Каракчиев Э.И. Методические указания: Разработка нефтяных месторождений

насoо

PNN ⋅⋅=

21

α

.

3). Определяется масса свободного газа в газовой шапке

ϕ

ρ

1

)1(

1

⋅⋅⋅−⋅=

го

ат

нас

свгo

Р

SmVL .

4). Рассчитывается объем месторождения

гк

o

свг

н

оп

N

SmV

в

V

ρ

1

)1( +−⋅⋅

⎟

⎠

⎞

⎜

⎝

⎛

+= .

5). Составляется таблица, где столбцами являются текущие массы нефти и

газа в пласте

∫

−+=

t

o

гoo

dtQLNN

111

,

∫

−=

t

o

нo

dtQNN

22

.

6). Рассчитать по годам разработки изменение коэффициентов a, b и с.

гк

раст

N

a

ρ

α

⋅

=

2

,

дегго

атраст

оп

N

РN

Vb

ρ

ϕ

ρ

α

2

−

⋅

+= ,

ϕ

ρ

го

ат

P

Nс

1

= .

7). Рассчитывается изменение давления по годам из уравнения

а

асвв

Р

2

4

2

2,1

−±

= .

8). Для двух значений давления проверить знак выражения ва

Р

−2.

Если ва

Р

−2 < 0, то справедливо меньшее из двух значений

Р

.

9). Результаты решения задачи представить в виде таблицы и графиков.

21

Таблица 5

Исходные данные для выполнения задания по теме №5

Вариант

Показатель

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Р

нас

, МПа

14,0 18,2 11,2 13,4 14,8 17,8 15,6 13,8 11,5 11,4 16,4 14,4 12,3 13,9 14,0 16,2 15,0 11,1 18,3 11,8

V

н

, 10

6

м

3

80,2 23,5 24,6 60,5 62,5 62,3 40,2 46,4 86,4 45,2 52,3 95,2 85,3 12,4 34,6 95,5 18,6 65,2 87,1 94,8

V

г

, 10

6

м

3

12,5 20,1 12,0 62,2 10,5 22,5 42,6 4,2 31,0 85,5 42,0 3,5 65,2 12,5 2,4 62,4 2,4 5,4 23,1 5,2

M, %

18.4 20.1 15.4 18.6 16.2 14.3 20.5 18.8 17.2 13.5 21.1 19.2 15.3 12.8 21.4 19.4 15.6 22.6 18.7 19.7

s

св

, % 5.0 10.8 14.6 18.0 6.0 10.9 15.7 18.6 7.0 19.7 11.4 15.4 8.0 20.4 12.6 16.8 9.1 13.4 17.8 10.5

Т

нар

, годы

4 5 6 8 3 4 7 3 4 2 4 6 3 4 5 3 2 3 4 5

Т

кон

, годы

12 12 14 15 10 12 13 10 11 9 10 12 13 12 11 10 10 9 11 12

α, %НБЗ/год

2

0,20 0,31 0,25 0,34 0,19 0,40 0,52 0,53 0,41 0,38 0,26 0,38 0,36 0,45 0,52 0,61 0,84 0,72 0,62 0,60

β, %НБЗ/год

2

0,24 0,36 0,28 0,41 0,32 0,46 0,62 0,61 0,51 0,52 0,45 0,50 0,53 0,62 0,61 0,70 0,90 0,84 0,75 0,71

b

н

1,05 1,17 1,24 1,06 1,16 1,23 1,07 1,15 1,18 1,08 1,14 1,19 1,09 1,13 1,20 1,10 1,12 1,21 1,11 1,22

Ρ

дег

, кг/м

3

840 885 910 885 845 890 915 874 850 890 920 863 860 905 895 860 870 910 900 880

ρ

го

, кг/м

3

0,72 0,86 0,82 0,74 0,84 0,80 0,75 0,85 0,75 0,77 0,83 0,88 0,78 0,76 0,82 0,80 0,78 0,71 0,81 0,87

α

раст

, кг/(кг/МПа)

0,008 0,007 0,006 0,012 0,014 0,009 0,015 0,007 0,010 0,009 0,009 0,011 0,010 0,008 0,013 0,008 0,009 0,010 0,007 0,012

22

6. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПОЛОСОВОЙ ЗАЛЕЖИ

ПРИ ЗАВОДНЕНИИ МЕТОДОМ ЭКВИВАЛЕНТНЫХ

ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ (ТЕМА №6)

Имеется полосовая залежь (ширина b и произвольная длина)

