О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФНГ / РЭНГМ / РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА

(автор - student, добавлено - 23-11-2013, 18:27)

 

СКАЧАТЬ:  raschety-tatnipi-s-uvel-godami.zip [52,09 Kb] (cкачиваний: 170)

 

 

РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА

 

6.1. МЕТОДИКА РАСЧЕТА

 

Исходя из геологического строения для расчета технологических показателей применяется модель послойно и зонально-неоднородного по проницаемости пласта. Принимается, что пласт разделен на серию слоев различной проницаемости, которые расположены случайным образом. В пределах каждого слоя выделяются зоны, соизмеримые с расстоянием между скважинами. [9]

Послойная и зональная неоднородность оказывают влияние на неравномерность вытеснения нефти, агентом и количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации. Зональная неоднородность  отражается в различии отборов нефти, дебитов скважин и

определяется по данным распределения коэффициентов продуктивности добывающих скважин. Послойная неоднородность представляет собой изменчивость проницаемости по ряду толщи эксплуатационного объекта.

Для определения ее значения используют материалы исследования скважин глубинными измерителями потока и лабораторных исследований кернов.

Исход из значений зональной и послойной неоднородностей рассчитывается общая неоднородность объекта, по которой определяется эффективность использования подвижных запасов нефти. Таким образом, основные параметры объекта разработки - проницаемость, толщина пласта, вязкость нефти и вытесняющего агента, а так же их плотность закладываются в расчеты в комплексном виде, повышает надежность расчетов. [9]

 

 

 

 

6.2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ РАСЧЕТА

 

Для расчетов по обоснованию коэффициентов извлечения нефти необходимы нефтенасыщенная толщина пласта, их проницаемость,

начальный дебит скважин по нефти, величины зональной и послойной неоднородностей, данные о физико-химических свойствах пластовых нефтей и вод и др.

Проницаемость коллекторов определена расчетным путем по результатам гидродинамических исследований скважин и по лабораторным исследованиям керна. Физико-химические свойства нефти и вод определены по данным анализа пластовых проб.

Начальные дебиты скважин по нефти обоснованы по фактическим результатам работы добывающих скважин. Исходные данные для расчета технологических показателей, определенные по геофизическим и лабораторным исследования определены в таблице 6.2.1.  [9]

 

Таблица 6.2.1

Исходные данные для расчета технологических показателей разработки первого блока Архангельского месторождения по методике ТатНИПИнефть

Исходные данные

Величина

Площадь нефтеносности, S , м2

Средний коэффициент продуктивности, ηср, т/сут*Па

Зональная неоднородность,  Vз2

Соотношение вязкости нефти и воды в пластовых условиях,  μ*н в

Соотношение плотности воды и нефти в  пластовых условиях, ρ*вн

Коэффициент вытеснения нефти водой, K2

Коэффициент эксплуатации скважин, ξ

Перепад давления,  ∆P, МПа

Слоистая неоднородность, V12

Квадрат коэффициента вариации, Vη2

Фонд скважин

3,2*106

0,7*10-5

1,3

 

23,71

 

1,33

0,71

0,8

3

0,83

0,76

30

 

1. Определим соотношение подвижности вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях:

μ*н в[1-1,5(1- K2)]                                                 (6.2.1)

где μн, μв – вязкость  воды и нефти

K2 – коэффициент вытеснения нефти водой [9]

μ*= 23,71·[1- 1,5(1- 0,71)] = 42

 

2.Определим коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ* раз, по плотности в ρ* раз:               

μo= 0,5 (1+ μ* ) ρ*                                                       (6.2.2)

где ρ* - соотношение плотности вытесняющего агента и нефти

μo= 0,5 · (1+ 42) · 1,33 = 28,6

 

3. Определим амплитудный дебит нефтяной залежи

qо = τ· ηср ·nо·∆P·φ (1- ε)                                           (6.2.3)

