По методике института «Гипровостокнефть»:

где: - коэффициент, учитывающий вязкость нефти и предельную обводненность; - коэффициент сетки скважин, учитывающий неоднородность коллектора; , - коэффициенты, учитывающие потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах; - коэффициент, учитывающий потери нефти в невырабатываемых зонах (санитарные, залегание солей и др.).

По методике «СибНИИНП»:

КИН,

где: - отношение объема пустотного пространства пласта, охваченного фильтрацией, ко всему объему пустотного пространства; - отношение промытой части порового объема, первоначально насыщенного нефтью, ко всему первоначально нефтенасыщенному поровому объему. Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99 %). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

По данным зарубежных исследователей:

КИН,

где: - коэффициент, учитывающий охват заводнением по площади; - коэффициент, учитывающий охват заводнением по толщине пласта [4].

В настоящее время КИН проектируемых к разработке и разрабатываемых месторождений определяют на основе построения трехмерных геолого-гидродинамических моделей и рекомендуют его к утверждению (рис. 6) [4].



Рисунок 6 Трехмерные цифровые модели месторождений углеводородов. Шкала цветности скопления нефти: от синей - не обнаружено, до красной - максимальная концентрация



2. Расчётная часть

2.1 Подсчет запасов нефтяной и газовой залежи

В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и горючих газов подразделяются на:

1) нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

2) газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

3) нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50%;

4) газовые (Г), содержащие только газ;

5) газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;

6) нефтегазоконденсатные (НТК), содержащие нефть, газ и конденсат.

Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на:

1) уникальные - более 300 млн т нефти или 500 млрд м³газа;

2) крупные - от 30 до 300млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;

3) средние - от 3 до 30 млн т нефти от 3 до 30 млрд м³ газа;

4) мелкие - от 1 до 30 млн т нефти или от 1 до 30 млрд м^з газа;

5) очень мелкие - менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа;

Запасы нефти подразделяются на балансовые (геологические) и извлекаемые (промышленные).

Наиболее способ подсчета запасов при любых режимах дренирования залежи - объемный метод.

Расчет балансовых запасов ведется по следующей формуле (при пластовых условиях):

где: - балансовые запасы нефти, тонн; - площадь нефтеносности залежи, м²;- средняя нефтенасыщенная толщина пласта, м; m - средний коэффициент открытой пористости нефтенасыщенных пород;- средняя нефтенасыщенность пласта; - плотность нефти впластовых условиях, кг/м³.

Балансовые запасы нефти, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по формуле:

где: - балансовые запасы при стандартных условиях, тонн; - плотность дегазированной нефти, кг/м^з; b_н - объемный коэффициент нефти при пластовых условиях.

Извлекаемые запасы нефти зависят от достижимого коэффициента нефтеотдачи и рассчитываются так:

где: - соответственно извлекаемые запасы при пластовых и стандартных условиях, тонн.

Для новых месторождений (залежей) или для залежей, из которых отобрано значительное количество газа, рекомендуется объемный метод подсчет запасов газа.

Балансовые запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по следующей формуле:

где: V_г - балансовые запасы газа, приведенные к стандартным условиям м^з, -средняя газонасыщенность пласта; p_пл, р₀ - пластовое и нормальное давление, МПа; Т_пл, Т_ст - соответственно пластовая и стандартная температура, єК, z - коэффициент сверхсжимаемости реального газа.

Иногда вместо газонасыщенности пласта задают содержание в порах связанной воды.

В этом случае газонасыщенность равна:

,

Нормальными условиями принято считать такие условия, при которых давление р = ро = 0,101325 МПа (~ 0,1 МПа), а температура Т = T0 = 273,15єK(0єС).

Стандартными условиями принято считать такие условия, при которых давление р = ро = 0,101325 МПа (~ 0,1 МПа), а температура Т = T0 = 273,15єK(20єС). В США и некоторых других странах стандартная температура - это температура Тст = 288,75 єK (15,6 єС).

