Леванова Е.В., Габдрахманов А.Т. — КиберПедия 

Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...

Леванова Е.В., Габдрахманов А.Т.



УДК 622.276.1/4

 

Л-34

 

Леванова Е.В., Габдрахманов А.Т.

 

Разработка нефтяных месторождений: Методические указания по проведению практических занятий по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» для подготовки бакалавров направления 21.03.01 (131000) «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти» всех форм обучения.– Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2014. – 76с.

 

В методических указаниях по проведению практич ских занятий по дисциплине «Разработка нефтяных месторождений» представлены задачи по темам данной дисциплины в соответствии с раб чей пр граммой.

Методические указания предназначены для проведения практических занятий бакалавров всех форм обучения направления 131000 «Нефтегазовое дело» профиля «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти».

 

 

Печатается по решению уче но-методического совета АГНИ.

 

Рецензент:

 

Ибрагимов И.И. – к.т.н., доцент кафедры геологии АГНИ

 

© Альметьевский государственный

 

нефтяной институт, 2014

 


ОГЛАВЛЕНИЕ

 

Введение………………………………………………………………………… 4

 

1. Практическое занятие 1. Ввод месторождения в разработку. Определение технологических показателей разработки месторождения….. 5

 

2. Практическое занятие 2. Определение дебитов элементов для рядных систем расстановки скважин…………………………………………………. 10

 

3. Практическое занятие 3. Определение дебитов элементов для

 

площадных систем расстановки скважин…………………………………… 13

 

4. Практическое занятие 4. Определение коэффициентов охвата,

 

вытеснения, нефтеизвлечения………………………………………………… 15

 

5. Практическое занятие 5. Решение задачи на определение давления по формуле Щелкачева В.Н., Ван-Эвердингена и Херста………………………. 17

 

6. Практическое занятие 6. Расчет технологических пок з телей при разработке нефтяных месторождениях с использованием интеграла Дюамеля………………………………………………………………………… 20

 

7. Практическое занятие 7. Определение параме ров по методу

 

материального баланса………………………………………………………… 30

 

8. Практическое занятие 8. Расчет показателей разработки при разработке

 

на режиме растворенного газа………………………………………………… 33

 

9. Практическое занятие 10. Расчет показателей разработки при

 

законтурном заводнении………………………………………………………. 41



 

10. Практическое занятие 11. Задача на определение технологических показателей разработки месторождения по методике непоршневого вытеснения……………………………………………………………………… 46

 

11. Практическое занятие 12. Расчет осредненных относительных фазовых проницаемостей………………………………………………………………… 54

 

12. Практическое занятие 13. Расчет показателей разработки трещинно-

 

поровых коллекторов…………………………………………………………... 60

 

13. Практическ е занятие 14. Химические и тепловые МУН………………. 64

 

14. Практическое занятие 15. Определение технологических показателей разрабо ки месторождения по методике ТатНИПИнефть………………….. 68

 

15. Пра ическое занятие 16. Задача на построение характеристик

 

вытеснения по фактическим данным динамики добычи нефти, воды и жидкости из нефтяной залежи………………………………………………… 74

 

Список литературы…………………………………………………………....... 75

 


ВВЕДЕНИЕ

 

Курс разработки нефтяных месторождений — один из основных по профилю «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти». Студент, изучающий этот курс, помимо усвоения теоретических основ разработки нефтяных месторождений, которые преподаются в лекционной части, должен овладеть методиками и практическими навыками расчетов процессов извлечения нефти и газа из недр.

