WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


Pages:     || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 7 |
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюбжетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» С.Ф. Санду, А.Т. Росляк, В.М. Галкин ПРАКТИКУМ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ» Рекомендовано в качестве учебного пособия Редакционно-издательским советом Томского политехнического университета Издательство Томского политехнического университета 2011 УДК 622.276.031:550.83 ББК 26.343.1:26.2 С18 Санду С.Ф.

С18 Практикум по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»: учебное пособие / С.Ф. Санду, А.Т. Росляк, В.М. Галкин; Томский политехнический университет. – Томск:

Изд-во Томского политехнического университета, 2011. – 88 с.

В практикуме изложены задания, посвященные моделированию и расчету основных показателей разработки месторождений, как при естественных природных режимах работы залежей, так и с применением воздействия на пласт. Содержащиеся в практикуме задания могут выполняться студентами как самостоятельно, так и под руководством преподавателя.

Предназначен для студентов, изучающих дисциплину «Разработка нефтяных и газовых месторождений».

УДК 622.276.031:550.83 ББК 26.343.1:26.2 Рецензенты Доктор физико-математических наук, профессор ТГУ А.Ю. Крайнов Кандидат физико-математических наук заведующий лабораторией проектирования и разработки нефтяных месторождений ОАО «ТомскНИПИНЕФТЬ» В.Н. Панков © ГОУ ВПО НИ ТПУ, 2011 © Санду С.Ф., Росляк А.Т., Галкин В.М., 2011 © Обложка. Издательство Томского политехнического университета, 2011 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ........................................................................................................... 5 1. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ............................................................................. 1.1. Определение нефтеотдачи в зависимости от упругих свойств жидкости и породы.................................................................... 1.2. Прогнозирование изменения давления на контуре нефтяного месторождения при упругом режиме в законтурной области пласта................................................................. 1.3. Определение изменения давления в пласте при упругом режиме.... 2. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПЛАСТОВОЙ ЭНЕРГИИ......................................... 3. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ ВОДОЙ................................... 3.1. Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи, работающей в условиях естественного водонапорного режима....... 3.2. Определение дебитов скважин в прямоугольном участке залежи, работающей в условия естественного водонапорного режима......... 3.3. Расчет распределения давления в круговой залежи при естественном водонапорном режиме............................................ 3.4. Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи при однорядной схеме внутриконтурного заводнения......... 3.5. Расчет распределения давления в прямоугольном участке залежи при однорядной схеме внутриконтурного заводнения с применением вертикальных и горизонтальных скважин................ 3.6. Определение давлений на забоях скважин в элементе семиточечной схемы расположения скважин при внутриконтурном площадном заводнении................................... 3.7. Сравнение геометрических параметров элементов семиточечной и пятиточечной схем при одинаковой приемистости нагнетательных скважин.............................................. 3.8. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршневого вытеснения нефти водой.................................. 3.9. Определение технологических показателей разработки круговой нефтяной залежи при законтурном и внутриконтурном сводовом кольцевом заводнении....................... 3.10. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин...... 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПРИ ГАЗОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ........................ 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ, РАБОТАЮЩЕЙ ПРИ РЕЖИМЕ РАСТВОРЕННОГО ГАЗА................... 5.1. Определение показатели разработки залежи нефти при изменении давления на контуре питания скважины от давления насыщения до забойного давления................................. 5.2. Определение объема законтурной воды, поступившей в нефтяную залеж................................................................................... 6. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЗ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ............................................................... 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПРЕДЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ.................................. 7.1. Определение условного предельного безгазового дебита нефти скважины..................................................................................... 7.2. Определение начального предельного безгазово-безводного дебита нефти скважины........................................................................ 7.3. Определение интервала перфорации в скважине при заданном начальном предельном безгазово-безводном дебите нефти.............. 8. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТЕПЛОВЫМИ МЕТОДАМИ....................................................................... 8.1. Расчет основных показателей разработки нефтяной залежи методом создания внутрипластового движущегося очага горения.................................................................. 8.2. Расчет промышленного процесса тепловой обработки плста............ 8.3. Расчет тепловой обработки истощенного нефтяного пласта комбинированным методом...................................................... 9. РАСЧЕТ ФОНТАННОГО ПОДЪЕМНИКА ИЗ УСЛОВИЙ В НАЧАЛЕ И КОНЦЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ СКВАЖИНЫ.................. СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ.................................................................................. ВВЕДЕНИЕ Студент, изучающий курс «Разработка нефтяных и 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 и газовых месторождений, приводятся методики решения задач, основанные на полученной в вузе математической подготовке.

