СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

МИНОБРНАУКИ РОССИИ

L t1UKDXHTtVBSKC5JzEtJzMnPS7VVqkwtVrK34+UCAAAA//8DAFBLAwQUAAYACAAAACEAnA7sjMMA AADbAAAADwAAAGRycy9kb3ducmV2LnhtbESPQYvCMBSE7wv+h/CEvSyaKuJKNYqI7nrwovYHPJpn W2xeahPbur/eCMIeh5n5hlmsOlOKhmpXWFYwGkYgiFOrC84UJOfdYAbCeWSNpWVS8CAHq2XvY4Gx ti0fqTn5TAQIuxgV5N5XsZQuzcmgG9qKOHgXWxv0QdaZ1DW2AW5KOY6iqTRYcFjIsaJNTun1dDcK ymQ7+jm2s1v0+NIu+fs9NM4elPrsd+s5CE+d/w+/23ut4HsCry/hB8jlEwAA//8DAFBLAQItABQA BgAIAAAAIQDw94q7/QAAAOIBAAATAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAAABbQ29udGVudF9UeXBlc10ueG1s UEsBAi0AFAAGAAgAAAAhADHdX2HSAAAAjwEAAAsAAAAAAAAAAAAAAAAALgEAAF9yZWxzLy5yZWxz UEsBAi0AFAAGAAgAAAAhADMvBZ5BAAAAOQAAABAAAAAAAAAAAAAAAAAAKQIAAGRycy9zaGFwZXht bC54bWxQSwECLQAUAAYACAAAACEAnA7sjMMAAADbAAAADwAAAAAAAAAAAAAAAACYAgAAZHJzL2Rv d25yZXYueG1sUEsFBgAAAAAEAAQA9QAAAIgDAAAAAA== " stroked="f"/>

Федеральное государственное бюджетное образовательное

Учреждение высшего профессионального образования

«Самарский государственный технический университет»

(ФГБОУ ВПО «СамГТУ»)

 

Нефтетехнологический факультет

К а ф е д р а «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

По дисциплине «Проектирование, анализ разработки и обустройство УВ месторождений»

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НЕКОТОРЫХ ОСНОВНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЖЁСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Вариант №3

 

 

Выполнил: студент Абрамов С.Е. 4 курс группа 3Г

 

Проверил: преподаватель Хромых Л.Н.

 

Оценка:________________ «____»_____________2016г.

 

Самара 2016

 

I задание

Условие задачи

В результате оконтуривания залежи, исследований керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было установлено, что залежь в пределах внешнего контура нефтеносности имеет длину 10 км и ширину 2 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км² , средняя эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта h = 10 м, пористость m = 18 %, конечный коэффициент нефтеотдачи К_отд. = 0,30, коэффициент нефтенасыщенности К_н = 0,85, удельный вес поверхностной разгазированной нефти γ_н = 0,865, удельный вес пластовой нефти γ _пл= 0,720, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовой воды 1,5 сП. Количество эксплуатационных скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчёта 118 тыс.т извлекаемых запасов на одну скважину.

С северной стороны залежи имеется экран, т.е. питание залежи одностороннее. Скважины на залежи размещены линейными рядами с расстоянием от контура питания до первого ряда скважин L_к = 10 км, от начального контура нефтеносности до 1 ряда скважин L_н = 1000 м, от 1 до 2 ряда и от 2 до 3 ряда скважин расстояние L=L₂=L₃=500 м. Расстояние между скважинами 2σ = 500 м. Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр d_c = 20 см. Приведённый радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважин, r_пр = 10^{-4 м}. Давление на контуре питания Р_к = 170 атм, забойное давление в скважинах Р_заб = 70 атм, начальное пластовое давление Р_нач = 180 атм, коэффициент сжимаемости пористой среды β_с = 10^-5 1/атм, коэффициент сжимаемости жидкости β_ж = 4,5·10^-5 1/атм. Разработка залежи ведётся при жёстком водонапорном режиме. Дебит скважины- 30 м3/сут Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления приведены в табл. 1.

t1-7 мин ΔP1-3,4 МПа

t2-120 мин ΔP2-5,9 МПа

t3-450 мин ΔP3-6,7 МПа

t4-1660мин ΔP4-7,5 МПа

1. Определить:

- балансовые и извлекаемые запасы нефти;

- количество эксплуатационных скважин, необходимое для разработки залежи;

- проницаемость ,

- пьезопроводность ,

- гидропроводность продуктивного пласта.