 

Ухудшение структуры ресурсной базы РФ, в особенности Татарстана, по словам советника Президента РТ Р.Х. Муслимова, «требует принятия кардинальных мер, направленных на повышение эффективности имеющихся технологий увеличения нефтеотдачи пластов и созданию принципи льно новых технологий рациональной разработки нефтяных месторождений на базе новых научных достижений». С этим нельзя не согласиться, поскольку доля трудноизвлекаемых запасов нефти в целом по РФ сос авляет около 60 %, а в старых нефтедобывающих районах, в том числе и в Татарстане, она достигает 80 % и более. При этом величина коэффиц ента звлечения нефти (КИН) и степень восполнения запасов за счёт гео огоразведочных работ (ГРР) определяют состояние нефтяной отрасли. Доля прироста запасов за счёт ГРР составляет всего 15 %. А резервы нефтедобычи в старых длительно разрабатываемых месторождениях ольшие, потому что, это, как правило, крупнейшие объекты разработки. И низкий проектный КИН оставляет резерв добычи нефти для четвёртой стадии разработки в том числе за счёт МУН.



 

Нефтедобывающ я отрасль является определяющей геополитическую обстановку и конкрет о – благосостояние нашей страны и Республики.

 


I группа

1. Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн .

 

2. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д. ед.

 

  z(t) = qн (t)      
  Nизв  
       
3.   Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов ( кущих извлекаемых  
         
  запасов), %. На последний год z = 100%.  
             

 

z(t) = qн (t)  
N изв - Qн 100%  

4. Накопленная добыча нефти

 

t

Q н = åqнi

 

i=1

 

5. Коэффициент нефтеотдачи(коэффициент извлечения нефти–КИН) – отношение накопленной добычи нефти к её начальным геологическим запасам (в % или д.ед.). Обе величины должны быть определены в одних условиях (либо в поверхностных, либо в пластовых).

 

h(t) = Q (t)  
Nгеол  
Текущий КИН  

Конечный КИН = Nизвл/Nгеол

 

6. Годовая добыча жидкости, в млн. тонн. Всего, в ом числе механизированным способом.

 

7. Годовая добыча газа, млн. м3.

Накопленная добыча газа, млрд. м3.

 

8. Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн жидкости, млн. м3 (газа).

 

9. Обводненность, в % или д.ед. Обозначение – Вн или ν(t). Это доля воды в двухфазном потоке продукции:

n(t) = qв (t) qж (t)

10. Компенсация отбора закачкой – это отношение закачанного объема воды к объему отобранной жидкости. Оба объема считаются в пластовых условиях.

 



Этот показатель может варьировать на разных этапах и в разных условиях разработки. Вначале он может быть < 100%, потом быть равным 200-300%, а затем опять снижаться.

 

II группа

1. Темп ввода скважин из бурения.

 

2. Эксплуатационный фонд.

 

3. Действующий эксплуатационный фонд.

 

4. Количество добывающих и нагнетательных скважин.

 

5. Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу, приемистость нагнетательных скважин.

 

Задача 1.Месторождение разбурено равномерной сеткой скв жин.Плотность сетки скважин S=25 га/скв; нефтенасыщенн я толщина

h=(3+0,25·N) м; пористость m= 0,2; начальная нефт насыщенность Sn= 0,7; плотность нефти в пересчете на поверхностные условия ρ=0,88 г/см3.

Здесь N – номер варианта.

 

Месторождение разбуривается и вводится в разработку в течение 7 лет по 20 скважин в год. Темп отбора нефти от НИЗ элемента в течение первых трех лет составляет 5%, затем происходит падение добычи нефти в среднем на 4% ежегодно. При отборе всех введенных запасов конечный коэффициент нефтеизвлечения составит 0,48.

При расчете отбора жидкости принять, что среднегодовая обводненность добываемой продукции численно равна накопленному отбору нефти с начала разработки, выраженному в процентах от НИЗ месторождения.

 

Требуется:

 

1. Рассчитать дин мику технологических показателей разработки по годам на 15 лет;

 

· Годовую д бычу нефти,

 

· Темп тб ра в % от НИЗ (годовая добыча в % от НИЗ), · Темп отбора в % от ТИЗ (годовая добыча в % от ТИЗ),

 

· На опленную (нарастающую) добычу нефти с начала разработки, · На опленную добычу нефти с начала разработки в % от НИЗ, · Текущий КИН, · Обводненность (содержание воды) добываемой продукции в %,

 

· Годовую добычу воды

 

· Средний дебит одной скважины по нефти · Средний дебит одной скважины по воде

 

2. Построить график изменения годовой добычи нефти и среднегодовой обводненности продукции по годам на 15 лет.