где τ – среднее число эксплуатации скважин в год

ηср – средний коэффициент продуктивности

nо – фонд скважин

∆P – перепад давлений между забоями добывающих и нагнетательных скважин

φ – функция относительной производительности скважин

ε – доля уменьшения дебита скважин в следствии неоднородности продуктивных пластов [9]

Среднее число продуктивности скважин:

τ = 365•ξ                                                      (6.2.4)

где ξ – коэффициент эксплуатации скважин

τ = 365•0,8 = 292

Функция относительной производительности скважин:

 φ = [1/{1/(ν μ*) + 1/(1+ m- ν)}]· 1/( m+1)                     (6.2.5)

 где ν – относительный коэффициент продуктивности скважин 

m – начальное соотношение добывающих и нагнетательных скважин

ν = (α +1)/{(α +1)- m/(m+1)}                                 (6.2.6)

где α – показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности добывающих и нагнетательных скважин.

α = 1/ Vз2(0,3-0,02/ Vз2)                                     (6.2.7)

где Vз2   - зональная неоднородность

α = 1/ 1,3(0,3-0,02/1,3) = 0,21

m = 1,2 • m*                                                                           (6.2.8)

где m* - соотношение добывающих и нагнетательных скважин при котором достигается максимум амплитудного дебита. [9]

m*= (α +1)/ α)√μ*                                              (6.2.9)

m*= (0,21 +1)/0,21)√42= 37

m = 1,2 • 37= 44,4

ν = (0,21 +1)/{(0,21 +1) - 44,4/(44,4+1)} = 5,18

φ = [1/{1/(5,18•42) + 1/(1+ 44,4- 5,18)}]· 1/( 44,4+1) = 0,75

ε = 0,5 + (Vη2/(2+ Vη2))· 0,8(1-e-0,8) + 0,1/ m                  (6.2.10)

где Vη2 – квадрат коэффициента вариации

ε = 0,5 +(0,76/(2+ 0,76))· 0,8(1-e-0,8*0,76) + 0,1/ 44,4 = 0,6

qо = 292· 0,7•10-5·30·6•106·0,75· (1- 0,6) = 10,93 тыс.тонн.

 

Расчет технологических показателей разработки первого блока Архангельского месторождения без применения МУН

 

1. Извлекаемые запасы

Qизв = Qб ·0,58

Qизв = 5108 ·0,58=2963 тыс.тонн

 

2. Расчет остаточных извлекаемых запасов.

Расчет остаточных извлекаемых запасов был проведен в п. 3.1. величина остаточных извлекаемых запасов на июнь 2007 года составляет 263730 тонн. [9]

Qост изв = 263730 тонн

 

3. Динамика добыча нефти

qn = q0/( Qост изв + 0,5q0)[ Qост изв – (q1+…..+ qn)]            (6.2.11)

   где q1 и qn – годовая добыча нефти в 1 и n годы.

q1 = [109,3/ (263,7+0,5•109,3)]263,7 = 90,54 тыс. тонн

q2 = 0,04 (263,7- 90,54) = 59,5

q3 = 0,04 (263,7- (90,54 + 59,5)) = 39

q4 = 0,04 (263,7- (59,5 + 150)) = 25,6

q5 = 0,04 (263,7- 215) = 16,84

q6 = 0,04 (263,7- 232) = 11

q7 = 0,04 (263,7- 243) = 7,3

q8 = 0,04 (263,7- 250) = 4,8

q9 = 0,04 (263,7- 258) = 3,1

 

qобщ. = 259 тыс. тонн

 

4. Определяем начальные запасы жидкости

QF = Qост изв kн F                                       (6.2.12)

где Qост изв – остаточные извлекаемые запасы нефти

       kн – коэффициент использования начальных извлекаемых запасов нефти  с учетом ограниченной продолжительности существования скважин.