Задача 1.1

Вычислить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы при следующих исходных данных:

• радиус залежи R_з = 2,75 км;

• средняя нефтенасыщенная толщина пласта 6 м;

• средний коэффициент открытой пористости 0,24;

• средняя нефтенасыщенность пласта 0,7;

• плотностьдегазированной нефти 805 кг/м³;

• газонасыщенность пластовой нефти Го = 149 м³/м³;

• плотность газа пристандартных условиях 1,175 кг/м³;

• пластовая температура 74 єС;

• пластовое давление 23,2 МПа.

Решение:

Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежи:

Определим плотность пластовой нефти:

Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти:

Находим значение эмпирического коэффициента л₀ по формуле:

Рассчитываем коэффициент термического расширения нефти пhо следующей формуле:

.

Принимая 1/МПа, вычисляем объемный коэффициент нефти:

Таким образом объемный коэффициент нефти =1,494. Определяем плотности нефти в пластовых условиях:

Тогда балансовые запасы составляют:

Совершенно очевидно, что разница () составляет массу растворенного в нефти при пластовых условиях газаQ_г которая в нашем случае равна 5194582 тонн.

Задача 1.2

Определить балансовые запасы газа в залежи, имеющей следующую характеристику:

• площадь продуктивной части пласта 3,8 10⁸м²;

• средняя газонасыщенная толщина пласта 8,8 м;

• средний коэффициент открытой пористости 0,24;

• содержание в порах связанной воды 0,32;

• пластовое давление 32 МПа;

• пластовая температура 76 ^оС;

• коэффициент сверхсжимаемосги газа, вычисленный по его компонентному составу, 0,916.

Решение:

Рассчитаем газонасыщенность по формуле:

Подставляем исходные и вычисленные параметры, получаем:

Таким образом, балансовые запасы залежи составляют 160,06 млрд м³газа.

2.2 Схематизация формы залежи

Задача 2

Привести залежь А с размещенными на ней скважинами к расчетной схеме, приведенной ниже и изобразить, согласно имеющихся и полученных данных.



Размещено на http://www.allbest.ru/

32

Рисунок 7 Схематизация формы залежи типа А

Площадь залежи внутри контура нефтеносности S = 2200 га.

Расстояние от контура нефтеносности до первого ряда скважин равно ~500 м, расстояние от первого до второго ряда~ 500 м, расстояние от второго до третьего ряда ~ 300 м.

Расстояние между скважинами равно 2у, количество скважин в ряду равно n.

При 2у₁ = 500 м, n₁ =30, 2у₂ =500 м, n₂ = 22, 2у₃ =300 м, n₃ = 12.

Решение.

Для расчетов залежь схематизируем полосой с площадью S = 2200га и размерами В = 6,7 км и L = 2,44 км.

Площадь S₁ (на карте и, следовательно, на схеме) между контуром нефтеносности и первым рядом S₁ = 1000 га, площадь между первым и

вторым рядами S₂ = 700 га, площадь между вторым и третьим рядами S₃ = 600 га.

Соответственно на схеме расстояние от контура нефтеносности до первого ряда:

расстояние от первого ряда до второго:

расстояние от второго ряда до третьего:

Количество скважин на карте сохраняется.

Расстояние между скважинами на схеме в первом ряду:

во втором ряду:

в третьем ряду:

2.3 Определение продолжительности разработки нефтяной залежи

Задача 3

Определить продолжительность разработки круговой залежи нефти при следующих данных:

• радиус начального контура нефтеносности R_н = 2700 м;

• радиусы эксплуатационных рядов: R₁ = 2400 м, R₂ = 2100 м, R₃ = 1700 м в центре пласта помещена одна скважина с радиусом r_c= 0,15 м;

• расстояние между скважинами в рядах 2у= 500 м;

• мощность пласта h = 9 м;

• пористость пластаm = 18 %;

• каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q= 70 м³/сут,

• все ряды работают одновременно.

