Практика по разработке НГ месторождений. 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4

• Название: 1. определение показателей разработки залежей при упругом режиме 4
• Дата: 27.10.2022
• Размер: 2.71 Mb.
• Имя файла: Практика по разработке НГ месторождений.docx
• Тип: Закон; #757370
• страница: 1 из 11

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 3

1.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ 4

1.1.Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы 4

1.2.Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта 6

1.3.Определение изменения давления в пласте при упругом режиме 8

2.ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ 14

3.РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ВЫТЕС НЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ 18

3.1.Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи, работающей в условиях естественного водонапорного режима 18

3.2.Определение дебитов скважин в прямоугольном участке залежп, работающей в условиях естественного водонапорного режима 19

3.3.Расчет распределения давления в круговой залежи при естественном водонапорном режиме 22

3.4.Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи при однорядной схеме внутриконтурного заводнения 25

3.5.Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи при однорядной схеме внутриконтурного заводнения с применением вертикальных и горизонтальных скважин 29

3.6.Определение давлений на забоях скважин в элементе семиточечной схемы расположения скважин при внутриконтурном площадном заводнении 33

3.7.Сравнение геометрических параметров элементов семиточечной и пятиточечной схем при одинаковой приемистости нагнетательных скважин 36

3.8.Расчет технологических показателен разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта п поршневого вытеснения нефти водой 39

3.9.Определение технологических показателен разработки круговой нефтяной залежи при законтурном н внутриконтурном сводовом кольцевом заводнении 44

3.10.Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин 49

4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕС ТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ГАЗОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ 51

5.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ, РАБОТАЮЩЕЙ ПРИ РЕЖИМЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА 56

5.1.Определение показатели разработки залежи нефти при изменении давления на контуре питания скважины от давления насыщения до забойного давления. 56

5.2.Определение объема законтурной воды, поступившей в нефтяную залежь 62

6.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЗ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ 65

7.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 70

7.1.Определение условного предельного безгазового дебита нефти скважины 70

7.2.Определение начального предельного безгазово-безводного дебита нефти скважины 72

7.3.Определение интервала перфорации в скважине при заданном начальном предельном безгазово-безводном дебите нефти 74

8.РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ 77

8.1.Расчет основных показателен разработки нефтяной залежи методом создания внутрипластового движущегося очага горения 77

8.2.Расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта 81

8.3. Расчет тепловой обработки истощенного нефтяного пласта комбинированным методом 83

ВВЕДЕНИЕ

Студент, изучающий курс «Разработка нефтяных н газовых месторождений». помимо усвоения теоретических основ должен овладеть методиками и практическими навыками расчетов процессов извлечения нефти и газа из недр.

Известно, что теоретические знания, полученные студентами, быстрее становятся руководством к действию, если на их основе решаются задачи, даже не очень сложные. В данном практикуме, с учетом представлений о сущности процессов разработки нефтяных н газовых месторождений. приводятся методики решения задач, основанные на полученной в вузе математической подготовке.

Современное проектирование разработки нефтяных н газовых месторождений требует сложных расчетов с использованием лицензионных программных продуктов и мощных вычислительных средств. Однако. простейшие модели, лежащие в основе задач, рассмотренных в данном учебнике, позволяют быстро получить качественные результаты без использования длительных расчетов на основе более сложных моделей. Поэтому, прежде чем использовать гидродинамические симуляторы для построения геолого-технологических моделей месторождений, можно сделать оценку на основе простейших балансовых соотношений н упрощенных моделей, часть из которых рассмотрена в данном практикуме.

Практикум является учебным пособием по расчетной части курса «Разработка нефтяных и газовых месторождений». За основу были взяты хорошо известные издания [1-5]. В практикуме представлены как переработанные известные типовые, так и новые практические задания. Рассмотрены задачи по проектированию систем разработки нефтяных н газовых месторождений, построению моделей нефтяных пластов, разработке месторождений как на естественных природных режимах, так и с применением различных методов воздействия на пласт.

1. 
   ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ
   
   1. 
      Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы
      

Однородная по проницаемости и толщине пласта нефтяная залежь, ограниченная контуром нефтеносности и площадью F. окружена коль­цевой законтурной водонапорной областью с площадью . В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части за­лежи изменилось от начального пластового давления до давления на­сыщения. За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной части пласта уменьшилось на величину .