Современное проектирование разработки нефтяных и 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 и 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 и 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 1.1. 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 F1. 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 p1.

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.Таблица исходных данных Наименование исходных Обозначение, Значение параметров размерность 1 Площадь залежи в пределах F, км2 12 контура нефтеносности Площадь кольцевой законтурF1,км2 120 ной водонапорной области Толщина пласта внутри контура нефтеносности и в законтурной h, м 12 части Проницаемость пород пласта в нефтеносной части и за конту- k, м2 0.5·10-10 0.5·10-ром нефтеносности Вязкость нефти в пластовых ус- 1.63 1.н, мПа·с ловиях 1 Вязкость воды в, мПа·с Пористость породы m 0.22 0.Начальный коэффициент водонасыщенности нефтеносной S 0.2 0.части пласта Коэффициент сжимаемости пор п, 1/МПа 2·10-4 2·10-в породе пласта Коэффициент сжимаемости во, 1/МПа 4.2·10-4 4.2·10-ды В процессе разработки средневзвешенное давление внутри нефтеносной части залежи изменилось:

от начального пластового давpпл, МПа 18 ления до давления насыщения pнас, МПа 8 За тот же промежуток времени средневзвешенное давление в законтурной водонапорной час- p1,МПа 5 ти пласта уменьшилось на величину Объемный коэффициент нефти при начальном пластовом дав- bно 1.02 1.лении pпл Объемный коэффициент нефти bн1 1.026 1.при давлении насыщения pнас РЕШЕНИЕ 1. Коэффициент сжимаемости нефти определяется через начальный объем нефти в залежи Vн0 и объем нефти при давлении насыщения Vн1 (в итоге используем определение объемного коэффициента b):

VН VН1 -VН н = = = VН 0 p VН 0 (pпл - pнас ) (1.1) bН1 - bН = 5.8810-4 1/ МПа.

bН 0 (pпл - pнас ) 2. Коэффициент упругоемкости пласта (или сжимаемости пористой среды внутри контура нефтеносности) учитывает суммарную сжимаемость насыщающих ее жидкостей – нефти c насыщенностью (1–S) и воды с насыщенностью S, а также сжимаемость породы [1]:

= m [Н (1- S)+ ВS]+ П = 4.2210-4 1/ МПа. (1.2) 3. Используя коэффициент * и объем залежи Vзал, вычислим объем нефти, извлекаемый под действием упругих сил внутри контура нефтеносности F:

VН = Vзал p = (F h)(pпл - pнас ) = 5.92 105 м3. (1.3) 4. Подсчитаем начальные запасы нефти в залежи:

VН 0 = F h m (1- S)/ bН 0 = 2.48107 м3.

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





VН = = 2.38 10-2.

(1.5) VН 6. Падение давления в пределах контура нефтеносности F нарушит равновесие в пласте, поэтому часть воды под действием упругой энергии законтурной части пласта F1 поступит в нефтеносную область. Коэффициент упругоемкости (сжимаемости) пористой среды в законтурной обводненной части пласта F1 учитывает суммарную сжимаемость породы и насыщающей ее воды:

1 = m В + П = 4.22 10-4 1/ МПа. (1.6) 7. Используя коэффициент *1, найдем количество воды VВ, которое поступит в нефтеносный контур F и вытеснит равную по объему нефть под действием упругих сил при изменении давления p1 в законтурной части пласта F1:

VВ = 1V1 p1 = 1(F1 h) p1 = 2.. (1.7) 8. Вычисляется нефтеотдача, обусловленная суммарным действием упругих сил [2]:

VН + VВ = = 1.09 10-1.

