Главная страница
Навигация по странице:

  • Сетка

  • Расчет

  • Разработка. Разработка 19. 1. Определение давления на контуре питания круговой залежи при упругом режиме (тема 1)


    Скачать 288.63 Kb.
    Название1. Определение давления на контуре питания круговой залежи при упругом режиме (тема 1)
    АнкорРазработка
    Дата04.09.2020
    Размер288.63 Kb.
    Формат файлаdocx
    Имя файлаРазработка 19.docx
    ТипЗакон
    #136750
    страница2 из 3
    1   2   3

    4. Расчет показателей разработки при режиме растворенного газа (тема №4)

    Имеется нефтяное месторождение, начальное давление в котором равно давлению насыщения Рнас. Площадь нефтеносности равна S, толщина пласта - h, пористость - m, насыщенность связанной водой – sсв, абсолютная проницаемость - k. Месторождение разбуривается по равномерной сетке скважин и вводится в эксплуатацию в течение t лет. Считаются известными или плотность сетки или расстояние между скважинами (в зависимости от варианта).

    Свойства нефти и газа: плотность нефти в пластовых условиях – ρн, плотность дегазированной нефти – ρдег, вязкость нефти в пластовых условиях – μн, вязкость дегазированной нефти – μдег, начальный газовый фактор – Го, объемный коэффициент нефти при начальном пластовом давлении –bнач, вязкость газа – μг радиус скважины 0,05м. Зависимости вязкости нефти, эффективного газового фактора и объемного коэффициента от давления принять линейными.

    Скважина работает при заданном технологическом режиме (q=const, pзаб=const, Δp=const).

    Рассчитать динамику таких показателей разработки месторождения: пластовое давление; среднюю нефтенасыщенность пласта; годовой отбор нефти; газовый фактор; забойное давление; дебит скважины; нефтеотдачу; газоотдачу; продолжительность разработки.

    Исходные данные по вариантам представлены в таблице 4.

    Сетка скважин

    Рнас, МПа

    S, км2

    h, м

    m, %

    sсв, %

    k, мкм2

    ρн, кг/м3

    ρдег, кг/м3

    µн, мПа*с

    4-

    точечная

    13,4

    29,8

    17,0

    18,6

    18,0

    0,110

    812

    885

    1,5



    µдег, мПа*с

    Го, м33

    bннач

    µг, мПа*с

    Pзаб, МПа

    p, МПа

    q, т/сут

    Плотность сетки, га/скв

    Расстояние между скважинами, м

    6,5

    32

    1,1

    0,014







    15




    700




    1. Кн=0,66

    2. Для заданного расположения скважин определить условный радиус контура питания единичной скважины



    3). Рекомендуется использовать следующие формулы.














    Нефтеотдача может определятся по формуле







    Газоотдача может определятся по формуле




    1. Расчет показателей разработки нефтегазовогоместорождения методом материальногобаланса (тема №5)

    Имеется нефтяное месторождение с газовой шапкой, начальное давление в котором равно давлению насыщения Рнас. Начальный объем нефтенасыщенной части пласта Vн, объем газовой шапки Vг. Пористость

    m, насыщенность связанной водой sсв. Месторождение литологически и тектонически экранировано, краевая и подошвенная вода отсутствует. Продолжительность периода нарастающих отборов нефти - Тнар, после чего поддерживаются постоянные годовые отборы нефти.

    Исходные данные по вариантам представлены в таблице:

    Показатель

    4

    Рнас, МПа

    13,4

    Vн, 106 м3

    60,5

    Vг, 106 м3

    62,2

    M, %

    18,6

    sсв, %

    18,0

    Тнар, годы

    8

    Ткон, годы

    15

    α, %НБЗ/год2

    0,34

    β, %НБЗ/год2

    0,41

    bн

    1,06

    Ρдег, кг/м3

    885

    ρго, кг/м3

    0,74

    αраст, кг/(кг/МПа)

    0,012


    Динамика годовых отборов нефти представлена следующими выражениями:

    Qн=α·tпри0tТнари

    Qн=α·Тнар приТнар<tТкон,

    где α=const темп роста годовых отборов процентах от балансовых

    запасов нефти);

    Ткон год окончания расчетного периода.

    Суммарная добыча газа из месторождения (свободного и

    растворенного) изменяется по закону:

    Qг=β·tпри0tТкон,

    где β=const темп роста годовых отборов процентах от балансовых

    запасов газа).

    Свойства нефти и газа: объемный коэффициент нефти в начальном состоянии bн; плотность дегазированной нефти ρдег; плотность растворенного газа и газа газовой шапки в стандартных условиях- ρго; кажущаяся плотность газа ρгк; коэффициент растворимости αраст.

    Газ считается идеальным, уравнение состояния используется в виде



    где φ=

    Рассчитать изменение во времени нефтеотдачи ηн, газоотдачи ηг,

    пластового давления Р(t) и объема газовой шапки Vгш (t).

    1. Определяется полная масса дегазированной нефти в пласте



    2) Определяется масса газа, растворенного в нефти

    Nо1 = α No2 Pнас

    1. Определяется масса свободного газа в газовой шапке

    Lo =

    1. Рассчитывается объем месторождения



    1. Составляется таблица, где столбцами являются текущие массы нефти и газа в пласте





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

    1   2   3


    написать администратору сайта