представленная однородным нефтяным пластом толщиной

h, разбуренным

по трехрядной сетке. Добывающие и нагнетательные скважины в рядах

размещены перпендикулярно контуру нефтеносности на одинаковом

расстоянии друг от друга. Таким образом, элемент пласта для которого

следует выполнить расчеты, представляет собой ряд нагнетательных и два

ряда добывающих скважин, расположенных по одну сторону от

нагнетательного. Половина расхода воды

q, закачиваемой в скважины

нагнетательного ряда, равна сумме дебитов скважин первого добывающего

q

1

и половине дебитов второго добывающего q

2

рядов: q/2 = q

1

+ q

2

/2.

Известно (в зависимости от варианта) следующее:

- расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядами

–

l;

- расстояние между добывающими рядами –

l

12;

- расстояние между скважинами нагнетательного ряда –

σ

н

;

- расстояние между скважинами добывающих рядов –

σ

доб

;

- радиус нагнетательных и добывающих скважин -

r

с

;

- количество нагнетательных скважин в ряде –

n

н

;

- количество добывающих скважин в первом ряду –

n

1

;

- количество добывающих скважин во втором ряду –

n

2

;

- абсолютная проницаемость пласта –

k;

- пористость –

m;

- вязкость воды –

µ

в

;

- вязкость нефти –

µ

н

;

- плотность нефти –

ρ

н

;

- относительная проницаемость по нефти равна 1;

- относительная проницаемость по воде -

k

в

;

- насыщенность связанной водой -

s

св

;

- остаточная нефтенасыщенность –

s

ност

.

Составить систему уравнений относительно перепадов давления с

использованием выражений для внутренних и внешних фильтрационных

сопротивлений и определить (в зависимости от варианта):

1).

динамику суммарных отборов нефти q(t) и динамику среднего

дебита скважины в рядах

q

скв1

(t) и q

скв2

(t) до момента прорыва воды, если

заданы забойные давления в добывающих и нагнетательных скважинах

Р

заб доб

и Р

заб

нагн

;

23

2). динамику разницы между забойными давлениями в нагнетательных

и добывающих скважинах

[Р

заб

нагн

-Р

заб

доб

]=∆P(t) до момента прорыва

воды, если заданы средние дебиты нефти по скважинам в рядах

q

скв1

и q

скв2

.

В расчетах предусмотреть не менее пяти положений фронта

вытеснения, в том числе rв< σ

н

/π.

Исходные данные для расчетов представлены в таблице 6.

Указания.

1). Схема залежи имеет следующий вид:

2). Внутренние сопротивления при

<

в

r

π

σ

н

являются суммой двух

слагаемых

hkkn

r

hkkn

r

нн

в

н

вн

c

в

н

⋅⋅⋅π

⋅π

σ

µ

+

⋅⋅⋅π

µ

=ω

lnln

.

3). Время

t

и положение фронта вытеснения связаны балансовым

соотношением

в

x

вост нсв

xSSmhв

tq

)1(

2

−−⋅⋅=

⋅

.

24

Таблица 6

Исходные данные для выполнения задания по теме №6

Вариант

Показатель

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

b, км

1.5 2.7 2.0 1.8 2.5 3.0 2.4 1.8 2.4 3.5 2.4 2.1 1.2 2.4 3.6 2.4 1.0 2.1 3.8 2.6

h, м

48.5 35.0 25.6 17.0 46.1 33.5 22.5 16.2 43.2 31.6 20.5 41.2 30.8 19.5 40.5 29.5 18.0 38.5 28.4 36.5

l, м

300 350 250 300 350 300 350 300 400 250 300 400 450 350 250 300 200 400 350 300

l

12

, м

250 350 300 350 300 350 300 400 250 300 400 450 300 350 250 300 350 300 250 250

σ

н

, м 300 300 300 250 350 300 300 400 350 200

σ

доб

, м

300 200 200 200 350 350 150 300 350 200

r

с

, м

0,01 0,02 0,005 0,006 0,01 0,02 0,008 0,04 0,01 0,02 0,005 0,008 0,005 0,02 0,01 0,04 0,03 0,01 0,008 0,005

n

н

5 6 10 8 10 6 6 12 5 12

n

1

6 8 12 10 12 10 8 15 5 15

n

2

7 10 12 12 12 12 10 12 4 15

k, мкм

2

0,125 0,170 0,240 0,110 0,130 0,180 0,260 0,085 0,135 0,200 0,270 0,075 0,140 0,210 0,285 0,070 0,145 0,220 0,290 0,160

m, %

18.4 20.1 15.4 18.6 16.2 14.3 20.5 18.8 17.2 13.5 21.1 19.2 15.3 12.8 21.4 19.4 15.6 22.6 18.7 19.7

