Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

1 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО КОЛИЧЕСТВА СКВАЖИН С ЦЕЛЬЮ ИЗВЛЕЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОНТУРЕ ПИТАНИЯ КРУГОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ

3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ

4 РАСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

5 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ КРУГОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ НА ОСНОВЕ ТЕОРИИ НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК



ЗАДАЧА 1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ МАКСИМАЛЬНОГО КОЛИЧЕСТВА СКВАЖИН С ЦЕЛЬЮ ИЗВЛЕЧЕНИЯ МАКСИМАЛЬНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ

месторождение нефтегазовый давление пласт

При проектировании разработки нефтяного месторождения в нём было выделено два объекта разработки. Пласты характеризуются неоднородным строением и содержат много пропластков и линз [1].

В результате лабораторного изучения процесса вытеснения нефти из пород коллекторов определены коэффициенты вытеснения ₁₁и ₁₂соответственно для первого и второго объекта, а на основе построения зональных карт распространения отдельных пропластков и линз и наложения на нефтеносную часть месторождения различных схем расположения скважин получены зависимости коэффициентов охвата первого и второго объектов воздействием ₂₁ и ₂₂ от соответствующих параметров плотности сеток скважин S_c1 и S_c2. Эти зависимости оказались линейными. Они имеют вид:

_с1

_с2

Геологические запасы нефти в пластах первого объекта ₁, а в пластах второго объекта ₂. Площадь нефтеносности первого объекта S₁, а второго S₂. На оба объекта решено пробурить nскважин.

Найти, какое число скважин следует пробурить на каждый объект разработки с тем, чтобы суммарные извлекаемые запасы для месторождения в целом получались максимальными?

Согласно варианту 1 имеем следующие исходные данные, приведенные в таблице 1.1.



Таблица 1.1 - Исходные данные.

Показатель	Величина	Размерность
11	0,65	доли ед.
12	0,71	доли ед.
1	94	млн. т.
2	47	млн. т.
S1	5800	га
S2	2900	га
n	167	шт.
a	0,00410	-
b	0,00824	-

Алгоритм решения задачи

Обозначим число скважин, которое следует пробурить на первый объект, через n₁, а число скважин, бурящихся на второй объект, - n₂. Получаем:

Плотность сетки скважин:

(1.2)

Извлекаемые запасы, которые могут быть получены из первого и второго объектов - N₁ и N₂. Тогда получим:

млн т. (1.3)

млн т. (1.4)

Требуется найти максимальное значение N = N₁ + N₂ = 12,66 + 27,54 = 40,218 млн т.

Рассчитаем коэффициенты охвата первого и второго объектов:

(1.7)

(1.8)

где

Тогда:

Далее берём начальное значение n₁ = 30 и n₂ = 137 с шагом равным 10 и рассчитываем необходимые параметры, используя (1.2), (1.3), (1.4). В результате вычислений получили таблицу 1.2.

Таблица 1.2 - Результаты вычислений

n1	n2	Sc1	Sc2	N1	N2	з	з22	з1	з2	N
30	137	193	21,168	12,668	27,549	0,2073333	0,8255766	0,135	0,586	40,218
40	127	145	22,835	24,776	27,091	0,4055	0,8118425	0,264	0,576	51,867
50	117	116	24,786	32,041	26,555	0,5244	0,7957607	0,341	0,565	58,595
60	107	97	27,103	36,884	25,918	0,6036667	0,7766729	0,392	0,551	62,802
70	97	83	29,897	40,343	25,149	0,6602857	0,7536495	0,429	0,535	65,493
80	87	73	33,333	42,938	24,204	0,70275	0,7253333	0,457	0,515	67,142
90	77	64	37,662	44,956	23,014	0,7357778	0,6896623	0,478	0,490	67,970
100	67	58	43,284	46,570	21,468	0,7622	0,6433433	0,495	0,457	68,039
110	57	53	50,877	47,891	19,380	0,7838182	0,5807719	0,509	0,412	67,272
120	47	48	61,702	48,992	16,404	0,8018333	0,4915745	0,521	0,349	65,396
130	37	45	78,378	49,923	11,818	0,8170769	0,3541622	0,531	0,251	61,742
140	27	41	107,407	50,722	3,836	0,8301429	0,114963	0,540	0,082	54,558

На рисунке 1.1 изображены графические зависимости коэффициента вытеснения от плотности сетки скважин.