 


Указание.

 

1) Найти начальные балансовые запасы нефти на группу скважин.

НБЗгр=20 S h m Sn ρ

2) Найти начальные извлекаемые запасы нефти(НИЗ) на группу

НИЗгр = НБЗгр*КИН

 

3) Найти НИЗ месторождения НИЗ=7*НИЗгр

3) Записать в первую строчку таблицы годовые объемы добычи нефти из

 

скважин первого года ввода

 

4) во втором году вводится такое же количество запасов нефти. Добычу нефти по годам из скважин второго года ввода записать во вторую строчку таблицы и т. д.

  1-й 2-й 3-й 4-й 5-й 6-й 7-й 8-й
  год год год год год год год год
                 
1-ввод q1 q2 q3 q4 q5 q6 q7 q8
                 
2-ввод   q1 q2 q3 q4 q5 q6 q7
3-ввод     q1 q2 q3 q4 q5 q6
                 
4-ввод       q1 q2 q3 q4 q5
5-ввод         q1 q2 q3 q4
                 
6-ввод           q1 q2 q3
7-ввод             q1 q2
Qн годовая                
                 

 

По вычисле ым значениям годовой добычи нефти рассчитываются остальные п казатели разработки.

 

Пример ешения задачи для N=30 на 9 лет.

 

1) определяем нефтенасышенную толщину пласта: h= 3+0,25·N=3+0,25*30=3+7,5=10,5(м).

 

2) вычислим начальные балансовые запасы для группы скважин:

 

НБЗгр=20 S h m Sn ρ=20*250000*10,5*0,2*0,7*0,88=6468 (тыс.т).

3) вычисляем НИЗ для группы скважин:

 

НИЗгр= НБЗгр*0,48= 3104,64(тыс.т)

4) Вычисляем НИЗ месторождения:

 

НИЗ=3104,64*7=21732,48(тыс.т)

 

5) Вычисляем НБЗ месторождения:

 

НБЗ=6468*7= 45276 (тыс.т).

 


6)Определяем добычу нефти по годам для первой группы скважин:

 

q1= q2= q3=3104,64*0,05= 155,232(тыс.т).

q4= q3*0,96=155,232*0,96= 149,023(тыс.т)

q5= q4*0,96=149,023=0,96=143,062 (тыс.т) и т.д.

 

7) полученные данные записываем в первую строчку таблицы

 

8) добычу нефти по годам для второй группы скважин записываем со сдвигом на 1 год.

 

9) добычу нефти по годам для третьей группы скважин записываем со сдвигом еще на 1 год и т.д.

  1-й 2-й 3-й 4-й 5-й 6-й 7-й год 8-й 9-й  
  год год год год год год год год  
     
                     
1-ввод 155,23 155,23 155,23 149,02 143,06 137,34 131,85 126,57 116,66  
                     
2-ввод   155,23 155,23 155,23 149,02 143,06 137,34 131,85 126,57  
                     
3-ввод     155,23 155,23 155,23 149,02 143,06 137,34 131,85  
                     
4-ввод       155,23 155,23 155,23 149,02 143,06 137,34  
                     
5-ввод         155,23 155,23 155,23 149,02 143,06  
                     
6-ввод           155,23 155,23 155,23 149,02  
                     
7-ввод             155,23 155,23 155,23  
                     
Qн годовая по 155,23 310,46 465,7 614,72 757,78 895,12 1026,97 998,31  
месторожд.                    
                     

 

10) Суммируя по столбцам, находим добычу нефти по годам для месторождения в целом.

 

Для записи результатов дальнейших расчетов составляем новую таблицу.

