Курсовая разработка. Курсовая работа по курсу Разработки и проектирование нефтяных месторождений

• Название: Курсовая работа по курсу Разработки и проектирование нефтяных месторождений
• Дата: 20.02.2023
• Размер: 0.93 Mb.
• Имя файла: Курсовая разработка.docx
• Тип: Курсовая; #947616
• страница: 3 из 7

3.2 Метод М.М. Саттарова

Данный метод основан на теории поршневого вытеснения, учитывает объёмную неоднородность пластов.

Все пласты неоднородны по проницаемости. Если рассматривать проницаемость как случайную величину, то для расчёта процесса обводнения можно использовать теорию вероятности. Знать проницаемость в каждой точке, мы не имеем возможности, но мы можем найти закон распределения проницаемости по объёму пласта. Саттаров предложил заменить реальный пласт моделью, состоящей из трубок тока различной проницаемости. Изменение проницаемости трубок подчиняется закону распределения Саттарова. Проницаемость каждой трубки тока постоянны по её длине. Трубки отделены друг от друга перегородками бесконечно малой толщины, следовательно перетоков между трубками тока нет. Вытеснение поршневое, скорость вытеснения нефти водой пропорциональна проницаемости трубок тока.

Допустим, в какой-то момент времени t по какой-то трубке тока с проницаемостью К_m в скважину подошла вода. По всем трубкам, у которых К K_m поступает вода, у которых К<К_m поступает нефть.

Количество нефти и воды поступающей в момент времени t в галерею определяются по следующим формулам:
, (3.1)

, (3.2)
где К_Н и К_В – средние абсолютные проницаемости трубок тока, по которым поступает нефть или вода.

Количество жидкости определим как сумму нефти и воды:
q_Ж=q_Н+q_В, (3.3)
Долю нефти найдём как отношение количества нефти к количеству жидкости:

f_н=q_н/q_ж, (3.4)

Подставив значения, в конечном итоге получим:

, (3.5)
где – подвижность воды.

Зная долю нефти, мы можем найти долю воды:
, (3.6)
Средняя проницаемость трубок тока, по которым поступает вода в данный момент времени изменяется от бесконечности до К_m, по которым поступает нефть средняя проницаемость изменяется от К_m до 0. Проницаемости трубок тока как нефтяной так и обводнённой части изменяются согласно закону Саттарова:
(3.7)

, (3.8)

, (3.9)

Подставив 3.7 в 3.8 и 3.9 и интегрируя полученные выражения по частям, получим:

, (3.10)

где ,

(3.11)
Таким образом, мы можем вычислить для любого значения проницаемости количество поступающей нефти и воды, а следовательно долю нефти и воды в добываемой продукции.

В дальнейшем необходимо увязать обводнённость продукции со временем, найти связь между К_m и t. Пользоваться временем в явном виде для расчёта показателей разработки достаточно неудобно, для упрощения расчётов и увязывания времени непосредственно с показателями разработки введём понятие безразмерного времени:

, (3.12)
где V_{зап.акт.}= - активные запасы; Q_ж(t) – годовая добыча жидкости.

Годовая добыча равна сумме годовых объемов добычи нефти и воды:
;
Найдем безразмерное время, подставив в (3.12) последнее выражение:

, (3.13)
Как видно из формул как f_Н так и τ зависят от параметра K_m, поэтому должна существовать связь и между f_Н и τ. Типичный график зависимости представлен на рисунке 3.5.



Рисунок 3.5 – График зависимости доли нефти от безразмерного времени
Далее переходят к расчету средних дебитов рядов и скважин.

Для определения средних дебитов рядов и скважин используют приведенный радиус питания – воображаемую линию, в общем случае не совпадающую с реальным контуром питания, где давление принимается равным давлению на реальном контуре питания, а вязкость вытесняющего агента принимается равной вязкости вытеснения. Если вязкость воды меньше вязкости нефти, то приведенный контур питания находится ближе к добывающим рядам, чем реальный контур питания и наоборот. Расчет средних дебитов осуществляется, используя уравнение интерференции по методу Ю.П. Борисова. Так как свойства пород одинаковы в соответствующих областях реальной залежи и модели, для нахождения фактического значения третьего ряда необходимо расчетный дебит поделить на фактическое количество скважин, имеющихся на реальной залежи.

