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

• Название: 1. Определение давления на контуре питания круговой залежи при упругом режиме (тема 1)
• Анкор: Разработка
• Дата: 04.09.2020
• Размер: 288.63 Kb.
• Имя файла: Разработка 19.docx
• Тип: Закон; #136750
• страница: 2 из 3

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

Имеется нефтяное месторождение, начальное давление в котором равно давлению насыщения Р_нас. Площадь нефтеносности равна S, толщина пласта - h, пористость - m, насыщенность связанной водой – s_св, 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 – ρ_н, плотность дегазированной нефти – ρ_дег, вязкость нефти в пластовых условиях – μ_н, вязкость дегазированной нефти – μ_дег, начальный газовый фактор – Г_о, объемный коэффициент нефти при начальном пластовом давлении –b_нач, вязкость газа – μ_г 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, p_заб=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, м3/м3	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. 
   К_н=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

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

Имеется нефтяное месторождение с газовой шапкой, начальное давление в котором равно давлению насыщения Р_нас. Начальный объем нефтенасыщенной части пласта – V_н, объем газовой шапки – V_г. Пористость

– m, насыщенность связанной водой – s_св. Месторождение литологически и тектонически экранировано, краевая и подошвенная вода отсутствует. Продолжительность периода нарастающих отборов нефти - Т_нар, 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:

Q_н=α·tпри0≤t≤Т_нари

Q_н=α·Т_нар приТ_нар<t≤Т_кон,

где α=const – темп роста годовых отборов (в процентах от балансовых

запасов нефти);

Т_кон – год окончания расчетного периода.

Суммарная добыча газа из месторождения (свободного и

растворенного) изменяется по закону:

Qг=β·tпри0≤t≤Т_кон,

где β=const – темп роста годовых отборов (в процентах от балансовых

запасов газа).

Свойства нефти и газа: объемный коэффициент нефти в начальном состоянии –b_н; плотность дегазированной нефти – ρ_дег; плотность растворенного газа и газа газовой шапки в стандартных условиях- ρ_го; кажущаяся плотность газа – ρ_гк; коэффициент растворимости – α_раст.

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

N_о1 = α ⋅ N_o2 ⋅ P_нас

1. 
   Определяется масса свободного газа в газовой шапке
   

L_o =

2. 
   Рассчитывается объем месторождения
   

3. 
   Составляется таблица, где столбцами являются текущие массы нефти и газа в пласте
   

4. 
   Рассчитать по годам разработки изменение коэффициентов a, b и с.