 

11) Темп тбора от НИЗ определяем по формуле:

ТНИЗ= Qн годовая/НИЗ*100

 

12) Накопленную добычу нефти определяем по формуле: Qн нак(t)= Qн нак(t-1)+ Qн годовая(t).

 

13) Остаточные НИЗ на начало года t или текущие извлекаемые запасы нефти(ТИЗ) определяем по формуле:

 

ТИЗ(t)=НИЗ- Qн нак(t-1)

 

14) Темп отбора от ТИЗ определяем по формуле:

ТТИЗ= Qн годовая/ТИЗ*100.

 

15) Коэффициент использования запасов определяем по формуле:

Кисп(t)= Qн нак(t)/НИЗ*100.

 

16) Текущий КИН определяем по формуле:

 

 


КИНтек(t)= Qн нак(t)/НБЗ.

 

17) годовую добычу воды определяем из формулы:

 

В= Qв/( Qв+ Qн) → Qв= Qн*В/(100-В)

 

18) определяем действующий фонд добывающих скважин, предполагая, что в течении 15 лет скважины не отключатся:

 

в первом году N1=20, во втором году N2=40, в третьем году N3=60, в четвертом году N4=80, в пятом году N5=100, в шестом году N6=120, в 7-15

 

годах N7=… = N15=140.

 

19) Дебит одной скважины определяем по формуле:

qн= Qн годовая/(365*N), т/сут; qв= Qв годовая/(365*N), т/сут

Расчеты по пп11-18 для первого и второго года показать подробно, а для остальных годов достаточно показать только в таблице.

  1-й 2-й 3-й 4-й 5-й 6-й 7-й год 8-й 9-й  
  год год год год год год год год  
     
                     
Qн годовая, тыс.т 155,23 310,46 465,7 614,72 757,78 895,12 1026,97 998,31  
                     
Темп отбора от 0,71 1,43 2,14 2,83 3,49 4,12 4,73 4,59 4,44  
НИЗ, %                    
                     
Qн нак, тыс.т  
ТИЗ на начало 21,73 21,58 21,27 20,8 20,19 19,43 18,53 17,51 16,51  
года, млн.т                    
                     
Темп отбора от 0,71 1,44 2,19 2,96 3,75 4,61 5,54 5,70 5,84  
ТИЗ, %                    
                     
Коэфф. исполь. 0,71 2,14 4,29 7,11 10,60 14,72 19,45 24,04 28,48  
запасов, %                    
                     
КИН тек, д.е 0,003 0,01 0,021 0,034 0,051 0,071 0,093 0,115 0,137  
                     
Обводненность, 0,71 2,14 4,29 7,11 10,60 14,72 19,45 24,04 28,48  
%                    
                     
Qв годовая, ыс. 1,12 6,80 20,85 47,08 89,86 154,50 247,90 315,93 384,06  
                     

 


Рядные системы

 

элемент симметрии

 

a

 

 

d(l)

 

Рисунок 1 Параметры рядной системы

 

Характеристики:

 

d – расстояние между рядами, d (1) – расстояние от нагнетательного до первого добывающего ряда;

 

а – расстояние между добывающими скваж нами в ряду;

 

элемент симметрии;

 

w = nн              
nдоб - отношение количества нагнетательных скважин к добывающим.  
     
        w » » 1  
               
         
- Однорядная система(1 )  
                   

 

– равенство приближенное, так как могут быть геологические особенности, которые не позволят построить количество скважин, дающих точное отношение.

 

 

  w » ¸            
  3 ) – для различного числа скважин в полосах,  
- Трехрядная система(3    
               
включая внешние добывающие. На рис. 2.2 в трех полосах между двумя  
              w =    
нагнетательными рядами – 3 ряда добывающих 3 .  
 

