Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Самарский государственный технический университет»

(ФГБОУ ВО «СамГТУ»)

Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине «Проектирование, анализ разработки и обустройство углеводородных месторождений»

на тему: «Определение коэффициента нефтеотдачи»

Вариант 8

Выполнил

Малышев И.В.

4-8Д/4

Проверил

Руководитель

курсового проекта

Хромых Л. Н

г. Самара

2020 г

Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Оглавление

Определения коэффициента нефтеотдачи

Расчет КИН по варианту

Библиографический список

Определения коэффициента нефтеотдачи

Технологическая эффективность добычи углеводородов обычно выражается в виде двух основных показателей: это прирост текущей добычи и конечная нефтеотдача пласта или месторождения. В настоящее время оценка коэффициента нефтеотдачи, равно как и рентабельно извлекаемых запасов углеводородного сырья, носит перманентный характер и является первоочередной задачей, стоящей перед геологическими службами нефтедобывающих компаний.

Величина коэффициента нефтеизвлечения (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. Также на конечную нефтеотдачу оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия - естественный режим залежи, плотность сетки эксплуатационных скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.

Теоретическая величина нефтеотдачи рассчитывается на стадии проектирования разработки месторождения, то есть в рамках технологической документации и корректируется в процессе всего периода эксплуатации залежи или месторождения. При этом, если принимать в расчет технологические ограничения и момент потери рентабельности проекта, величина рентабельной нефтеотдачи окажется ниже технологической.

Для предварительной оценки коэффициентов извлечения нефти по всем пластам, выделенным на месторождении, при проектировании разработки широко используется методика покоэффициентного определения КИН, разработанная институтом «Гипровостокнефть».

Методика позволяет учитывать следующие геолого-физические факторы:

- коллекторские свойства пласта: проницаемость, пористость, начальную и остаточнуюнефтенасыщенность;

- подвижности нефти и воды (различие вязкостей и фазовых проницаемостей нефти и воды);

- прерывистость пласта, наличие начальных водонефтяных зон;

- технологические параметры системы: вид системы заводнения (геометрия, размещение скважин), плотность сетки скважин.

Начальные параметры залежи определялись по геолого-промысловым данным.

Согласно аналитической методике института «Гипровостокнефть» [1], коэффициент нефтеизвлечения представляется в виде произведений коэффициентов:

_н =_{охв.выт.}·_{охв.зав.},(1)

где

- коэффициент вытеснения нефти водой, принимается из утвержденной проектной документации;

_{охв.выт.} - коэффициент охвата вытеснением, определяется из соотношения:

_{охв.выт.}=_дртуп,(2)

где

_др - коэффициент дренирования, учитывающий потери нефти в застойных зонах, обусловленных прерывистостью пласта и геометрией размещения сетки скважин;

_туп - коэффициент, учитывающий потери нефти в тупиковых зонах пласта;

Коэффициент дренирования для залежи определятся с помощью графической зависимости, изображенной на рисунке 1:

_др = f (L/d; К),(3)

где

L- среднее расстояние между скважинами, характеризует длину зоны дренирования и определяется из уравнения:

,(4)

где

S_p - площадь разбуренной части залежи, принимать оценочно по карте размещения скважин относительно общей площади залежи S. В случае полной разбуренности месторождения, то есть на последней стадии разработки, принимать равной общей площади залежи S.

N - число эксплуатационных скважин на объекте (добывающие и нагнетательные).

d - размер минимальной зоны отсутствия коллектора или минимальная длина пропластка неколлектора; при отсутствии карт распространения коллектора можно определить из соотношения:

d = (1 - К_п)1000,(5)

где

_ок - суммарная площадь зоны отсутствия коллектора, то есть площадь зоны литологического выклинивания пласта, определяется картам распространения коллектора либо по картам начальных нефтенасыщенных толщин пласта;

- площадь залежи в пределах контура нефтеносности, принимается из утвержденной проектной документации.