Решение:

Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи, составляют:

Подсчитаем число скважин в каждом ряду:

Суммарный дебит по рядам будет:

Далее определим суммарный дебит всех скважин по этапам разработки:

· первый этап

· второй этап

· третий этап

Общие запасы составят:

Определим продолжительность этапов разработки:

· первый этап

· второй этап



· третий этап

Общая продолжительность разработки составит:

2.4 Определение скорости продвижения в пласте водонефтяного контакта

Задача 4

Нефтяной пласт работает при водонапорном режиме. Скважина, пробуренная на этот пласт, фонтанирует при отсутствии свободного газа в подъемных трубах, т.е. при условии с_буф / с_н;

· плотность пластовой нефти с_н = 850 кг/м^з;

· плотность воды с_в = 1060 кг/м^з;

· давление на буфере закрытой скважины (при Q = 0 ) p₁ = 2,8 МПа;

· угол падения пласта = 16^о

Требуется определить скорость продвижения водонефтяного контакта к этой скважине в вертикальном с_в и горизонтальном направлениях, а также по простиранию пласта с_п, если через t= 47 месяцев давление на буфере закрытой скважины понизилось до p₂= 2,4 МПа.

Решение:

Скорости продвижения контура в указанных направлениях определяются по следующим формулам:

Подставляя числовые значения, получаем:

Если наблюдение за давлением вести не на буфере, а на забое скважины путем замеров глубинным манометром, то при p_заб> p_н (т.е. при отсутствии свободного газа в пласте) можно по приведенным в задаче формулам проследить за продвижением водонефтяного контакта по снижению забойного давления при любых методах эксплуатации скважины.

2.5 Расчет дебита нефтяной скважины

Скважины с дебитом более 100 м³/сут независимо от высоты подъема и с высотой подъема более 3000 м независимо от дебита относятся к категории высокодебитных. К категории низкодебитных скважин относятся такие, дебит которых изменяется от 5 до 3,5 м³/сут при высоте подъема менее 1350 м, а также скважины с дебитом менее 3,5 м³/сут при высоте подъема более 1350 м. Как правило, такие скважины эксплуатируются при периодической откачке. Все скважины, не попадающие в категории низкой высокодебитных, относятся к среднедебитным.

По высоте подъема жидкости все скважины условно могут быть разделены на следующие категории:

1) Неглубокие - при высоте подъема до 450 м.

2) Средней глубины - от 450 до 1350 м.

3) Глубокие - более 1350 м.

Рисунок 8 Графическая характеристика различных категорий скважин по дебиту и высоте подъема (1 - граница между низко- и среднедебитными скважинами; 2 - граница между средне- и высокодебитными скважинами; 3 - граница между глубокими и средней глубины скважинами; 4 - граница между неглубокими и средней глубины скважинами)

Общее уравнение притока жидкости в скважину имеет вид:

где: Q - дебит скважины; k - размерный коэффициент пропорциональности; n - показатель степени, характеризующий режим движения жидкости.

При n = 1 это выражение записывается так:

где: K_пр- коэффициент продуктивности скважины, т/(сутМПа) (стандартные условия)

Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи:

где: k - проницаемость пласта, м; h - толщина пласта, м; м_н - вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; r_пр- приведенный радиус скважины, м; R_k -радиус контура пития, м.

Сопоставив эти выражения получаем:

где: - объемный коэффициент нефти; - плотность нефти в пластоых условиях кг/м^з.

В соответствии с этим дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:



Задача 5

Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения.

* Проницаемость призабойной зоны = 0,22 мкм²,

* толщина пласта = 10 м,

* плотность нефти в пластовых условиях = 814 кг/м^з,

* вязкость нефти в пластовых условиях = 3 мПас,

* плотность дегазированной нефтис_нд = 868 кг/м^з,

* радиус контура питания R_к = 303 м,

* приведенный радиус скважины r_пр= 0,01 м,

* пластовое давление Р_пл = 23 МПа,

* газосодержание пластовой нефти G₀ (Г₀) = 73 м³/м³,

* давление насыщения при t =20 ⁰С Р_нас20 = 8,35 МПа,

* пластовая температура = 77 ^оC.