µ

в

, мПа*с 1,05 1,10 1,02 1,08 1,09 1,02 1,03 1,09 1,08 1,04 1,01 1,10 1,07 1,05 1,11 1,05 1,06 1,12 1,03 1,07

µ

н

, мПа*с 4,0 8,2 1,2 3,4 4,8 7,8 5,6 3,8 1,5 1,4 6,4 4,4 2,3 3,9 14,0 6,2 5,0 1,1 8,3 1,8

25

Продолжение таблицы 6

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

ρ

н

, кг/м

3

840 885 910 885 845 890 915 874 850 890 920 863 860 905 895 860 870 910 900 880

k

в

0,5 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,5 0,3 0,6 0,4 0,7 0,5 0,6 0,6 0,5 0,7 0,4 0,8 0,7

s

св

, % 5.0 10.8 14.6 18.0 6.0 10.9 15.7 18.6 7.0 19.7 11.4 15.4 8.0 20.4 12.6 16.8 9.1 13.4 17.8 10.5

s

ност

, %

24,5 45,3 20,0 28,6 35,0 48,2 40,0 34,2 22,5 18,5 40,0 32,8 30,5 27,6 52,5 45,0 41,0 24,0 48,2 23,5

q

скв1

, т/сут

30 50 35 25 15 35 60 70 45 80

q

скв2

, т/сут

30 25 50 40 40 70 45 30 35 60

P

заб

нагн

, МПа

55 60 75 70 50 45 30 35 45 50

P

заб

доб

, МПа

4,0 5,2 6,3 7,0 6,2 6,0 5,0 4,0 5,2 5,5

26

7. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ КРУГОВОЙ

ЗАЛЕЖИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ МЕТОДОМ ЭКВИВАЛЕНТНЫХ

ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ (ТЕМА №7)

Имеется небольшая сводовая круговая залежь радиуса R с

эффективной нефтенасыщенной толщиной

h. В центре залежи имеется

центральная добывающая скважина, вокруг которой концентрично на

расстояниях

R

1

и R

2

расположены две батареи добывающих скважин.

Нагнетательные скважины располагаются на контуре, и закачка полностью

компенсирует отборы, т.е. общий дебит нагнетательных скважин

q равен

суммарному отбору жидкости в добывающих скважинах:

q = q

1

+ q

2

+ q

3

.

Предполагается, что утечки закачиваемой воды в законтурную

область отсутствуют.

Известно следующее:

- радиус нагнетательных и добывающих скважин -

r

с

;

- количество добывающих скважин в первом ряду –

n

1

;

- количество добывающих скважин во втором ряду –

n

2

;

- количество нагнетательных скважин на контуре –

n

н

;

- абсолютная проницаемость пласта –

k;

- пористость –

m;

- вязкость воды –

µ

в

;

- вязкость нефти –

µ

н

;

- плотность дегазированной нефти -

ρ

н

;

- относительная проницаемость по нефти равна 1;

- относительная проницаемость по воде -

k

в

;

- насыщенность связанной водой -

s

св

;

- остаточная нефтенасыщенность –

s

ност

.

Составить систему уравнений относительно перепадов давления с

использованием выражений для внутренних и внешних фильтрационных

сопротивлений и определить (в зависимости от варианта):

1).

Динамику суммарных отборов нефти q(t) и динамику среднего

дебита скважины в батареях

q

скв1

(t), q

скв2

(t) и q

скв3

(t) до полного

обводнения залежи, если заданы забойные давления в добывающих и

нагнетательной скважинах

Р

заб доб

и Р

заб

нагн

;

2).

Динамику разницы между забойными давлениями в нагнетательной

и добывающих скважинах

[Р

заб

нагн

-Р

заб

доб

]=∆P(t) до полного обводнения,

если заданы средние дебиты жидкости по скважинам в батареях

q

скв1

, q

скв2,

q

скв3

.

В расчетах предусмотреть не менее пяти положений фронта

вытеснения, в том числе r

в

< σ

н

/π.

Исходные данные для расчетов представлены в таблице 7.

27

Указания.

