О САЙТЕ
Добро пожаловать!

Теперь вы можете поделиться своей работой!

Просто нажмите на значок
O2 Design Template

ФНГ / РЭНГМ / Курсовая работа "Расчет технологических показателей разработки круговой залежи"

(автор - student, добавлено - 26-05-2014, 23:32)

СКАЧАТЬ:  kurs.-po-vorsinoy-redaktir.zip [1,21 Mb] (cкачиваний: 96)

 

 

Содержание

 

с

1           Содержание типового задания

4

1.1        Исходные данные

4

1.2        Содержание задания

6

2           Методика расчета

8

2.1        Статистическая обработка данных исследования кернов. Определение закона распределения проницаемости

8

2.2        Схематизация реальной формы залежи гидродинамической расчетной схемой

13

2.3        Расчет уровня добычи по залежи и дебитов скважин

16

2.4        Расчет необходимости поддержания пластового давления и параметров системы заводнения

19

2.5        Расчёт процесса обводнения методом М.М. Саттарова

22

2.6        Оценка конечной нефтеотдачи и водного фактора

34

Список используемых источников

38


Расчет технологических показателей разработки круговой залежи

 

 Исходные данные

 

Количество скважин () в первом ряду – 35;

Количество скважин () во втором ряду – 27;

Количество скважин () в третьем ряду – 13;

Давление на контуре питания () – 17 МПа;

Давление насыщения () – 9,4 МПа;

Радиус скважины () – 0,14 м;

Контур питания удален от внешнего контура нефтеносности на 1000 м;

Общий объем песчаников () – 480.106 м3;

Объем песчаников в пределах внутреннего контура нефтеносности () – 280.106 м3;

Объем песчаников в пределах первого ряда скважин () – 230.106 м3;

Объем песчаников в пределах второго ряда скважин () – 80.106 м3;

Длина цепочки скважин третьего ряда () – 4700 м;

Коэффициент вытеснения () – 0,7;

Относительная проницаемость для воды () – 0,5;

Вязкость нефти () –8 МПа.с;

Вязкость воды () – 1,2 МПа.с;

Коэффициент пористости () – 0,22;

Коэффициент сжимаемости жидкости () – 10-9 м2/Н;

Коэффициент нефтенасыщенности () – 0,84;

Коэффициент сжимаемости пористой среды () – 2,1.10-10 м2/Н;

Потери давления в трубах и водоводах при нагнетании воды в пласт () – 0,4 МПа;

Значения эффективной нефтенасыщенной толщины () по скважинам приведены в таблице 1.

Таблица 1

Значения эффективной нефтенасыщенной толщины по скважинам

 

 

Номер скважины

Эффективная нефтенасыщенная толщина, , м

Номер скважины

Эффективная нефтенасыщенная толщина, , м

1

16,2

8

9,8

2

9,0

9

14,6

3

12,8

10

9,2

4

10,6

11

9,8

5

16,0

12

8,0

6

14,0

13

15,2

7

12,6

14

14,6

 

 

15

13,2

Значения коэффициентов проницаемости () по результатам лабораторных исследований кернов приведены в таблице 2.

 

Таблица 2

Значения коэффициентов проницаемости по результатам

лабораторных исследований 

 

Интервал изменения проницаемости, мкм2

Число определений,

Интервал изменения проницаемости, мкм2

Число определений,

0,0-0,1

15

0,7-0,8

11

0,1-0,2

25

0,8-0,9

5

0,2-0,3

37

0,9-1,0

4

0,3-0,4

95

1,0-1,1

3

0,4-0,5

60

1,1-1,2

3

0,5-0,6

21

1,2-1,3

2

0,6-0,7

15

1,3-1,4

1

 

 

1,4-1,5

1

 

Удельные затраты энергии для повышения давления 1 м3 воды на 0,1 МПа () – 6,1 кВт.ч/м3. Мпа;

Коэффициент загрязненности призабойной зоны скважин () – 1,4;

Количество воды уходящее в законтурную область (в процентах от объема закачки, ), – 20%;

Срок эксплуатации скважин () – 15 лет;

Коэффициент полезного действия насосной установки () – 0,85;

Стоимость 1 кВт*ч электроэнергии () – 0,04 руб;

Стоимость бурения одной нагнетательной скважины () – 85000 руб;

Среднее давление на линии нагнетания () – 19 Мпа;

Начальное пластовое давление () – 18 МПа.