При отсутствии карт распространения коллектора и невозможности определить _ок по картам начальных нефтенасыщенных толщин, коэффициент К рекомендуется принимать равным коэффициенту песчанистости К_п [2,4].

Коэффициент _туп, характеризующий величину потерь нефти в тупиковых зонах, определялся из соотношения:

,(7)

где

_{бал.туп.} - геологические запасы нефти в тупиковых зонах пласта;

_бал. - геологические запасы нефти в целом по залежи.

_{охв.зав.} - коэффициент охвата заводнением непрерывной (дренируемой) части пласта. _{охв.зав}. учитывает различие вязкостей нефти и воды, влияние относительной площади водонефтяной зоны и критерий экономически целесообразного содержания нефти в добываемой продукции [5]. Другими словами, максимальной обводненности, при которой разработка данного месторождения при принятых макроэкономических и технологических параметрах рентабельна. Данную величину (F_в) необходимо принимать в соответствии с утвержденной проектно-технологической документацией на разработку.

Коэффициент охвата заводнением _{охв.зав.} определяется с помощью графических зависимостей [1], изображенных на рисунках 2-4:

_{охв.зав} = f (µ₀ ; F_в;W),(8)

где

µ₀ - подвижность нефти или отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях µ_н / µ_в ;

F_в- предельная обводенность, принимается из утвержденного проектного документа;

W - параметр начальной водонефтяной зоны, показывающий отношение площади водонефтяной зоны к общей площади залежи.

В случае массивной залежи параметр W = 1, в случае литологически экранированной залежи и в случае пластовой залежи, в которой площадь водонефтяной зоны пренебрежительно мала по сравнению с общей площадью в пределах контура нефтеносности, параметр W можно принимать равным 0 [3].

Параметр W также можно рассчитать через среднее удаление добывающих скважин от контуров нефтеносности:

,(9)

где L₂, L₁- среднее расстояние от добывающих скважин до внешнего и внутреннего контуров нефтеносности, соответственно.

При определении коэффициента охвата заводнением _{охв.зав.} необходимо выбирать графическую зависимость для значения параметра W наиболее близкого к расчетному.

Рисунок 1 - График зависимости коэффициента дренирования др от отношения L/d при различных параметрах Кs.

Рисунок 2 - Зависимость коэффициента охвата пласта заводнением от соотношения вязкостей нефти и воды м₀ и предельной обводненности добываемой продукцииF_в при параметре начальной водонефтяной зоны W=0.

Рисунок 3 - Зависимость коэффициента охвата пласта заводнением от соотношения вязкостей нефти и воды м₀ и предельной обводненности добываемой продукцииF_в при параметре начальной водонефтяной зоны W=0,5.

Рисунок 4 - Зависимость коэффициента охвата пласта заводнением от соотношения вязкостей нефти и воды м₀ и предельной обводненности добываемой продукцииF_в при параметре начальной водонефтяной зоны W=1.

Расчет КИН

Исходные данные для расчета приведены в табл. 1

Таблица 1

Исходные данные по варианту

коэффициент нефтеотдача месторождение

Технологический расчет нефтеотдачи по методике института «Гипровостокнефть» с использованием графических аппроксимаций параметров охвата пласта процессом дренирования нужно начинать с подготовки исходных данных.

Наиболее актуальная геолого-физическая информация по объекту исследования может быть получена из проектно-технологических документов на разработку месторождения нефти.

Рассмотрим выполнение покоэффициентного расчета нефтеотдачи на примере пласта ДII Дубовского месторождения. Геолого-физические параметры объекта приведены выше.

Для определения параметра d, размера минимальной зоны отсутствия коллектора, используем уравнение (5):

d = (1 - К_п)1000 = (1-0,15)1000 = 850 м.

Площадь пласта разбурена полностью, поэтомуS_p= S.

