Задача рассчитать технологические показатели для модели непоршневого вытеснения графоаналитическом методом

• Название: Задача рассчитать технологические показатели для модели непоршневого вытеснения графоаналитическом методом
• Дата: 29.03.2023
• Размер: 0.59 Mb.
• Имя файла: 123.docx
• Тип: Задача; #1023921

МИНОБРНАУКИ РОССИИ
РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина

Факультет	разработки нефтяных и газовых месторождений
Кафедра	разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

ДОМАШНЕЕ ЗАДАНИЕ №1

по курсу «Разработка нефтяных месторождений»

Вариант №21

Выполнил:

Студент Группа РН-20-06

Иванцов Максим

Проверила:

ассистент кафедры РНМ

____________________

Вышенская М. И.

Москва, 2023

Задача: рассчитать технологические показатели для модели непоршневого вытеснения графоаналитическом методом.

Исходные данные: Вариант №20 ХМУН (щелочь)

Параметры
Количество залежей	1
Средняя глубина залегания кровли (абс. отм.), м	2810,0
Тип залежи	пластовая
Тип коллектора	трещинно-поровый
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2	4000
Абсолютная отметка ВНК, м	-
Средняя общая толщина, м	2,3
Средняя нефтенасыщенная толщина, м	2,3
Пористость, д. ед.	0,16
Средняя нефтенасыщенность, д. ед.	0,57
Проницаемость, 10-3 мкм2	21.3
Коэффициент песчанистости, д. ед.	1,0
Расчлененность	1,0
Начальная пластовая температура, оС	85
Начальное пластовое давление, МПа	30.5
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа.с	160,9
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0.774
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0.850
Объемный коэффициент нефти	1.183
Содержание серы в нефти, %	1,44
Содержание парафина в нефти, %	4,3
Давление насыщения нефти газом, МПа	10.3
Газосодержание нефти, м3/т	67
Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с	0.34
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1.014
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3	0.989
Сжимаемость, 1/МПа.10-4
нефти	12.3
воды	4.7
породы	2
Коэффициент вытеснения, д. ед.	0.491

Зависимости относительных фазовых проницаемостей для нефти k_н(S) и воды k_в(S) выглядят следующим образом:

Параметры элемента	Расстояние между скважинами, м	Ширина элемента, м	Темп закачки, м3/сут
	200	100	150

Из исходных данных сформируем таблицу с данными необходимыми для выполнения Домашнего задания № 1. Начальную и конечную водонасыщенности определим по графику.

Значение
Название	Обозначение	Единицы измерения	Величина
Средняя нефтенасыщенная толщина	h	м	2,3
Пористость	m	доли единицы	0,16
Проницаемость	k	мкм2	21,3
Вязкость нефти в пластовых условиях	μн	мПа*с	160,9
Объемный коэффициент нефти	bн	доли единицы	1,183
Вязкость воды в пластовых условиях	μв	мПа*с	0,34
Расстояние между скважинами	L	м	200
Ширина элемента	b	м	100
Темп закачки	q	м3/сут	150
Начальная водонасыщенность	S0	доли единицы	0,28
Конечная водонасыщенность	S0	доли единицы	0,72

Решение:

Методика расчёта технологических показателей разработки с учётом непоршневого характера вытеснения нефти водой основана на теории совместной фильтрации неоднородных жидкостей.

По мере закачки воды в нагнетательную скважину фронт вытеснения х_ф продвигается к добывающей скважине.

1. 
   Уравнение неразрывности:
   

Начальные и граничные условия:

2. 
   Замена переменных:
   

3. 
   Уравнение неразрывности в безразмерных параметрах:
   

Начальные и граничные условия:

4. 
   Решение уравнения:
   

5. 
   Период безводной добычи закончится, когда х_ф = L
   

Для водонасыщенности S от S₀ до S⁰ по заданным относительным фазовым проницаемостям для нефти k_н(S) и воды k_в(S) рассчитывается функция

Бакли-Леверетта F(S):

S	Kн(S)	Кв(S)	F(S)
0,28	1,000	0,000	0,000
0,32	0,788	0,003	0,650
0,36	0,606	0,012	0,906
0,4	0,451	0,028	0,967
0,44	0,323	0,049	0,986
0,48	0,220	0,077	0,994
0,52	0,139	0,111	0,997
0,56	0,080	0,151	0,999
0,6	0,039	0,198	1,000
0,64	0,014	0,250	1,000
0,68	0,002	0,309	1,000
0,72	0,000	0,373	1,000

Далее, по табличным данным строится график зависимости F(S):



Производная F’(S_ф) будет равна тангенсу угла наклона касательной, проведенной из точки S=S_св=S₀ к кривой F(S):

Время безводного периода t_безв определяется из подстановки х_ф = L и F’(Sф) в решение уравнения неразрывности.

6. 
   Физический смысл функции Бакли-Леверетта в том, что она показывает долю воды в двухфазном потоке жидкости, поэтому значение функции 𝐹(𝑆) на стенке добывающей скважины можно принять равным обводненности продукции ν(t).
   

Для каждого временного шага t_i > t_безв рассчитывается значение производной 𝐹′(𝑆)



Далее строится касательная к графику функции F(S) под углом α_i, учитывая, что 𝐹′(𝑆) = 𝑡𝑔(𝛼_𝑖 ) и 𝛼𝑖 = 𝑎𝑟𝑐𝑡𝑔(𝐹′(𝑆)) и определяются координаты точки касания, (𝑆) – водонасыщенность на стенке добывающей скважины, и значении функции .

7. 
   Определим технологические параметры разработки:
   

- Объем геологических запасов:



- Дебит воды:

3 месяцев наблюдалась безводная добыча, значит

Через 4 месяцев:

Через 5 месяцев:

- Дебит нефти:

В начале разработки (3 месяца): (безводная добыча)

Через 4 месяца: =723,75

Через 5 месяцев: =701,25

- Накопленная добыча воды:

На протяжении 3 месяцев

Через 4 месяцев:

Через 5 месяцев:

- Накопленная добыча нефти:

За 3 месяца:

Через 4 месяца:

- Накопленная добыча жидкости:

Через 1 месяц:

Через 2 месяца:

Через 3 месяца:

- Коэффициент извлечения нефти:

Конечный КИН:

Технологические показатели разработки рассчитываются до обводненности 𝜈(𝑡) = 98%, полученные значения приведены в таблице:

8. 
   Графики технологических показателей разработки:
   

Вывод: В данной работе были рассчитаны технологические показатели для модели непоршневого вытеснения графоаналитическом методом. Безводный период добычи нефти составил 3 месяца. Обводненность продукции достигнет 99% через 1,2 года работы скважины. К этому времени накопленная добыча нефти составит 15218 м³, накопленная добыча воды – 37782 м³, конечный КИН – 38,8%.