины л₁:

.

Определим:;

Найдем значение

.

.

.

По номограмме ([3], с. 116) определим у₁/r_с = 2,4*10³, у₂/r_с = 2*10³. у₃/r_с = 1,7*10³. Зная уi/rc определим расстояние между скважинами в ряду:

2у₁= 2(у₁/r_с) r_с=2*2,4*10³*0,1=480 (м)

2у₂= 2(у₂/r_с) r_с=2*2*10³*0,1=400(м)

2у₃= 2(у₃/r_с) r_с=2*1,7*10³*0,1=340 (м),

где r_{с -} приведенный радиус скважины, м.

Число скважин в ряду определим по формуле:

.

.

.

5.2 Расчет технологических показателей разработки

5.2.1 Определение дебита

Первый этап

Характеризуется продвижением контура питания до первого ряда скважин.

В этот период:

Внутреннее фильтрационное сопротивление для первого ряда:

Внутреннее фильтрационное сопротивление для второго ряда:

.

Внутреннее фильтрационное сопротивление для третьего ряда:

.

Радиус среднего приведенного контура питания для первого ряда:

.

.

Радиус среднего приведенного контура питания для второго ряда:

.

.

Радиус среднего приведенного контура питания для третьего ряда:

.

.

Внешнее фильтрационное сопротивление для первого ряда:

Внешнее фильтрационное сопротивление для второго ряда:

Внешнее фильтрационное сопротивление для третьего ряда:

.

Дебит первого ряда определяется в соответствии с формулой (54) [методичка]:

Дебит второго ряда:

.

Дебит третьего ряда:

.

Средний дебит скважин первого ряда q = 4350/13 = 335 м ³/сут.

Средний дебит скважин второго ряда q = 206/8 = 26 м ³/сут..

Средний дебит скважин третьего ряда q = 13/5 = 2,6 м ³/сут

Второй этап:

Начинается в тот момент, когда контур нефтеносности достигнет положения первого ряда. Первый ряд скважин отключается.

Внутренние фильтрационные сопротивления второго и третьего рядов не изменятся и составят:

и .

Радиус среднего приведенного контура питания для второго ряда:

.

.

Радиус среднего приведенного контура питания для третьего ряда:

.

.

Внешнее фильтрационное сопротивление для второго ряда:

.

Внешнее фильтрационное сопротивление для третьего ряда:

.

Дебит второго ряда:

Дебит третьего ряда:.

.

Средний дебит скважин второго ряда q = 2500/8 = 312,5 м ³/сут.

Средний дебит скважин третьего ряда q = 192/5 = 38,4 м ³/сут.

Третий этап:

Начинается в тот момент, когда контур нефтеносности достигнет положения второго ряда скважин. Второй ряд также отключается.

Внутреннее фильтрационное сопротивление третьего ряда не изменятся и составит .

Радиус среднего приведенного контура питания для третьего ряда:

.

.

Внешнее фильтрационное сопротивление для третьего ряда:

.

Дебит третьего ряда скважин

.

Средний дебит скважин третьего ряда q = 1894/5 = 380 м ³/сут.

5.2.2 Определение обводненности

Для расчета обводненности использован график зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности (рис. 2).

Значение рассчитано в первом варианте и составляет 1,53.

Время, за которое фронт вытеснения дойдет до первого ряда скважин (время периода добычи безводной нефти).

.

.

Время, за которое фронт вытеснения дойдет до второго ряда скважин

.

.

Время, за которое фронт вытеснения дойдет до третьего ряда скважин

.

.

Определение показателей разработки в "водный" период. Первые 16 лет с начала разработки происходит добыча безводной нефти. Через 16 лет контур нефтеносности переместится до первого ряда скважин, что приведет к добыче обводненной продукции.

Для расчета технологических показателей используется следующая формула:

Значение рассчитано в первом варианте и составляет 1,53. Из этого соотношения вычисляем значения с 16-го по 20-ый годы разработки залежи. По известным значениям по график у (см. рис. 35 - Сборник Желтова или рисунок 6) определим значения обводненности v.