В каждом ряду ежемесячно вводится в эксплуатацию две скважины (). Забойное давление в скважинах третьего ряда равно давлению насыщения. Предел обводненности продукции при отключении скважин – 95%. После обводнения каждого ряда объем добычи жидкости увеличивается на 30%.

 

Содержание задания 

 

Требуется:

­       провести статическую обработку данных исследования кернов;

­       найти закон распределения проницаемости;

­       провести схематизацию залежи;

­       определить необходимость поддержания пластового давления и параметры системы заводнения: определить необходимость ППД, наивыгоднейшее давление на устье нагнетательных скважин; среднюю приемистость нагнетательных скважин, число нагнетательных скважин;

­       определить уровень добычи и дебит скважин;

­       провести расчет процессов обводнения рядов скважин и залежи в целом;

­       дать оценку коэффициента нефтеотдачи и водного фактора по залежи в целом.

 

Методика расчета

 

1 Статистическая обработка данных исследования кернов. Определение закона распределения проницаемости  

 

На основании лабораторных исследований проницаемости кернов (см. таблицу 2) составляется таблица 3, и определяются следующие параметры [1], [6], [7]:

­       общее количество определений проницаемости

,

(1)

где  – число определений в -м интервале изменения проницаемости;

 – число интервалов, выделенных в диапазоне изменения проницаемости;

­       статистическая вероятность для каждого интервала изменения проницаемости

,

(2)

­       среднее значение проницаемости

 мкм2,

(3)

где  – среднее значение проницаемости -го интервала;

­       дисперсия проницаемости

 мкм2,

(4)

­       среднеквадратичное отклонение проницаемости

 мкм2,

(5)

­       коэффициент вариации проницаемости

 

(6)

В виду того, что значение вариации проницаемости входит в интервал от 0,75 до 0,85,  распределение подчиняется  закону  распределения  М.М. Саттарова [1, 2].

Таблица 3

Значения расчетных параметров

 

Интервал изменения проницаемости, мкм2

Число определений,

Вероятность,

 

 

 

0,0-0,1

15

0,0503

0,0025

0,1697

0,0085

0,1-0,2

25

0,0839

0,0126

0,1615

0,0135

0,2-0,3

37

0,1242

0,0310

0,1470

0,0183

0,3-0,4

95

0,3188

0,1116

0,0917

0,0292

0,4-0,5

60

0,2013

0,0906

0,1049

0,0211

Продолжение таблицы 3

 

0,5-0,6

21

0,0705

0,0388

0,1411

0,0099

0,6-0,7

15

0,0503

0,0327

0,1457

0,0073

0,7-0,8

11

0,0369

0,0277

0,1496

0,0055

0,8-0,9

5

0,0168

0,0143

0,1601

0,0027

0,9-1,0

4

0,0134

0,0128

0,1613

0,0022

1,0-1,1

3

0,0101

0,0106

0,1631

0,0016

1,1-1,2

3

0,0101

0,0116

0,1623

0,0016

1,2-1,3

2

0,0067

0,0084

0,1649

0,0011

1,3-1,4

1

0,0034

0,0045

0,1680

0,0006

1,4-1,5

1

0,0034

0,0049

0,1677

0,0006

 

Дифференциальная теоретическая функция распределения проницаемости определяется по формуле:

.

(7)

Интегральная теоретическая функция распределения проницаемости определяется по формуле:

,

(8)

где  – интеграл вероятностей или функция Лапласа (определяется по таблицам [3]);

    – параметр распределения.

 мкм2.

(9)

Далее проводится расчет:

­       значений интегральной статической функции распределения проницаемости

;

(10)

­       значений дифференциальной статистической функции распределения проницаемости

;

(11)

Для  имеем:

;

 

;

 

;

 

;

 

;

 

.

 

Аналогичным образом рассчитываем по остальным интервалам.

Результаты расчета сводим в таблицу 4.

На основании данных, предоставленных в таблице 4, графически строятся статистические и теоретические интегральные и дифференциальные функции распределения проницаемости (рисунок 1).

