Расчет показателей нефтяной залежи, осуществляемой при жестком водонапорном режиме

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Введение

Определение основных технико-экономических показателей является главной задачей проектирования или анализа разработки нефтяного и газового месторождения.

Количественная оценка различных вариантов разработки месторождения позволяет выбрать наиболее эффективный вариант, обеспечивающий максимальное извлечение углеводородов из недр пласта при заданном уровне отбора и относительно низких капитальных затратах, обуславливающих приемистую себестоимость продукции.

Как известно, объем технологических, гидродинамических и экономических расчетов по оценке основных показателей разработки месторождения исключительно велик, а аналитический расчет весьма трудоемок. Поэтому в настоящее время наиболее трудоемкая часть технико-экономических расчетов выполняется на электрических счетных модулях и ЭВМ. В рассматриваемой ниже комплексной задаче требуется определить ряд основных показателей, характеризующих процесс разработки гипотетической нефтяной залежи, осуществляемой при жестком водонапорном режиме, для сокращения объемов задача ставится в упрощенном виде. Так определение количества эксплуатационных скважин рассчитывается не по графикам Крылова, а более упрощенно по величине запасов, приходящихся на одну скважину. Исключается также определение ряда технологических и всех экономических показателей.

1. Постановка задачи

В результате оконтуривания залежи, исследование керна и анализа проб пластовых и поверхностных нефтей было установлено, что залежь в пределах контура нефтеносности имеет длину 10 км и ширину 2 км. Площадь залежи в пределах внешнего контура нефтеносности 20 км2, средняя эффективная нефтенасыщенная мощность пласта h=10 м, пористость m=0,18, конечный коэффициент нефтеотдачи kотд=0,3, коэффициент нефтенасыщенности kн=0.85, удельный вес пластовой нефти =0,865, вязкость нефти в пластовых условиях 4 сП, вязкость пластовых вод 1,5 сП. Количество эксплуатируемых скважин, подлежащих размещению на залежи, было ориентировочно определено из расчета 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 скважины Lк=10 км, от начального контура нефтеносности до первого ряда скважин L=1000 м, от первого до второго ряда и от второго до третьего ряда скважин расстояниями L= L2= L3=500 м. Расстояния между скважинами 2=500 м. (рис. 1). Пробуренные скважины имеют внутренний диаметр dс=20 см. Приведенный радиус, учитывающий гидродинамическое несовершенство скважины rпр=10-9 м. Давление на контуре питания Pк=170 атм., забойное давление в скважинах Pзаб=70 атм., начальное пластовое давление Pнач=180 атм., коэффициент сжимаемости пористой средыс=10-5 . Разработка залежи ведется при жестком водонапорном режиме.

Табл. 1. Результаты исследования разведочной скважины, находящейся в пробной эксплуатации, методом восстановления давления: Q = 45

1. Определить:

а) балансовые и извлекаемые запасы нефти.

б) количества эксплуатационных скважин.

в) проницаемость, пьезопроводность и гидропроводность пласта.

2. Произвести схематизацию залежи для проведения гидравлического разрыва.

3. Определить суммарный дебит скважины каждого ряда, соотношение дебитов рядов скважин и дебит, приходящийся на одну скважину в каждом ряду при совместной работе трех рядов с учетом и без учета гидравлического несовершенства скважин.

4. Определить:

а) время первого и последующих этапов разработки, при условиях, что средняя за этап обводненность составит: 25%, 50%, 75%. Q = const.

б) изменение давления на стенке укрепленной скважины по формуле бесконечного пласта на каждом этапе разработки залежи, при условии, мощность и проницаемость плата законтурной и нефтеносной областях равны.

в) количество нефти, добытое за счет упругой энергии породы и жидкости.

2. Определение балансовых и извлекаемых запасов нефти

Расчет запасов производится объемным методом по формуле:

,

Qб - балансовые запасы нефти, т;

F - площадь залежи в приделах внешнего контура нефтеносности, м2;

H - эффективная нефтенасыщенная мощность продуктивного пласта м;

M - пористость;

kн - коэффициент нефтенасыщенности;

- удельный вес разгазированной нефти, т/м3;

- пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные;

;

;

;

Qн - извлекаемые запасы нефти;

Kотд - коэффициент нефтеотдачи;

3. Определение количества скважин, необходимых для разработки залежи

Определим количество скважин необходимое для разработки залежи:

Qскв - количество извлекаемых запасов, приходящееся на одну эксплуатационную скважину.

4. Схематизация залежи

Так как отношение малой оси месторождения а к большой б меньше 1/3 т.е.

,

Количество скважин в каждом ряду:

скв.

Определяем запасы нефти заключенные между рядами:

а) между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин:

млн. т.

б) между первым и вторым рядом скважин:

млн. т.

в) поскольку площадь нефтеносности между первым и вторым рядами скважины равна площади нефтеносности между вторым и третьим рядом, следовательно, и извлекаемые запасы будут одинаковые:

млн. т.

5. Определение проницаемости, пьезопроводности и гидропроводности пласта

Выбрав на прямолинейном участке кривой две каких либо точки, определим проницаемость по формуле:

,

;

При известной проницаемости можно определить пьезопроводность пласта и гидропроводность:

;

6. Определение суммарного дебита скважин каждого ряда, соотношение дебитов рядов и дебита, приходящегося на одну скважину, при совместной работе трех скважин на первом, втором и третьем этапах разработки.

Определим приведенный контур питания L0 по формуле:

;

;

Составим систему уравнений:

;

Рассчитаем параметр:

;

Из третьего уравнения определяем значение Q2:

;

Из второго уравнения:

;

Подставив значения Q2 и Q1 выраженные через Q3, в первом уравнении рассчитываем численное значение Q3:

;

;

Откуда:

;

;

;

Суммарный дебит 3-х рядов:

.

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

;

;

;

.

7. Определение средних дебитов рядов на втором и третьем этапах разработки

При определении приведенного контура питания на втором этапе разработки в формулу приведенного контура питания вместо значения следует подставить значение , м, вместо , м, тогда:

скважина нефтеразработка пьезопроводность

;

;

Составим систему двух уравнений:

;

Из второго уравнения получаем:

;

Определим из первого уравнения Q3:

;

;

Откуда:

; ;

.

Определяем процентное соотношение дебитов рядов, приняв дебит второго ряда за 100%:

;

Рассчитываем дебит одной скважины в каждом ряду:

;

.

На третьем этапе разработки приведенный контур питания составит:

;

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

;

;

Дебит одной скважины в ряду на третьем этапе:

.

8. Определение времени разработки залежи на каждом этапе и общего фона разработки

Время разработки залежи на каждом этапе:

;

;

.

Общий срок разработки залежи:

9. Определение изменения пластового давления на стенке укрупненной скважины на различных этапах разработки

Определим радиус укрупненной скважины:

;

Для первого этапа расчет ведем по формуле:

Для второго этапа:

Для третьего этапа:

10. Определение отбора нефти за счет упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащего коллектора

Определим отбор нефти за счет упругих свойств пластовых жидкостей и нефтесодержащего коллектора по формуле:

.

Отбор нефти за счет упругих сил в процентах от общих извлекаемых запасов по формуле:

Литература

1. Крылов А.П., Бенам П.М. и др. Проектирование разработки нефтяных месторождений. М., «Государственное научно-техническое издательство нефтяной и горнотопливной литературы», 1962.

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

3. Щелкачев В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., «Гостоптехиздат», 1959.

4. Гиматудинев М.К. Справочная книга по добычи нефти. М., «Недра», 1974.

Размещено на Allbest.ru