Это позволяет несколько упростить формулы для нахождения средних дебитов. Данный метод можно использовать как для полосообразной залежи, так и для круговой.

Расчеты ведут, используя метод ЭГДА. Пластовую гидродинамическую систему представляют в виде электрической цепи и пользуются следующей схемой, как моделью пласта, учитывающей расположение рядов и фильтрацию жидкости в пласте.














Рисунок 3.6 – Моделью пласта, учитывающая расположение рядов и фильтрацию жидкости в пласте
На рисунке 3.7 представлена схема нашей залежи с указанием ее размеров, начального и текущего контура нефтеносности, контура питания.

Разработка нефтяных месторождений ведется в несколько этапов.

1 этап разработки:









Рисунок 3.7 – Движение жидкости по методу ЭДГА
, (3.14)

где = ln – внешнее гидродинамическое сопротивление;

= ln – внутреннее гидродинамическое сопротивление.
2 этап разработки:

Контур питания может остаться на месте или может быть перемещен на место первого добывающего ряда путем перевода добывающих скважин этого ряда в нагнетательные.







Рисунок 3.8 – Движение жидкости по методу ЭГДА
, (3.15)
3 этап разработки:









Рисунок 3.9 – Движение жидкости по методу ЭГДА

, (3.16)

где = 0.
Решая эти системы, находят средние дебиты по рядам для первого, второго и третьего этапов разработки, данные по расчету которых заносятся в таблицу

Следующим этапом расчетов является определение конечных значений технологических показателей разработки

Порядок расчета конечных значений технологических показателей разработки следующий:

Для нахождения значений безразмерного времени τ по физическим показателям разработки, в зависимости от этапа разработки, пользуются следующей формулой:

= , (3.17)

где – безразмерное время для первого добывающего ряда на первом этапе разработки;

– продолжитльность разработки на первом этапе;

– дебиты первого, второго, третьего добывающих рядов на первом этапе соответственно.

= , (3.18)

где – безразмерное время для второго добывающего ряда на первом этапе разработки.

= , (3.19)

где – безразмерное время для третьего добывающего ряда на первом этапе разработки.

= , (3.20)

где – безразмерное время для второго добывающего ряда на втором этапе разработки;

– продолжительность разработки на втором этапе;

- дебиты второго и третьего добывающего ряда на втором этапе соответственно.

= , (3.21)

где – безразмерное время для третьего добывающего ряда на втором этапе разработки.

= , (3.22)

где – безразмерное время для третьего добывающего ряда на третьем этапе разработки;

- дебит третьего добывающего ряда на третьем этапе разработки;

– продолжительность разработки на третьем этапе.

Затем определяют фактические значения доли нефти в добываемой продукции нашей залежи на каждый год и для каждого добывающего ряда по графической зависимости от τ и заносят в таблицу

После чего рассчитывают дебиты по нефти и воде для каждого добывающего ряда и строятся графики изменения их во времени:

, (3.23)

где – дебит нефти i-того добывающего ряда;

– дебит i-того добывающего ряда.

– , (3.24)

где – дебит по воде i-того добывающего ряда.

Далее определяют накопленную добычу нефти, воды, жидкости и строят график изменения их во времени

= – накопленная добыча нефти; (3.25)

= – накопленная добыча воды; (3.26)

= + – накопленная добыча жидкости.

Находится коэффициент нефтеотдачи пласта по следующей формуле:

Ƞ = , (3.27)

где Ƞ – коэффициент нефтеодачи пласта (КНО);

– балансовые запасы нефти на всей залежи.

Определив конечных коэффициент нефтеотдачи строят графики изменения текущего коэффициента нефтеотдачи и обводнённости во времени

Затем рассчитываем текущий водонефтяной фактор по следующей формуле:

W = , (3.28)

где W – водонефтяной фактор (ВНФ).

Строят график изменения водонефтяного фактора во времени

Наконец, определив все намеченные показатели разработки, результаты которых сводятся также в таблицы, строят графики изменения обводненности по рядам, годовой и накопленной добычи по рядам, а также годовой и накопленной добычи по всей залежи во времени для жидкости, воды и нефти.