Находим L из уравнения (4):

Находим соотношение L/d:

L/d =216/850 = 0,254

Для графической интерполяции используем значение до десятичного знака L/d = 0,3.

Находим коэффициент распространения коллектора К_s по уравнению (6):

Округляем коэффициент К_s до ближайшего десятичного значения

К_s =1,0.

Далее переходим к определению коэффициента дренирования _др как функции от L/d и К с помощью графической зависимости, изображенной на рисунке 1.

Следует выбрать на графике кривую функции _др , соответствующую найденному значению К_s , и определить значение функции по оси ординат, в данном случае в точке L/d = 0,3. Полученное значение функции _др = 1(Рисунок 5).

Далее определяется коэффициент _туп, характеризующий величину потерь нефти в тупиковых зонах. Для этого в исходных данных используем величины общих геологических запасов _бал. и запасов в тупиковых зонах _{бал.туп.}.

Рисунок 5 - Пример графического определения коэффициента дренирования _др.

Переходим к определению коэффициента охвата заводнением _{охв.зав.} графическим способом, для чего в первую очередь определяем µ₀ и W.

Рассчитываем подвижность нефти:

µ₀ = µ_н / µ_в=5,2/0,8=6,5.

Результат округляем до десятых µ₀ = 6,5.

Далее переходим к расчету параметра начальной водонефтяной зоны, показывающего отношение площади водонефтяной зоны к общей площади залежи W, для чего используем уравнение (9), а в качестве аргументов усредненные расстояния от добывающих скважин до внешнего и внутреннего контуров нефтеносности.

Рассчитываем параметр начальной водонефтяной зоны:

Далее переходим к определению коэффициента охвата заводнением непрерывной (дренируемой) части пласта_{охв.зав.} графическим способом, используя графические функции на рисунках 2-4.

Для этого следует определить, по какому из трех графиков следует определять _{охв.зав.} Используем зависимость для ближайшего значения W. В нашем случае при W = 0,189 используем график для W = 0 (рисунок 2).

На графике выбираем кривую функции _{охв.зав}, соответствующую предельной обводненности продукции F_в = 99%. Далее определить значение функции по оси ординат, в данном случае в точке µ₀=6,5. Полученное значение функции _{охв.зав} = 0,98 (Рисунок 6).

Рисунок 6 - Пример графического определения функции _{охв.зав} при параметре начальной водонефтяной зоны W=0.

Получив все составляющие параметры, приступаем к определению коэффициента нефтеотдачи.

В первую очередь рассчитываем коэффициент охвата вытеснением_{охв.выт.}, из уравнения (2):

_{охв.выт.} = _{др туп} = 1 0,987 = 0,987.

И в конечном итоге определяем коэффициент нефтеотдачи _н из уравнения (1):

_н =_{охв.выт.}·_{охв.зав.} = 0,524 0,987 0,98= 0,508.

Таким образом, используя методику покоэффициентного расчета института «Гипровостокнефть», для рассматриваемого объекта, пласта ДII Дубовского месторождения, параметр конечной нефтеотдачи при проектировании разработки месторождения может быть принят равным 0,508.

Библиографический список

1. Методика расчетов процесса разработки нефтяных месторождений - «Гипровостокнефть», 1982.

2. К.С. Басниев, И.Н. Кочина, В.М. Максимов. Подземная гидромеханика. - М.: Недра, 1993, 416 с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1986.

4. В.Н.Щелкачев, Б.Б. Лапук. Подземная гидравлика. - Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2001, 736 с.

5. Сазонов Б.Ф. Совершенствование технологий разработки нефтяных месторождений при водонапорном режиме. - М.: Недра, 1973, 237 с.

6. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1990.

7. Методические указания «Геолого-промысловый анализ разработки нефтяных и газовых месторождений». РД 153-39.0-110-01. Руководящие документы. - М.: Недра, 2002.

Размещено на Allbest.ru