       F – расчетный суммарный отбор жидкости, доли подвижных запасов нефти.

  kн = (Jм*Tс + δ*)/( Jм*Tс +1)                              (6.2.13)

          Jм = q0/Qост изв                                           (6.2.14)

где

Jм – теущая (мгновенная) интенсивность отбора начальных извлекаемых запасов нефти, максимально возможных запасов нефти, максимально возможных при неограниченной продолжительности существования скважин. [9]

Tс – средняя продолжительность существования скважины (для нефтяных месторождений Урало-Поволжья эту величину можно принять равной 50 лет).

δ* - доля начальных извлекаемых запасов нефти, после отбора которой вместо вышедшей из строя скважины по экономическим соображениям уже нельзя бурить новую (во многих случаях эта величина будет равна 0,7-0,8) [9]

Jм = 109/263,7 = 0,41

kн = (0,41•50 + 0,75)/( 0,41•50 +1) = 0,98

F = k3н  + (k - k3н  ) ln (1/1-А)                           (6.2.15)

где

 k = 1/(1,2+4,2* V2)                                        (6.2.16)

k = 1/(0,95 + 0,25* V2)≤1                               (6.2.17)

где  V2 – расчетная послойная неоднородность продуктивных пластов

V12 – средняя послойная неоднородность пластов между достаточно большими слоями пластов толщиной 1 м и более.

V= V12 + (V12 +1){[0,1*(2*μ*/1+μ*)+1]*(Vз2+1)/(Vз2/4+1) -1} 2/(1+m)   (6.2.18)

V= 0,83 + (0,83 +1){[0,1•(2•42/(1+42))+1]•(1,3+1)/(1,3/4+1) -1} 2/(1+44,4) =

 = 0,92

k = 1/(1,2+4,2•0,92) = 0,2

k = 1/(0,95 + 0,25•0,92) = 0,85

 

 А = А2/[А2+(1- А2) μo]                                          (6.2.19)

А – расчетная предельная доля вытесняющего агента в дебите жидкости добывающих скважин в момент их остановки

А2 – предельная массовая доля вытесняющего агента в дебите жидкости эксплуатационных скважин (обычно при заводнении принимается равной 0,95-0,98) [9]

А = 0,99/[0,99 + (1 – 0,99) 28,6] = 0,78

F = 0,2 + (0,85 – 0,2) ln(1/(1-0,99)) = 1,82

QF = 263,7·0,99·1,82 = 475 тыс. тонн

 

5. Динамика добычи жидкости

qFt = q0/(QF + 0,5q0)[QF – (qF1 +…..+ qFn)]                    (6.2.20)

qF1 = 109/(475 + 0,5•109)•475 = 98

qF2 = 0,2• (475 – 98) = 77,8

qF3 = 0,2• (475 – 176) = 61,7

qF4 = 0,2• (475 – 237,5) = 49

qF5 = 0,2• (475 – 286,5) = 38,9

qF6 = 0,2• (475 – 325) = 30,8

qF7 = 0,2• (475 – 356) = 24,5

qF8 = 0,2• (475 – 381) = 19,4

qF9 = 0,2• (475 – 400) = 15,4

 

 

6. Динамика закачки вытесняющего агента

qзt = [qt ρ* + (qFt - qt ) μo](1 + εз)                                  (6.2.21)

qз1 = [90,5•1,33 + (98 – 90,5) 28,6] • (1 + 0,6) = 463

qз2 = [59,5•1,33 + (77,8 – 59,5) 28,6] • (1 + 0,6) = 918

qз3 = [39•1,33 + (61,7 – 39) 28,6] • (1 + 0,6) = 1090

qз4 = [25,6•1,33 + (49 – 25,6) 28,6] • (1 + 0,6) = 1102

qз5 = [16,8•1,33 + (38,9 – 16,8) 28,6] • (1 + 0,6) = 1031

qз6 = [11•1,33 + (30,8 – 11) 28,6] • (1 + 0,6) = 920

qз7 = [7,3•1,33 + (24,5 – 7,3) 28,6] • (1 + 0,6) = 798

qз8 = [4,8•1,33 + (19,4 – 4,8) 28,6] • (1 + 0,6) = 677

qз9 = [3,1•1,33 + (15,4 – 3,1) 28,6] • (1 + 0,6) = 566

 

qз.общ. = 7529 тыс. тонн.