2. Произвести схематизацию залежи для проведения гидродинамических расчётов.

3. Определить:

- суммарный дебит скважин каждого ряда,

- соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трёх рядов, с учётом и без учёта гидродинамического несовершенства скважин;

- время первого и последующих этапов разработки при условии, что средняя за этап обводнённость продукции составит:

на первом этапе: – 25 %;

на втором этапе – 50 %;

на третьем этапе – 75 %;

а дебит скважин по жидкости сохраняется постоянным во времени в течение каждого этапа;

- изменения давления на стенке укрупнённой скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи при условии, что мощность и проницаемость пласта в законтурной и нефтеносной областях равны;

- количество нефти, добытое за счёт упругой энергии, породы и жидкости.

 

Решение

1. Определим балансовые и извлекаемые запасы нефти в целом по залежи.

Расчёт запасов производится объёмным методом по формулам (1) и (2):

(1)

(2)

;

.

где:

Q_бал – балансовые запасы нефти, т;

F - площадь нефтеносности залежи, м²;

h - эффективная нефтенасыщенная толщина залежи, м;

m - коэффициент пористости, д.ед.;

α - коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.;

ρ_{пов.н .} - плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³;

θ - переводной коэффициент, учитывающий усадку нефти 1/ β;

β - объёмный коэффициент;

К_отд. – коэффициент нефтеотдачи.

Q_изв – извлекаемые запасы нефти, т;

11

Здесь ;

;

2. Определим количество скважин, необходимое для разработки залежи:

.

Q_скв – количество извлекаемых запасов, приходящихся на одну эксплуатационную скважину.

3. Произведём схематизацию залежи.

Так как (по условию) отношение малой оси месторождения (а) к большой (в) менее , т. е. , то естественную залежь следует схематизировать в виде полосообразной залежи. При этом основные геометрические характеристики залежи сохраняются такими же, как на естественной залежи.

– расстояние от контура питания до первого ряда скважин, ; – расстояние от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин, ; – расстояние от первого ряда скважин до второго и от второго до третьего, ; – расстояние между скважинами в рядах, .

 

Зная геометрические характеристики схематизированной полосовой залежи, найдём количество скважин в каждом ряду

,

где: N – общее количество скважин на залежи;

n – количество скважин в одном ряду;

С – количество рядов скважин, размещенных на залежи.

Определим извлекаемые запасы нефти, заключённые между рядами:

а) между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин (здесь площадь нефтеносности )

;

б) между первым и вторым рядом скважин

;

в) поскольку площадь нефтеносности между первым и вторым рядом скважин равна площади нефтеносности между вторым и третьим рядом, следовательно, и извлекаемые запасы будут одинаковы:

.

4. Определим проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.

Для определения проницаемости построим график зависимости по результатам исследования разведочной скважины (рис. 3):

; ;

; ;

; ;

; .

 

 

α

А

lgti+1

ΔP

ΔPi+1

lgti

lgt

ΔPi

 

 

Рис. 3- Кривая восстановления давления в скважине после её остановки

 

13

Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких-либо точки, определим проницаемость по формуле (3):

где:

Q – дебит жидкости, м³/сут;

h – эффективная нефтенасыщенная мощность пласта, см;

t – время, с;

– прирост давления за время t, атм.

По известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта и гидропроводность .

,

5. Определим суммарный дебит скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебит, приходящийся на 1 скважину, при совместной работе трёх рядов с учётом гидродинамического несовершенства скважин на I, II и III этапах разработки.

На I этапе расчёт следует начинать с определения приведённого контура питания L₀ по формуле:

.

Затем можно рассчитать дебит каждого эксплуатационного ряда, составив предварительно схему уравнений интерференции для условий, когда

1) ;

2) ;

3) .

Для удобства расчётов найдём сначала параметр

.