 


 

Рисунок 2 Параметры трехрядной системы

 

    w » ¸    
    5 ) – в зависимости от числа  
- Пятирядная система–встречается реже(5    
               

 

скважин в полосах, включая внешние добывающие. Между двумя рядами нагнетательных – 5 рядов добывающих. На рис. 2.3 в трех полосах между двумя

 

w =    
5 :  
нагнетательными рядами – 5 рядов добывающих 5  

 

Рисунок 3 Параметры пятирядн й системы

 

Задача 2.Определить дебит скважины д я однорядной прямолинейнойсистемы расположения скважин на прямоуго ьной сетке.

 

Расстояние между рядами L=400+25N м, расстояние между скважинами в ряду 2a= 300+25N м, забойные давления в нагнетательной скважине p1=12 МПа, в добывающей скважине p2=8 МПа. Остальные данные брать из задачи 2.

Дебит определяется по формуле

 

(2)

 

 


Задача 3.Определить дебит скважины для однорядной системы напрямоугольной сетке при шахматном расположения скважин (рис. 4).

Исходные данные брать как в задаче 2.

 

Дебит определяется по формуле

 

(4)

 


Площадные системы

w = 1 = 1

- Пятиточечная(1)

– Принципиальное отличие от рядных – строгое равенство в числе добывающих скважин по отношению к нагнетательной.

 

w =1

- Семиточечная ( 2 )

 

 

элемент симметрии

 

w =1

- Девятиточечная ( 3 )

 

 

Задача 4.Определить дебит скважины для пятиточечного элементаплощадной системы расположения скважин.

 

 


Эта система является частным случаем задачи 6 при L=a. Для расчета принять а=300+25N м, остальные данные брать как в задаче 6.

 

Дебит определяется по формуле

 

 

(5)

 

Здесь 2а - расстояние между добывающими скважинами (сторона квадратного элемента)

 

Задача 5.Определить дебиты скважины для девяти точечного элементаплощадной системы расположения скважин (рис. 5)

 

Дебит угловой добывающей скважины определяется по формуле

 

(6)

 

Дебит ближайшей добывающей скважины – по формуле

 

 

(7)

Нагнетательная скважина Q0= 2Q1+ Q2

Здесь а - расстояние между скважинами (сторона 9-точечного элемента равна 2а), принять а=300+25N м

 

Остальные исходные данные брать как в задаче 4.

 

Задача 6.Для семиточечного площадного элемента определить дебитыqдобывающих и нагнетательной скваж ны q0 (рис. 7). Расстояние между скважинами а=300+25N м, остальные данные брать как в задаче 4

 

(8)

 

(9)

 


Коэффициент вытеснения

 

По определению:

h выт = Vн.выт      
    Vн.вовл ,    
         
где Vн.выт это объем извлеченной (вытесненной, в случае заводнения) из  
пласта (чаще модели пласта) нефти;  
Vн.вовл запасы нефти, первоначально находившиеся в объёме пласта,  

вовлеченного в разработку.

 

Коэффициент охвата

 

По определению:

h охв = Vпл.вовл      
    Vпл ,    
         
    где Vпл.вовл – объём пласта, вовлеченного в процесс разработки;  
    Vпл –суммарный объём пласта(с учетом застойных зон,  

изолированных пр пластков, линз и т.д.).

h = 1- Sн.ост ,


выт S

Sн.нач = 1 - S0 ,

 

Sн.ост = 1 - S0 .

 

где Sн.ост – остаточная нефтенасыщенность; Sн.нач– начальная нефтенасыщенность; S0 – начальная водонасыщенность;

S0 – остаточная водонасыщенность.

 


Материального баланса

 

Цель работы:Расчёт параметров по методу материального баланса.Материальный баланс - простая концепция, подчиняющаяся закону

сохранения массы, согласно которому поступившая масса жидкости в какой - либо участок пласта равна извлеченной плюс то, что осталось в нем. Это один из первых инструментов контроля, используемых для характеристики процессов заводнения в отдельно взятом элементе пласта, и предшествует применению более сложных методов моделирования.