Рисунок 1.1 - зависимость коэффициента вытеснения от плотности сетки скважин.

Таким образом, можем сделать вывод, для того чтобы суммарные извлекаемые запасы на месторождении были максимальны, на первом объекте необходимо пробурить 96 скважин, на втором - 71.



ЗАДАЧА 2

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОНТУРЕ ПИТАНИЯ КРУГОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ

Имеется нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого близок к форме круга с радиусом R. Месторождение окружено обширной водоносной областью. Начальное пластовое давление залежи равно начальному давлению на контуре P_к. Проницаемость пласта в законтурной области равно k. Коэффициент динамической вязкости воды - µ, коэффициент упругости пласта - в, толщина пласт -h [1].

Необходимо рассчитать динамику давления на контуре питания залежи в течение периодов нарастающий отборов - T_н и максимальной добычи - T_м. Проектный уровень добычи нефти составляет nпроцентов в год от начальных балансовых запасов Q_бал. Определить число добывающих скважин, обеспечивающих проектный уровень добычи, а также темп разбуривания залежи, если средний дебит одной скважины равен q. Плотность нефти - _н, коэффициент эксплуатации скважины - 0,9.

Согласно варианту 1 имеем следующие исходные данные, приведённые в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Исходные данные

Показатель	Величина	Размерность
R	2,2	км
Pк	12,0	МПа
k	0,125	мкм2
µ	1,05	мПа·с
b·103	1,1	1/МПа
h	20	м
Tн	3	год
Tм	6	год
n	3,6	%/год
Qбал	40,9	млн.т.
q	15	т/сут
н	840	кг/м3

Алгоритм решения задачи

1) Определяем проектный уровень добычи:

(2.1)

2) Определить темп роста годовых отборов:

(2.2)

3) Рассчитать пьезопроводность:

(2.3)

4) Рассчитать динамику давления в период нарастающих отборов по формуле:

(2.4)

(2.5)

(2.6)

Рассчитаем давление для t = 1 год:

5) Для расчета изменения давления в период максимальных отборов использовать формулу:

(2.8)

6) Необходимое число добывающих скважин определить по формуле:

7) Темп разбуривания:

В результате вычислений получили следующие значения (таблица 2.2).

Таблица 2.2 - Результаты расчета давлений

	Год	ф	(ф-фн)	J(ф)	J(ф-фн)	Pk(ф)
Tн	1	0,7052		0,3141		11610846,55
	2	1,4103		0,888		10899615,38
	3	2,1155		1,581		10041000,09
Tм	4	2,8207	0,7052	2,3568	0,3141	9468769,28
	5	3,5258	1,4103	3,1981	0,888	9137608,72
	6	4,231	2,1155	4,0938	1,581	8886388,01
	7	4,9361	2,8207	5,0362	2,3568	8679969,61
	8	5,6413	3,5258	6,0198	3,1981	8503659,23
	9	6,3465	4,231	7,0399	4,0938	8349392,40

Таким образом, получили графическую зависимость давления на контуре питания от момента времени (рисунок 2.1).

Рисунок 2.1 - графическая зависимость давления на контуре питания от момента времени

Для того чтобы обеспечить проектный уровень добычи необходимо пробурить 298 добывающих скважин. Темп разбуривания при данных условиях составит 99 скважины в год.



ЗАДАЧА 3

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ В ПЛАСТЕ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ

В неограниченном продуктивном пласте, насыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вязкостью, примерно равной вязкости нефти, пущены в эксплуатацию одновременно две добывающие скважины с равными дебитами - q. Толщина пласта и его проницаемость в нефтеносной части и за контуром нефтеносности одинаковы - h, k. Упругоёмкости - в как в нефтяной, так и в водоносной частей пласта одинаково, вязкость нефти - µ. Расстояние между скважинами - 1.

Требуется определить, как изменится давление в пласте по сравнению с начальным пластовым в точке x=0, y=1/2 спустя 10,20,80,160,320,640 сут. после пуска скважин [1].