Решение:

1) Рассчитываем объемный коэффициент нефти:

2) Определяем давление насыщения при пластовой температуре:

Приводим заданное газосодержание пластовой нефти к размерности :

3) Рассчитываем дебит скважины:



Заключение

В теоретической части настоящей курсовой работы была рассмотрена геолого-физическая характеристика месторождений, а именно: коллекторы нефти и газа, их характеристика - гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность, насыщенность горных пород, природный резервуар, залежь, месторождение, неоднородность коллекторов и коллекторских свойств. Рассмотрели технологический прибор для измерений плотности - ареометр, а также возможные методы расчета разных показателей. Описаны виды залежей и подробно изучены пластовые жидкости и газы, их состав - это плотность, вязкость, газосодержание, давление насыщения. Рассмотрели газы нефтяных и газовых месторождений и их физические свойства, влагосодержание и гидраты природных газов, состав гидратов природных газов, состав и некоторые свойства вод нефтяных и газовых месторождений. Далее изучили тему запасы нефти и газа в залежах, коэффициенты их извлечения, расчет геологических и балансовых запасов. В этой теме узнали расчет извлекаемых запасов нефти и коэффициенты извлечения.

В расчётной части проекта проведены расчеты запасов нефтяной и газовой залежи, и получены следующие результаты:

1) Балансовые запасы нефти составляют:

Балансовые запасы газа составляют: 160,06 млрд м³газа.

2) Расстояние между скважинами на схеме в первом ряду:

Во втором ряду: 609 м;

В третьем ряду: 1116 м;

3) Общая продолжительность разработки составит:

4) Скорость продвижения водонефтяного контакта к этой скважине в вертикальном с_в = и горизонтальном направлениях с_г , а также по простиранию пласта с_п = .

5) Дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения =



Список использованной литературы

Основная литература

1. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учеб. -метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2013. 177 с.

2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М.: Недра, 1986. 332 с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. Для вузов. 2-е изд., перераб. и доп. М.: ОАО Издательство «Недра», 1998. 365 с.

4. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988. 322 с.

5. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М.: Недра, 1990 - 427 с.

6. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра,1977 - 261с.

7. А.И. Ширковский Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987 - 347 с.

8. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки // Под ред. Ш.К. Гиматудинова. М.: Недра, 1983 - 463с.

9. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1968 - 428 с.

10. Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1989. 245с.

Дополнительная литература

11. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М.: Недра, 1987. 247 c. 12. Методические рекомендации по определению коэффициента вытеснения нефти водой расчетным способом для продуктивных отложений Пермского Приуралья / сост. В.Г. Михневич, Б.И. Тульбович, Г.П. Хижняк. Пермь, 1994. 12 с. 13. Васильевский В.Н., Петров А.И. Исследование нефтяных пластов и скважин. М.: Недра, 1973. 344 с.

14. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии. М.: Недра, 1994. 308 с.

15. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учебник для вузов. - 3-е изд., испр. и доп. - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис». 2005 - 528 с.: ил.

16. Кудимов В.И. / Основы нефтегазового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», Удмуртский госуниверситет, 2008. - 720 с.

17. Скважинная добыча нефти: учебник / М.М. Кабиров, Ш.А. Гафаров. - СПб.: ООО «Недра», 2010. - 416 с.

18. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов. / Ю.П. Желтов, В.А. Сахаров, и др. М.: Недра,1985 - 296с.

19. Физика пласта, добыча и подземное хранение газа/ О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, Л. И. Ширковский., Л. С. Чугунов. М.: Наука, 1996. 541 с.

20. Котяхов Ф.И. Физика нефтяных и газовых коллекторов. М.: Недра, 1977. 287 с.

Нормативно-правовые источники

21. ГОСТ Р 55415-2013 «Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Правила разработки».

22. ГОСТ Р 55414-2013 «Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Требования к техническому проекту разработки».

23. ГОСТ Р 53712-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Программные средства для проектирования и оптимизации процесса разработки месторождений. Основные требования».

24. ГОСТ Р 54910-2012 «Залежи газоконденсатные и нефтегазоконденсатные. Характеристики углеводородов газоконденсатные. Термины и определения».

25. ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия».

26. ГОСТ Р 53709-2009 «Скважины нефтяные и газовые. Геофизические исследования и работы в скважинах. Общие требования»

27. ГОСТ Р 53713-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки»

28. ГОСТ 17310-2002 «Газы. Пикнометрический метод определения плотности»

29. ГОСТ 33-2016 «Нефть и нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической и динамической вязкости»

30. ГОСТ 9965-76 «Нефть для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия»

Размещено на Allbest.ru

...