Историки об Елизавете Петровне: Елизавета попала между двумя встречными культурными течениями, воспитывалась среди новых европейских веяний и преданий...
Семя – орган полового размножения и расселения растений: наружи у семян имеется плотный покров – кожура...
Топ:
Эволюция кровеносной системы позвоночных животных: Биологическая эволюция – необратимый процесс исторического развития живой природы...
Марксистская теория происхождения государства: По мнению Маркса и Энгельса, в основе развития общества, происходящих в нем изменений лежит...
Процедура выполнения команд. Рабочий цикл процессора: Функционирование процессора в основном состоит из повторяющихся рабочих циклов, каждый из которых соответствует...
Интересное:
Распространение рака на другие отдаленные от желудка органы: Характерных симптомов рака желудка не существует. Выраженные симптомы появляются, когда опухоль...
Как мы говорим и как мы слушаем: общение можно сравнить с огромным зонтиком, под которым скрыто все...
Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов: Изучение оползневых явлений, оценка устойчивости склонов и проектирование противооползневых сооружений — актуальнейшие задачи, стоящие перед отечественными...
Дисциплины:
2017-09-26 | 431 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
Цель работы:Определение технологических показателей разработкиместорождения по методике ТатНИПИнефть.
Для осуществления расчета по методике ТатНИПИнефть необходима следующая последовательность:
I. Подготовка исходных геолого-физических данных: определение зональной неоднородности пласта.
Зональная неоднородность пласта определяется с помощью коэффициента вариации U 32 :
n | ||||
U 32= | n å Ki 2 | |||
i =1 | -1 | |||
æ n | ö2 | |||
çå Ki ÷ | ||||
è i =1 | ø , |
где n – общее число замеров продуктивности (деби а) скважин; Ki - продуктивность(дебит),соответствующая i -му замеру.
II. Расчет показателей разработки для условной залежи, характеризующейся геолого-физическими параметрами.
1. Общее число нагнетательных и добывающих скважин:
S
n 0 = SH ,
C
где Sн – площадь нефтеносности, м 2;
Sс –плотность сетки,м2/скв.
2. Соотношение добыв ющих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита определяется по фомуле:
m = aa +1 × m *,
где a - п казатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продук ивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);
m*- коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента воды) и нефти в пластовых условиях.
æ | 0,02 | ö | ||||||
ç | 0,3 | ÷ | ||||||
a = | × ç | - | ÷ | |||||
U 3 | è | U 3 | ø , | |||||
m *= mН ×[1-1,5×(1- К 2)]
mВ .
Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном
|
соотношении добывающих и нагнетательных скважин m =1,2× m , т.е.
полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.
3. Определение относительного коэффициента продуктивности скважин,
выбираемых под нагнетание воды, n:
n = | a +1 | |||
a +1- | m | |||
m +1. | ||||
4 Определение функции относительной производительности скважин (j):
j = | × | ||||||||
æ | ö | m +1 | |||||||
ç | + | ÷ | |||||||
ç | ÷ | . | |||||||
è n × m * | 1+ m - n ø |
5. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех с в жин (n0) и осуществлении необходимых технических мероприятий) вс й рассматриваемой нефтяной залежи (q 0):
q 0=365× xэ × Kср × n 0× D p × j ,
где ξэ – коэффициент эксплуатации;
т
Kср –средний коэффициент продуктивности, сут × Па;
D p –принимаемый перепад давлен я между забоями нагнетательных идобывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.
III. Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.
1. Подвижные запасы нефти (Qп)
QП = Qб × K 1× K 2,
где Q б – балансовые запасы нефти;
К 1–коэффицие т сетки,показывающий долю дренируемого объема нефтяныхпластов при дан й сетке скважин:
K 1=1- a × S ,
где a - пос оянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5;
S –площадь,приходящаяся на одну скважину, км2;
К2 –коэффициент вытеснения,показывающий долю отбора дренируемыхзапасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.
|
2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью
коэффициента U p 2, находится с учетом послойной неоднородности U 12, наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности
продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:
U p 2= U 12+(U 12+1)× | (U 32 | +1) | × | 2,2 | |||
æ | ö | m +1 | |||||
ç | U 3 | ÷ | |||||
ç | +1÷ | , | |||||
è | ø |
Uз2 определяют с помощью фактических данных исследования скважин наприток (по данным дебитометрии).
3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
B = (1 - B 2) B ×2 m 0 + B 2 ,
где
m0 = 1 2 × (1+ m *)× r * ;
r = rв
* rн ;
В2 –предельная массовая доля воды(предельная обводненность),частопринимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненн сти);
m0 – коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента нефтиr* – соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.
4. Коэффициент использован я подвижных запасов нефти (К з) при
данной послойной неоднородности пласта (U p 2) и предельной доле агента (В)
КЗ = КНЗ | + (ККЗ - КНЗ) × B | ||||||
где | , | ||||||
K НЗ = | |||||||
1,2 | + 4,2 × U p 2 | ; | |||||
K КЗ = | |||||||
0,95 | + 0,25 × U p 2 | . | |||||
5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения
F = KНЗ +(KКЗ - KНЗ)×ln1-1 B .