 

Рассмотрим уравнение материального баланса для случая разработки пласта

 

в режиме выше давления насыщения. В этом случае необходимо учитывать четыре компоненты:

 

• расширение нефти и воды при изменении давления в пласте;

 

• деформацию породы;

 

• объемы отобранной нефти и воды из элемента плас а;

 

• объем закачанной воды в этот элемент;

 

• изменение пластового давления от начального до текущего. Уравнение материального баланса используется для оценки объема

 

притока воды из законтурной водоносной об асти, перетоков жидкости через границу изучаемого участка пласта, для определения среднего пластового давления при известном объеме отобранной из пласта жидкости.

 

Уравнение материального баланса в общем виде можно записать так:

 

Vжпл+Vзак+Vч=Vнпл+Vвпл

 

где Vзaк- объем закача ой воды в данный участок,

 

Vжпл - объем добытой жидкости из данного элемента за счет деформации

горных пород и жидкости (упругий запас пласта); Vжпл =β* Р Vэл;

 

Vч - объем п итока жидкости из-за контура нефтеносности или из смежных элемен ов пласта;

VH пл - объем добытой нефти из данного элемента в пластовых условиях; Vвпл - объем добытой воды из данного элемента;

 

Р - изменение среднего пластового давления; Vэл - объем элемента пласта.

 

В зависимости от постановки задачи, под элементом можно понимать нефтенасыщенный пласт целиком или отдельный участок пласта.

 

 


Если в пласте в начальный момент имелась нефть и вода, то коэффициент упругоемкости пласта рассчитывается по формуле:

β = β c+m(Sн βн +Sв βв)

 

Задача 10.Нефтяное месторождение,подстилаемое неактивной водой,разрабатывается при режиме растворенного газа. Начальное пластовoe давление р0=24,5 МПа. Оно равно давлению насыщения. За некоторый период разработки месторождения при режиме растворенного газа Пластовое давление снизилось до ро=19,0 МПа. При этом из пласта было отобрано количество де-газированной нефти Qн, равное 236,3·104 м3 в стандартных условиях. Средний

за рассматриваемый период разработки месторождения газовый фактор = Qг /Qн= 587,7 м3З.

 

Требуется определить на основе метода материального б л нса начальные геологические запасы нефти (в дегазированном состоянии) Gн и текущую нефтеотдачу η к концу указанного периода. Изменение газосодержания Г и объемного коэффициента bн нефти показано на рис. 10. О ношение объема газа

 

в пластовых условиях к объему газа в стандартных условиях (объемный коэффициент газа) bг = 0,00572 м3З.

 

Решение. Рассмотрим материальный ба анс газа. В начальный момент времени при р=р0 объем газа Gp , растворснного в нефти, если его привести к текущему пластовому давлению, был равен Gн Г0 bг.

 

 

Рисунок 8. Зависимости газосодержания и объемного коэффициента нефти от давления

 

При отборе объеме газа Qн bг приведенного к тому же текущему пластовому

 

давлению, в пласте остался объем газа, равный (Gн Г0- Qн ) bг ,. Этот объем газа находится в нефти частично в растворенном состоянии:

и частично в свободном состоянии:

 

Gг р =( - Q н )Гbг

 

На основе материального баланса имеем

 

 


Г0- Q н )bг =( - Q н )Гbг+ [ ( Q н ) , где bн о -начальный объемный коэффициент нефти. Из приведенного выражения получаем

 

 

Из рис.8 определяем, что bн о = 1,572; bн = 1,52; Г0= 196 м33; Г =160 м33.

Тогда начальные запасы дегазированной нефти в пласте месторождения составят

 

Коэффициент нефтеотдачи

 


ВНК

 


Задача 12.Нефтяное месторождение,содержащее геологически с запасынефти, объемом VH = 150*106 м3 в пластовых условиях разрабатывается с применением з






Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰)...

Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...

Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначен­ные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой...





© cyberpedia.su 2017 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав

0.086 с.