Согласно варианту 1 имеем следующие исходные данные, приведенные в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Исходные данные

Показатель	Величина	Размерность
h	18	м
k	1,5?	м2
µ	0,0011	Па·с
в·10-9	1,2	1/Па
l	100	м
q	0,0001	м3/с

Алгоритм решения задачи

1. Вначале определим пьезопроводность пласта по формуле:

(3.1)

2. Если бы в пласте находился один точечный сток, изменение давления в пласте определялось бы по формуле упругого режима:

(3.2)

(3.3)

(3.4)

Но согласно условию задачи, в пласте имеются два точечных стока, причём каждый из них - на расстоянии l/2 от начала координат. В этом случае, воспользовавшись принципом суперпозиции из формулы (3.2) получаем:

(3.5)

Из условия задачи следует, что x=0, y=0. Из предыдущей формулы имеем:

(3.6)

Если z ??1. В этом случае можно пользоваться асимптотической формулой для функции -Ei(-z) в виде:

(3.7)

Рассчитаем, как изменится давление в пласте по сравнению с начальным пластовым спустя 10 суток:

(3.8)

Так как z ??1:

-0,5772- - 6,78221 (3.9)

Вычисляем давление:

4399,87659 МПа (3.10)

Аналогично рассчитываем для других моментов времени, в результате получили следующие значения (таблица 3.2):

Таблица 3.2 - Полученные значения

ч,м2/с	t,сут	t,с	Z	?P(t/2),ПА	Ei(Z)
1,136364	10	864000	0,000636574	4399,87659	-6,78221
	20	1728000	0,000318287	4849,547443	-7,47536
	80	6912000	7,95718E-05	5748,88915	-8,86165
	160	13824000	3,97859E-05	6198,560003	-9,5548
	320	27648000	1,98929E-05	6648,230856	-10,2479
	640	55296000	9,94647E-06	7097,901709	-10,9411

По результатам вычислений строим график зависимости изменений давления с течением времени (рисунок 3.1).

Рисунок 3.1 - График зависимости изменений давления с течением времени

На графике видно, что с увеличением времени с момента пуска скважины в работу, депрессия давления увеличивается, то есть давление в пласте падает с течением времени по сравнению с начальным пластовым.



ЗАДАЧА 4

РАСЧЁТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ МЕТОДОМ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА

Имеется нефтяное месторождение с газовой шапкой, начальное давление в котором равно давлению насыщения P_нас. Начальный объем нефтенасыщенной части пласта - V_н, объем газовой шапки - V_г. Пористость - m, насыщенность связанной воды - S_св. Месторождение литологически и тектонически экранировано, краевая и подошвенная вода отсутствуют. Продолжительность периода нарастающих отборов нефти - Т_нар, после чего поддерживаются постоянные годовые отборы нефти [1].

Динамика годовых отборов нефти представлена следующими выражениями:

,

где =const - темп роста годовых отборов (в процентах от балансовых запасов нефти);

Т_кон - год окончания расчетного периода.

Суммарная добыча газа из месторождения (свободного и растворенного) изменяется по закону:

где =const - темп роста годовых отборов (в процентах от балансовых запасов газа).

Газ считается идеальным, уравнение состояния используется в виде:

Рассчитать изменение во времени нефтеотдачи _н, газоотдачи _г, пластового давления P(t) и объема газовой шапки V_гш(t)

Согласно варианту 17 имеем следующие исходные данные, приведенные в таблице 4.1.

Таблица 4.1 - Исходные данные

Показатель	Величина	Размерность
Pнас	14	МПа
Vн	80,2106	м3
Vг	12,5106	м3
m	18,4	%
Sсв	5	%
Тнар	4	года
Ткон	12	лет
a	0,20	% НБЗ/год2
b	0,24	% НБЗ/год2
bн	1,05
?дег	840	кг/м3
?го	0,72	кг/м3
?раст	0,008	кг/(кгМПа)

Алгоритм решения задачи

1. Определяем полную массу дегазированной нефти в пласте:

(4.1)

2. Определяем массу газа, растворенного в нефти:

(4.2)

3. Определяем массу свободного газа в газовой шапке:

(4.3)

4. Рассчитываем объем месторождения:

(4.4)

(4.5)

5. Составляем таблицу, где столбцами являются текущие массы нефти и газа в пласте во времени:

,

. (4.6)

Рассчитаем массы нефти и газа для t=1 год по формуле (4.6):

6. Рассчитываем по годам разработки изменение коэффициентов:

(4.7)

(4.8)

(4.9)

7. Затем рассчитываем изменение давления по годам:

(4.10)

8.