(1.8) VН 1.2. 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 pКОН=pКОН(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 разгазирование нефти в пласте и 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.Таблица исходных параметров Обозначение, Наименование исходных Значение размерность параметров 1 Радиус контура нефтеносности R, м 3000 Начальное пластовое давление в нефтяной залежи и на контуре неф- p, МПа 20 теносности Проницаемость пласта в законтур- k, м2 0.1·10-12 0.1·10-ной водоносной области Вязкость воды 1·10-3 1·10-, Па·с Коэффициент упругоемкости водо-, 1/Па 1·10-10 1·10-носной области Толщина водоносного пласта h, м 10 Продолжительность периода раз- t1, годы 2 2.буривания месторождения Время окончания стабилизации t2, годы 4 4.расхода поступающей из законтурной области воды Время истощения энергии упруго- t3, годы 7 7.сти законтурной водоносной области Темп нарастания расхода воды [м3/с2] 6.7·10-10 6.7·10-qЗВ Количество воды, поступающей из законтурной части месторождения в его нефтенасыщенную часть, определяется по закону, изображенному на (рис. 1.1).

qЗВ t1 t2 tРис. 1.1. Количество поступившей в залежь законтурной воды qЗВ = 1) В период 0 t t1 – разбуривания месторождения t.

t1 < t t2 qЗВ = q = const 2) В период – стабилизации отбора жидкости.

t2 < t t3 qЗВ = q - t 3) В период – падения отбора жидкости.

Определить изменение контурного давления в течение первых 5.лет разработки месторождения, построить график PКОН [МПа]=f(t[годы]).

РЕШЕНИЕ Изменение давления для упругого режима в неограниченной законтурной области R r при радиальной фильтрации воды описывается дифференциальным уравнением в частных производных:

2 p 1 p p + = (1.9) r2 r r t k где: = – пьезопроводность пласта.

Известно частное решение уравнения (2.1), описывающее изменение давления в зависимости от мгновенного изменения объема жидкости в пласте:

A r p(r,t) = C - exp- (1.10) t 4t где: С и А – константы интегрирования.

С помощью интеграла Дюамеля можно показать, что при переменqЗВ = ном во времени отборе воды t 0 t t для решение имеет вид:

t r2 d P(r,t) = P. (1.11) exp- 4hk 4(t - ) t Для каждого следующего периода t1 < t t2 и t2 < t t3 в (1.13) будут появляться соответствующие интегралы, и окончательное решение примет вид [2]:

P - J (), 0 < t t1, 4kh P Pкон () = - [J () - J ( - 1)], t1 < t t2, (1.12) 4kh [J () - J ( - 1) - J( - 2 )], t2 < t t3.

P 4kh Здесь t = – текущее безразмерное время;

Rt1 = – безразмерное время окончания периода разбуривания месторожRдения;

t = R2 – безразмерное время окончания периода стабилизации отбора жидкости;

J( ), J( -1), J( -2) – значения интеграла Дюамеля для времен, -1, - соответственно.

i Для произвольного интеграл Дюамеля приближенно вычисляется по формуле:

J(i )i - 0.3561- + 0.974[(1+i )ln(1+i )-i]. (1.13) 2.(1+i ) Пример расчета представлен в таблице 1.3.

1.3. Определение изменения давления в пласте при упругом режиме В неограниченном продуктивном пласте, насыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вязкостью примерно равной вязкости нефти пущены в эксплуатацию в различное время 4 добывающие скважины (рис. 1.2).

ЗАДАНИЕ Определить как изменится давление в точке A (находящейся на линии расположения скважин 1, 2 на одинаковом расстоянии от них) по сравнению с начальным пластовым давлением спустя время t1 после пуска первой скважины. Исходные данные для расчета приведены в табл. 1.4.

Pages:     || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 7 |










© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.