Определить нефтеотдачу, которую можно получить из залежи за счет упругих свойств среды внутри контура нефтеносности и в закон­турной части пласта. Исходные данные приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Таблица исходных данных

Наименование исходных параметров	Обозначение, размерность	Значение
		1	2
Площадь залежи в пределах контура нефтеносности	F, км2	12	11
Площадь кольцевой законтур­ной водонапорной области	км2	120	130
Толщина пласта внутри контура нефтеносности и в законтурной части	h, м	12	11
Проницаемость пород пласта в нефтеносной части н за конту­ром нефтеносности	k, м2
Вязкость нефти в пластовых ус­ловиях	, мПа∙с	1.63	1.63
Вязкость воды	. мПа∙с	1	1
Пористость породы	т	0.22	0.22
Начальный коэффициент водо­насыщенно ста нефтеносной часта пласта	S	0.2	0.2
Коэффициент сжимаемости пор в породе пласта	, 1/МПа
Коэффициент сжимаемости во­ды	β 1/МПа
В процессе разработки средневзвешенное давление внутри неф­теносной части залежи изменилось:
от начального пластового дав­ления	,МПа	18	20
до давления насыщения	, МПа	8	8
За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной час­ти пласта уменьшилось на ве­личину	, МПа	5	6
Объемный коэффициент нефти при начальном пластовом дав­лении		1.02	1.019
Объемный коэффициент нефти при давлении насыщения		1.026	1.027

РЕШЕНИЕ

1. 
   Коэффициент сжимаемости нефти определяется через начальный объем нефти в залежи и объем нефти при давлении насыщения (в итоге используем определение объемного коэффициента b):
   

(1.1)

2. 
   Коэффициент упругоемкости пласта (или сжимаемости пористой среды внутри контура нефтеносности) учитывает суммарную сжи­маемость насыщающих ее жидкостей - нефти с насыщенностью (1—S) и воды с насыщенностью S. а также сжимаемость породы [1]:
   

(1.2)

3. 
   Используя коэффициент и объем залежи , вычислим объем нефти, извлекаемый под действием упругих сил внутри контура нефтеносности F:
   

(1.3)

4. 
   Подсчитаем начальные запасы нефти в залежи:
   

(1.4)

5. 
   Вычислим нефтеотдачу, обусловленную действием только упругих сил внутри контура нефтеносности F:
   

(1.5)

6. 
   Падение давления в пределах контура нефтеносности F нарушит равновесие в пласте, поэтому часть воды под действием упругой энергии законтурной части пласта поступит в нефтеносную область. Коэффициент упругоемкости (сжимаемости) пористой среды в законтурной обводненной части пласта учитывает суммарную сжимаемость породы и насыщающей ее воды:
   

(1.6)

7. 
   Используя коэффициент найдем количество воды . которое поступит в нефтеносный контур F и вытеснит равную по объему нефть под действием упругих сил при изменении давления в законтурной части пласта :
   

(1.7)

8. 
   Вычисляется нефтеотдача, обусловленная суммарным действием упругих сил [2]:
   

(1.7)

2. 
   Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта
   

При разработке месторождения важно знать изменение давления во времени на условном контуре нефтеносности месторождения Ркон=Ркон(t) Оно позволяет прогнозировать перевод отдельных скважин с фонтанного на механизированные способы эксплуатации, а также определять время, когда пластовое давление снизится до давления насыщения. начнется разгазнрованне нефти в пласте н возникнет режим растворенного газа, а затем - газонапорный. Таким образом, важно знать, в течение какого периода времени допустимо разрабатывать нефтяное месторождение без воздействия на пласт при упругом режиме, не доводя до возникновения режимов растворенного газа и газонапорного [1].

Глубокозалегающее небольшое по размерам нефтяное месторождение. контур нефтеносности которого имеет форму, близкую к форме круга, окружено обширной водоносной областью, во много раз превосходящей по размеру месторождение. При разработке месторождения нефть будет вытесняться водой, поступающей из законтурной области, где реализуется упругий режим. Считается, что в пределах нефтяной залежи режим жестко водонапорный [2]. Исходные данные приведены в табл. 1.2.

Таблица 1.2

Таблица исходных параметров

Наименование исходных параметров	Обозначение, размерность	Значение
		1	2
Радиус контура нефтеносности	R, м	3000	3200
Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре неф­теносности	, МПа	20	22
Проницаемость пласта в законтур­ной водоносной области	k, м2
Вязкость воды	µ, Па-с
Коэффициент упругоемкости водо­носной области	Β, 1/Па
Толщина водоносного пласта	h, м	10	11
Продолжительность периода раз­буривания месторождения	годы	2	2.5
Время окончания стабилизации расхода поступающей из законтур­ной области воды	годы	4	4.5
Время истощения энергии упруго­сти законтурной водоносной облас­ти	годы	7	7.5
Темп нарастания расхода воды	α,

Количество воды , поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по закону, изображенному на (рис. 1.1).




Рис. 1.1. Количество поступившей в залежь законтурной воды

1) В период - разбуривания месторождения .

2) В период - -стабилизации отбора жидкости .

3) В период - падения отбора жидкости .