9. Находим объем газовой шапки:

(4.11)

10. Текущая нефтеотдача определяется по формуле:

(4.12)

11. Текущая газоотдача:

(4.13)

Так же провели расчёт для остальных моментов времени до Т_кон, результат представлен в таблице 4.2.

Далее были построены графики зависимости P(t) (рисунок 4.1), V_гш(t) (рисунок 4.2), _н(t) (рисунок 4.3) и _г(t) (рисунок 4.4).

Рисунок 4.1 - Динамика изменения пластового давления P(t)

Рисунок 4.2 - Изменение объема газовой шапки V_гш (t)

Рисунок 4.3 -Динамика нефтеотдачи _н(t)

Рисунок 4.4 - Динамика газоотдачи _г(t)

Таблица 4.2 - Результат

t	Qн	Qг	Qн нак	Q г нак	N1	N2	a	b
0	0	0	0	0	2
1	2349,28256	3711,07	2349,28256	3711,069681	1,54256796	11,7440635	0,049932	16212346
2	4698,56512	7422,139	7047,84768	11133,20904	1,53514582	11,739365	0,049912	16212650
3	7047,84768	11133,21	14095,69536	22266,41808	1,52401262	11,7323171	0,049882	16213106
4	9397,13024	14844,28	23492,8256	37110,69681	1,50916834	11,72292	0,049842	16213713
5	9397,13024	18555,35	32889,95584	55666,04521	1,49061299	11,7135228	0,049802	16214320
6	9397,13024	22266,42	42287,08608	77932,46329	1,46834657	11,7041257	0,049762	16214928
7	9397,13024	25977,49	51684,21632	103909,9511	1,44236908	11,6947286	0,049722	16215535
8	9397,13024	29688,56	61081,34656	133598,5085	1,41268053	11,6853315	0,049683	16216143
9	9397,13024	33399,63	70478,4768	166998,1356	1,3792809	11,6759343	0,049643	16216750
10	9397,13024	37110,7	79875,60704	204108,8324	1,3421702	11,6665372	0,049603	16217358
11	9397,13024	40821,77	89272,73728	244930,5989	1,30134843	11,6571401	0,049563	16217965
12	9397,13024	44532,84	98669,86752	289463,4351	1,2568156	11,6477429	0,049523	16218573

c	P1	P2	2aP-b 1	2aP-b 2	P		nн	nг
	0	14	0	0	14	0
2,17084E+14	310693794	13,99313	14814930	-16212344,7823	13,99313	13,8142	0,002	0,0084
2,1604E+14	310900865,7	13,92209	14822883	-16212648,5187	13,92209	13,9019	0,006	0,0252
2,14473E+14	311211598,6	13,81562	14834796	-16213104,1231	13,81562	14,0349	0,012	0,0504
2,12384E+14	311626144	13,67381	14850644	-16213711,5957	13,67381	14,2150	0,014	0,084
2,09773E+14	312076085,4	13,49703	14869951	-16214319,0718	13,49703	14,4443	0,018	0,126
2,06639E+14	312561288,4	13,28544	14892696	-16214926,5513	13,28544	14,7262	0,022	0,1764
2,02983E+14	313081595,5	13,03918	14918855	-16215534,0342	13,03918	15,0648	0,026	0,2352
1,98805E+14	313636826,7	12,75843	14948400	-16216141,5204	12,75843	15,4654	0,03	0,3024
1,94105E+14	314226780,5	12,44341	14981305	-16216749,0101	12,44341	15,9348	0,034	0,378
1,88882E+14	314851234,1	12,09433	15017537	-16217356,5031	12,09433	16,4813	0,038	0,462
1,83138E+14	315509944,6	11,71143	15057066	-16217963,9993	11,71143	17,1155	0,04	0,481
1,76871E+14	316202650	11,29499	15099856	-16218571,4989	11,29499	17,85	0,046	0,512



5 РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ КРУГОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ НА ОСНОВЕ ТЕОРИИ НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Дано: радиус контура питания R_к = 400 м; толщина пласта h = 48,5 м; коэффициент пористости m = 18,4 %; коффициент динамической вязкости воды µ_в = 1,05 мПа·с; коффициент динамической вязкости нефти µ_н = 4 мПа·с; насыщенность связанной водой s_св = 0,05 %; водонасыщенность S^* = 0,48 %; дебит q = 150 м³/сут [5].