Таблица 5

№ пп	t, годы		v, д.ед.
1	17	1,63	0,28
2	18	1,72	0,29
3	19	1,82	0,30
4	20	1,91	0,31



Рис. 6

Динамика основных технологических показателей разработки отражена в таблице 6. Скорость разбуривания принята на уровне 6 скважин в год.

Таблица 6

Годы	Кол-во скв	Qж, м 3	Qж нак, м 3	v, д.ед.	Qн, м 3	Qн нак, м 3
1	6	2010	2010	0	2010	2010
2	12	4020	6030	0	4020	6030
3	18	4485	10515	0	4485	10515
4	24	4571	15086	0	4571	15086
5	26	4576	19662	0	4576	19662
6	26	4576	24238	0	4576	24238
7	26	4576	28814	0	4576	28814
8	26	4576	33390	0	4576	33390
9	26	4576	37966	0	4576	37966
10	26	4576	42542	0	4576	42542
11	26	4576	47118	0	4576	47118
12	26	4576	51694	0	4576	51694
13	26	4576	56270	0	4576	56270
14	26	4576	60846	0	4576	60846
15	26	4576	65422	0	4576	65422
16	26	4576	69998	0	4576	69998
17	13	2692	72690	0,28	1938	71936
18	13	2692	75382	0,29	1911	73847
19	13	2692	78074	0,30	1884	75731
20	13	2692	80766	0,31	1857	77588

Таким образом, рассчитаны три варианта разработки залежи: с одним, двумя и тремя рядами скважин. По первому варианту за рассматриваемый период в 20 лет отобраны 38280 м ³ (30624 т) нефти фондом в 17 скважин. При этом достигнут КИН = 0,08 %. По второму варианту за 20 лет отобрано 87282 м ³ (69826 т) 30-ю скважинами, КИН = 0,18 %. Третий вариант предусматривает бурение 26 скважин, которые обеспечивают добычу нефти 77588 м ³ (62070 т), КИН = 0,16 %.

Графики разработки по трем вариантам представлены ниже.



6. Графические приложения

Рис 5. Схема размещения скважин для первого варианта разработки



Рис 6. Схема размещения скважин для второго варианта разработки



Рис 7. Схема размещения скважин для третьего варианта разработки



Рис. График разработки для первого варианта



Рис. График разработки для второго варианта



Рис. График разработки для третьего варианта



Заключение

В данной работе рассмотрены три варианта разработки залежи: в первом варианте предусматривается разработка залежи одним рядом скважин, во втором - двумя и в третьем - тремя. При этом рассмотрена непоршневая модель вытеснения нефти - наиболее приближенная к реальным процессам, происходящим при вытеснении нефти водой.

Таблица 7. Сравнение вариантов разработки

вариант разработки	первый	второй	третий
КИН	0,08	0,18	0,16
фонд скважин	17	30	26

Из всех вариантов выбираем второй вариант разработки, так как по этому варианту будет достигнут наибольший КИН с небольшим увеличением фонда скважин, а также во все рассматриваемые в работе 20 лет разработки из залежи будет добываться безводная нефть.



Список литературы

1. Желтов Ю.П. "Разработка нефтяных месторождений". - М. Недра, 1986. 332 с.

2. Желтов Ю.П. и др. "Сборник задач по разработке нефтяных месторождений". - М. Недра, 1985, 296 с.

3. Крылов А.П. Белаш П.М. Борисов Ю.П. и др. "Проектирование разработки нефтяных месторождений". - ГНЕИНГПЛ - 1962-432 с.

4. Москвин В.А. Мордвинов В.А. "Экологическая оценка геолого-технического мероприятия в нефтегазодобыче". Учебно-методическое пособие. ПГТУ-2005-21 с.

5. Поплыгин В.В. "Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей". Учебно-методическое пособие-ПГТУ-2008.

Размещено на Allbest.ru

...