Из третьего уравнения определяем значение Q ₂

 

из второго уравнения

Подставляя значения и , выраженные через , в первое уравнение, а также выражая левую часть первого уравнения в м³/сут, рассчитаем численное значение :

;

По найденному численному значению определяются численные значения дебитов второго и третьего ряда при совместной работе трёх рядов скважин на залежи:

15

;

,

а затем суммарный дебит трёх рядов

.

Далее определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит первого ряда за 100% и дебит одной скважины в каждом ряду:

;

;

;

;

.

6. Аналогичным образом определяются средние дебиты рядов на II и III этапе разработки. При определении приведённого контура питания на 2 этапе разработки в формулу приведённого контура питания вместо значения следует подставить значение ,

вместо подставить , тогда

Составим уравнение интерференции при одновременной работе двух рядов скважин и :

1) ;

2) .

Из 2-го уравнения получим:

.

Подставляя найденное значение Q ₂ в первое уравнение, определим численное значение Q ₃:

;

,

а затем численное значение :

Определим суммарный дебит двух рядов и процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит 2-го ряда за 100%:

Затем рассчитаем дебит одной скважины в каждом ряду:

; ;

На третьем этапе разработки приведённый контур питания составит:

17

Уравнение интерференции при работе одного третьего ряда и его дебит рассчитываем так:

;

;

.

Дебит одной скважины в ряду на III этапе

 

,

7. Определим время разработки залежи на каждом этапе по формуле (6) и общий срок разработки.

На I этапе разработки

На II этапе

.

На III этапе

Общий срок разработки залежи составит

8. Определим изменение пластового давления на стенке укрупнённой скважины на различных этапах разработки. С этой целью определим сначала радиус укрупнённой скважины

.

Для I этапа расчёт ведётся по формуле

 

для II этапа

19

;

 

для III этапа

9. Определим отбор нефти за счёт упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащего коллектора по формуле

,

а затем отбор нефти за счёт упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:

Вывод: Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме. Балансовые запасы нефти составляют 22млн.т,начальные извлекаемые запасы-6,6 млн.т нефти. Проницаемость пласта-0,180Д.

Количество скважин, необходимое для разработки залежи 56, добыча нефти поделена на три ряда, по 19 скважин в 1,2,3 ряду.

На первом этапе суммарный дебит скважин составил 839 м3/сут, контур питания 4062,5м. Пластовое давление-149,39атм. Срок разработки 19,9 лет.

На втором этапе суммарный дебит -770 м3/сут.; контур питания 4406,25м.

Срок разработки 16,3 лет и пластовое давление-148,76 атм.

На третьем этапе суммарный дебит скважин- 666,7м3/сут. и дебит одной скважины-35м3/сут.

Контур питания 4750м, пластовое давление-153,8 атм.Срок разработки третьего этапа -37,6лет.

Общий срок разработки залежи составил 73,8 лет. За счет упругих свойств пластовой жидкости было отобрано 50723,6 т, что составлет 0,78% от общих извлекаемых запасов. Наиболее эффективен первый этап разработки т.к на данном этапе обводненность продукции минимальна (25%),а суммарный дебит всех 56 скважин-839м3/сут при пластовом давлении 149,39 атм.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Крылов А.П., Белаш П.М. и др. Проектирование разработки месторождений. М., Гос. научно-техн. изд-во нефтяной и горнотопливной литературы, 1962.

2. Крылов А.П., Белаш П.М. и др. Теоретические основы и проектирование разработки нефтяных месторождений. М., 1959.

3. Говорова Г.Л. Сборник задач по разработке нефтяных и газовых месторождений. М., Гостоптехиздат, 1959.

4. Щелкачёв В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959.

5. Евграфов Н.А., Спорышев В.С. Расчёт давления на стенке укрупнённой скважины. Куйбышев, КПтИ, 1971.

6. Янке Е. и Эмде Ф. Таблицы функций. М., Гостоптехиздат, 1918.

7. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М., «Недра», 1974.

8. Евграфов Н.А., Головина Ю.А. Методические указания к определению некоторых основных показателей разработки нефтяного месторождения при жестком водонапорном режиме, Самара 1979 г.