 

 

Расчет технологических показателей разработки первого блока Архангельского месторождения с применением МУН

 

Рассмотрим динамику разработки при внедрении предлагаемых мероприятий на пятом году разработки первого блока Архангельского месторождения. [9]

 

1. Динамика добычи нефти

q5 = 21,05

q6 = 0,04 (263,7 – 245,3) = 9,61

q7 = 0,04 (263,7 – 245,3) = 6,31

q8 = 0,04 (263,7 – 251,6) = 4,14

q9 = 0,04 (263,7 – 255,8) = 2,72

2. Динамика добычи жидкости

qF5 = 48,6

qF6 = 0,2• (475 – 335) = 28,8

qF7 = 0,2• (475 – 363) = 22,8

qF8 = 0,2• (475 – 387) = 18,1

qF9 = 0,2• (475 – 405) = 14,4

3. Динамика закачки вытесняющего агента

qз5 = 1288

qз6 = [9,61•1,33 + (28,8 – 9,61) 28, 6] • (1 + 0,6) = 892

qз7 = [6,31•1,33 + (22,8 – 6,31) 28, 6] • (1 + 0,6) = 766

qз8 = [4,14•1,33 + (18,1 – 4,14) 28, 6] • (1 + 0,6) = 647

qз9 = [2,72•1,33 + (14,4 – 2,72) 28, 6] • (1 + 0,6) = 539 [9]

 

6.3. РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА (БАЗОВОГО ВАРИАНТА И С ПРИМЕНЕНИЕМ ДАННОЙ ТЕХНОЛОГИИ) И ИХ АНАЛИЗ

 

Результаты расчетов занесем в таблицу 6.3.1 и построим график динамики разработки первого блока Архангельского месторождения по базовым характеристикам и с учетом применения МУН (рис. 6.3.1). [9]

 

Таблица 6.3.1

Результаты расчета технологических показателей разработки первого блока Архангельского месторождения по методике ТатНИПИнефть

годы

Qж, т

Qн, т

Обводненность,%

Базовый расчет

С применением МУН

Базовый расчет

С применением МУН

1

98013,2

 

90536,9

 

7,63

2

77774,71

 

59456,14

 

23,55

3

61715,2

 

39045,21

 

36,73

4

48971,79

 

25641,22

 

47,64

5

38859,73

41574,66

16838,75

21048,44

56,67

6

30835,68

29829,67

11058,11

9612,94

64,14

7

24468,5

22876,7

7261,92

6312,88

70,32

8

19416,06

18152,95

4768,95

4145,70

75,44

9

15406,89

14404,59

3131,8

2722,51

79,67

ИТОГО

415461,8

406313,5

257739

258522

 

 

 

Рис. 6.3.1. Динамика разработки первого блока Архангельского месторождения по методике ТатНИПИнефть [9]

 

Как видно из таблицы 6.3.1 накопленная добыча с применением и без применения МУН различается на величину 782,95т. При этом, необходимо отметить, что накопленная добыча жидкости различается на более значительную величину -9148т, что объясняется снижением обводненности продукции скважин.

Таким образом, данный расчет показал эффективность закачки сшитых полимерных систем как метода направленного на повышение нефтеизвлечения и интенсификации добычи нефти на первом блоке Архангельского месторождения. [9]

Сравнивая объемы дополнительно добытой нефти полученной по методике ТатНИПИнефть и по характеристикам вытеснения стоит отметить тот факт, что разница между ними оказалась весьма не большой -  всего около 30%. Что является очень хорошим результатом и говорит о применимости методики ТатНИПИнефть для прогнозирования эффективности закачки СПС.


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ Яндекс.Метрика
Copyright 2021. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!