Использовать графо - аналитический метод решения. Построить графики относительных фазовых проницаемостей, функцию и производную функции Баклея - Леверетта. При расчете производной f”(S) шаг по насыщенности принять ДS = 0,02.

Алгоритм решения задачи

Для решения задачи необходимо:

1) Рассчитать зависимости относительных фазовых проницаемостей для нефти и воды:

(5.1)

(5.2)

2) Построить зависимость:

0,0199 (5.3)

3) Провести касательную к кривой из S = S_св и найти S_ф, ѓ(S_ф) и ѓ^*(S_ф) (рисунок 1).

Рисунок 5.1 - Функция Баклея-Леверетта

Исходя из рисунка S _ф = 0,37, ѓ(S_ф) = 0,88.

4) Найти время обводнения добывающих скважин:

= 880985255,6 с = 27,94 года (5.4)

5) Задать значения для t > t^* и найти ѓ :

(5.5)

6) Найти текущую добычу нефти:

(5.6)

7) Найти текущую добычу воды:

(5.7)

(5.8)

8) Рассчитать конечную нефтеотдачу для безводного:

(5.9)

(5.10)

Был проведен расчёт для остальных показателей, результат представлен в таблице 5.1 Построили графики относительных фазовых проницаемостей, функцию и производную функции Баклея - Леверетта (рисунок 5.2 и рисунок 5.3).

Таблица 5.1 - Результаты расчетов

S	Kн(S)	Kв(S)	f(S)	f'(S)	t	f'(s-)	nв	qн, м3/сут	qв, м3/сут	н
0,05	1,000	0,000	0,0000	0	0		0
0,07	0,909	0,000	0,0018	0,091814	26387208121	0,091814
0,09	0,823	0,002	0,0081	0,311541	7776542166	0,311541
0,11	0,740	0,004	0,0199	0,592904	4086173633	0,592904
0,13	0,663	0,007	0,0388	0,9449	2563985380	0,9449
0,15	0,589	0,011	0,0663	1,373198	1764282052	1,373198
0,17	0,520	0,016	0,1038	1,876612	1291001465	1,876612
0,19	0,455	0,022	0,1527	2,442572	991868231,1	2,442572
0,21	0,394	0,028	0,2135	3,042563	796272638	3,042563
0,23	0,338	0,036	0,2861	3,629562	667493544,1	3,629562
0,25	0,286	0,044	0,3689	4,140343	585147009,2	4,140343
0,27	0,239	0,054	0,4590	4,504996	537782821,7	4,504996
0,29	0,195	0,064	0,5523	4,663173	519540946,5	4,663173
0,31	0,156	0,075	0,6439	4,582041	528740197,9	4,582041
0,33	0,122	0,087	0,7293	4,267857	567664137,9	4,267857
0,35	0,091	0,100	0,8046	3,764912	643497003,1	3,764912
0,37	0,065	0,113	0,8674	3,142103	771047027,9	3,142103	0,381257	19,88672	130,1132779	0,867
0,39	0,044	0,128	0,9169	2,47387	979319793,7	2,47387	0,393254	12,46511	137,5348867	0,917
0,41	0,027	0,144	0,9534	1,823828	1328365187	1,823828	0,405857	6,99363	143,0063703	0,953
0,43	0,014	0,160	0,9781	1,236042	1960054511	1,236042	0,418653	3,285504	146,7144959	0,978
0,45	0,005	0,177	0,9928	0,734007	3300660465	0,734007	0,431411	1,083482	148,9165183	0,993
0,47	0,001	0,195	0,9993	0,324524	7465414042	0,324524	0,444482	0,109908	149,8900917	0,999
0,49	0,001	0,215	0,9993	0,003253	7,44833E+11	0,003253	0,679228	0,10015	149,8998498	0,999

Рисунок 5.2 - Производная функции Баклея-Леверетта

Рисунок 5.3 - График зависимостей проницаемостей от водонасыщенности



БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Желтов, Ю.П. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов/Ю. П. Желтов, И. Н. Стрижов, А. Б. Золотухин, В. М. Зайцев - Москва: Недра, 1985, 296 с , ил.

2. Морозюк, О.А. Разработка нефтяных месторождений [Текст] : метод. указания / О. А. Морозюк, Э. И. Каракчиев, Р. А. Жангабылов. - Ухта : УГТУ, 2013. - 43 с.

Размещено на Allbest.ru

...