1). Схема залежи

2). Внутренние сопротивления при

<

в

Г

π

σ

н

являются суммой 2-х

слагаемых

hkkn

Г

hkkn

Г

нн

в

н

вн

c

в

н

⋅⋅⋅

⋅

+

⋅⋅⋅

=

π

σ

µ

π

µ

ω

lnln

.

3). Внешние сопротивления (между нагнетательным и вторым рядом)

определяются выражением:

h

k

R

н

⋅⋅

⋅

=Ω

π

µ

2

ln

2

.

4). При произвольном положении

между

в

R

и внешние

сопротивления определяются суммой двух слагаемых:

2

R

н

в

н

khk

R

khk

R

⋅⋅⋅

⋅

+

⋅⋅⋅

⋅

=Ω

π

µ

π

µ

2

ln

2

ln

2

.

5). Время

t

и положение фронта вытеснения связаны балансовым

соотношением:

в

R

)1()(

22

остнсвв

SSmhRRtq

−−⋅⋅⋅−=⋅

π

.

28

Таблица 7

Исходные данные для выполнения задания по теме №7

Вариант

Показатель

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

R, км

1.5 1.7 1.4 1.3 1.5 1.4 1.4 1.2 1.5 1.8 1.4 1.1 1.2 1.4 1.2 1.4 1.0 1.1 1.8 1.6

h, м

48.5 35.0 25.6 17.0 46.1 33.5 22.5 16.2 43.2 31.6 20.5 41.2 30.8 19.5 40.5 29.5 18.0 38.5 28.4 36.5

R

1

, м

400 550 450 400 450 400 450 400 450 550 400 300 350 350 350 350 300 300 450 400

R

2

, м

900 1100 950 850 800 850 850 800 900 1100 850 650 700 750 700 750 650 700 1000 950

r

с

, м

0,01 0,02 0,005 0,006 0,01 0,02 0,008 0,04 0,01 0,02 0,005 0,008 0,005 0,02 0,01 0,04 0,03 0,01 0,008 0,005

n

1

8 9 10 8 6 6 7 6 5 7 6 5 6 7 5 6 6 5 5 6

n

2

16 15 18 15 12 10 15 12 10 12 10 8 12 12 10 10 12 8 10 10

n

н

15 20 16 18 10 12 18 15 10 15 16 12 16 15 12 14 15 12 12 15

k, мкм

2

0,125 0,170 0,240 0,110 0,130 0,180 0,260 0,085 0,135 0,200 0,270 0,075 0,140 0,210 0,285 0,070 0,145 0,220 0,290 0,160

m, %

18.4 20.1 15.4 18.6 16.2 14.3 20.5 18.8 17.2 13.5 21.1 19.2 15.3 12.8 21.4 19.4 15.6 22.6 18.7 19.7

µ

в

, мПа*с 1,05 1,10 1,02 1,08 1,09 1,02 1,03 1,09 1,08 1,04 1,01 1,10 1,07 1,05 1,11 1,05 1,06 1,12 1,03 1,07

µ

н

, мПа*с 4,0 8,2 1,2 3,4 4,8 7,8 5,6 3,8 1,5 1,4 6,4 4,4 2,3 3,9 14,0 6,2 5,0 1,1 8,3 1,8

ρ

н

, кг/м

3

840 885 910 885 845 890 915 874 850 890 920 863 860 905 895 860 870 910 900 880

k

в

0,5 0,3 0,4 0,2 0,3 0,4 0,2 0,5 0,3 0,6 0,4 0,7 0,5 0,6 0,6 0,5 0,7 0,4 0,8 0,7

s

св

, % 5.0 10.8 14.6 18.0 6.0 10.9 15.7 18.6 7.0 19.7 11.4 15.4 8.0 20.4 12.6 16.8 9.1 13.4 17.8 10.5

29

Продолжение таблицы 7

s

ност

, %

24,5 45,3 20,0 28,6 35,0 48,2 40,0 34,2 22,5 18,5 40,0 32,8 30,5 27,6 52,5 45,0 41,0 24,0 48,2 23,5

q

скв1

, т/сут

30 50 35 25 15 35 60 70 45 80

q

скв2

, т/сут

30 25 50 40 40 70 45 30 35 60

P

заб

нагн

, МПа

55 60 75 70 50 45 30 35 45 50

P

заб

доб

, МПа

4,0 5,2 6,3 7,0 6,2 6,0 5,0 4,0 5,2 5,5

30

Каракчиев Э.И. Методические указания: Разработка нефтяных месторождений

Подождите немного. Документ загружается.