6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QF0) и нефти (Q0) находятся из следующих формул:
QF 0= QП × F ,
Q 0 = QП × K З .
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO 2) в поверхностных условиях будут равными:
QFo 2= Q 0+(Q Fo - Q 0)× m 0.
7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости
Bср =1- Q 0
QF 02,
а нефтеотдача пластов
Q
K HO = Q 0 = K 1 K 2 KЗ .
б
Расчет динамики дебитов нефти и воды. Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи. Нефтяная залежь с общим числом скважин n 0 разбурив ется и вводится в
разработку равномерным темпом.
|
На первой стадии за счет ввода новых скважин н пр рывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разраба ыва ся с минимальным амплитудным дебитом.
На следующей (второй) стадии текущ й деб т нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного уве чения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.
Третья стадии разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.
1. На первой стадии текущий дебит нефти определяется по
формуле:
q 0 | é Q | )ù | |||||||||||||||
q | t | = | Q 0 | × | × | nt 0 | -(q + q | +... + q | |||||||||
q 0 | ê | t -1ú | |||||||||||||||
1 + | × | ë | n 0 | û | |||||||||||||
Q 0 | , | ||||||||||||||||
где t – годы,
n t0–число действующих скважин в t- м году;
nt 0= n 2 tб +å n (t -1) б ;
n tб–число пробуренных скважин в t- м году;
å n (t -1) б – общее число пробуренных скважин до t- го года. Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:
q 0 | é Q | )ù. | ||||||||||||||||||||
q | tF | = | QF 0 | F 0 | × | nt 0 | -(q | F 1 | + q | F 2 | +... + q | |||||||||||
q 0 | ê | n 0 | F (t -1)ú | |||||||||||||||||||
1 + | × | ë | û | |||||||||||||||||||
QF 0 | ||||||||||||||||||||||
Массовый | текущий | дебит | жидкости | в поверхностных условиях | ||||||||||||||||||
определяется по формуле:
qtF 2= qt +(q tF - qt )× m 0.
2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи q t и расчеты проводятся по следующим формулам:
|
текущий амплитудный дебит (при q t0 £ q м0):
qt 0= qt × | Q 0 | |||||||||||
æ | ö | |||||||||||
Q | - ç q | + K + q | + | × q | ÷ | |||||||
è | t -1 | t ø, |
расчетный текущий дебит жидкости:
qt 0 | |||||||
qtF = | QF 0 | ×[ QF 0-(q 1 F +...+ q (t -1) F )] | |||||
q | |||||||
1 + | × | ||||||
QF 0 | , | ||||||
массовый текущий дебит жидкости:
qtF 2= qt +(q tF - qt )× m 0.
3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных
условиях, создавшихся в конце второй стад расчет ведется по формулам
nt 0
первой стадии при n 0 Обводнённость
= 1
.
продукции определяется по формуле:
æ | q | ö | ||||||||
B = ç1- | t | ÷ | ×100% | |||||||
t | ç | qt F 2 | ÷ | . | ||||||
è | ø | |||||||||
Коэффициент нефтеизвлечения определяется по формуле: | ||||||||||
t | ||||||||||
å(qt) i | ||||||||||
h | t | = | i =1 | |||||||
Qбал , | ||||||||||
t | ||||||||||
где | å(qt) i | - суммарная добыча нефти к i-тому моменту времени; | ||||||||
i =1 |
Qбал -балансовые запасы нефти.
Задача 20 –Исходные данные для расчёта приведены в таблице.Таблица – Данные для произведения расчетов
Исходные данные | Величина | ||||||
Балансовые запасы нефти Qб, млн.т. | 125,6 | ||||||
Площадь нефтеносности, Sн, км2 | |||||||
m | 0,73 | ||||||
Средний коэффициент продуктивности Кср, сут × | Па | ||||||
Зональная неоднородность U 32 | 1,32 | ||||||
Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых | |||||||
условиях | 4,2 | ||||||
mн/mв | |||||||
Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых | |||||||
условиях | 1,35 | ||||||
r *= | rв | ||||||
rн | |||||||
Коэффициент вытеснения нефти водой К2 | 0,429 | ||||||
Коэффициент эксплуатации скважин xэ | 0,85 | ||||||
Плотность сетки скважин, Sc, км2/скв. | 0,175 | ||||||
Принимаемый перепад давления между забоями | |||||||
нагнетательных и добывающ х скважин, ∆P, МПа | |||||||
|
|
|
Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...
Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой...
История развития пистолетов-пулеметов: Предпосылкой для возникновения пистолетов-пулеметов послужила давняя тенденция тяготения винтовок...
Историки об Елизавете Петровне: Елизавета попала между двумя встречными культурными течениями, воспитывалась среди новых европейских веяний и преданий...
© cyberpedia.su 2017-2024 - 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. Мы поможем в написании вашей работы!