Таблица 4

Значения расчетных параметров

 

Интервал изменения проницаемости, мкм2

Число определений,

 

 

 

 

 

0,0-0,1

15

15

0,0503

0,1881

0,0503

0,1450

0,1-0,2

25

40

0,1342

0,3340

0,0839

0,1749

0,2-0,3

37

77

0,2584

0,4349

0,1242

0,1572

0,3-0,4

95

172

0,5772

0,5182

0,3188

0,1295

0,4-0,5

60

232

0,7785

0,5837

0,2013

0,1023

0,5-0,6

21

253

0,8490

0,6367

0,0705

0,0787

0,6-0,7

15

268

0,8993

0,6814

0,0503

0,0596

0,7-0,8

11

279

0,9362

0,7219

0,0369

0,0446

0,8-0,9

5

284

0,9530

0,7530

0,0168

0,0330

0,9-1,0

4

288

0,9664

0,7812

0,0134

0,0243

1,0-1,1

3

291

0,9765

0,8067

0,0101

0,0178

1,1-1,2

3

294

0,9866

0,8276

0,0101

0,0130

1,2-1,3

2

296

0,9933

0,8466

0,0067

0,0094

1,3-1,4

1

297

0,9966

0,8620

0,0034

0,0068

1,4-1,5

1

298

1,0000

0,8762

0,0034

0,0049

 

Оценка степени соответствия статистического закона распределения теоретическому проводится с помощью критерия согласия А.Н. Колмогорова [3]:

,

(12)

,

(13)

 

 

, следовательно, теоретический закон распределения подобран верно. а)

 

б)

Рисунок 1 - Дифференциальная (а) и интегральная (б) функции распределения проницаемости

 


1.1       Схематизация реальной формы залежи гидродинамической расчетной схемой

 

Согласно [4],[6],[7] залежь схематизируется равновеликим по объему кольцом.

Определяются радиусы рядов скважин и контуров нефтеносности и питания, а также расстояния между скважинами в рядах.

Радиус третьего ряда () определяется из соотношения:

 

,

(14)

Откуда

 

 м.

(15)

 

Определяется среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по данным таблицы 1.

 

 

(16)

где  – общее количество скважин, по которым проведено определение эффективной нефтенасыщенной толщины пласта;

   – значение эффективной нефтенасыщенной толщины в -ой скважине.

Радиус второго ряда скважин определяется из соотношения:

 

,

(17)

откуда

 

 м.

(18)

Радиус второго ряда скважин определяется из соотношения:

 

,

(19)

откуда

 м.

(20)

 

Радиус внутреннего контура нефтеносности определяется из соотношения:

 

,

(21)

откуда

 м.

(22)

Радиус внешнего контура нефтеносности определяется из соотношения:

 

;

(23)

;

 

получаем квадратное уравнение

 

,

 

откуда  м.

Радиус контура питания по условию удален от внешнего контура нефтеносности на 1000 м, следовательно,

 

 м.

(24)

 

Расстояние между скважинами первого ряда

 

 м.

(25)

 

Расстояние между скважинами второго ряда

 

 м.

(26)

 

Расстояние между скважинами первого ряда

 

 м.

(27)

 

Далее в масштабе выполняется чертеж расчетной гидродинамической схемы (рисунок 2).

 

Масштаб  1:750

 

Рисунок 2 – Расчетная гидродинамическая схема

                1 – нагнетательные скважины; 2 – добывающие скважины

 

 

2       Расчет уровня добычи по залежи и дебитов скважин

 


Составляется схема эквивалентных фильтрационных сопротивлений (рисунок 3) [6].

Выбирается направление обхода против часовой стрелки и составляется система уравнений:

 

(28)

где , ,  – соответственно забойное давление в скважинах первого, второго и третьего рядов;

, ,  – дебиты первого, второго, третьего рядов соответственно;

, ,  – внешние сопротивления первого, второго, третьего рядов соответственно;

, ,  – внутренние сопротивления первого, второго, третьего рядов соответственно;

;

(29)

.

(30)

Решается полученная система уравнений методом сложения:

;

(31)

;

(32)

;

(33)

,

(34)

где  – дебит скважины.

Определяются внешние фильтрационные сопротивления:

;

(35)

  МПа.с/(мкм2.м).

 

;

(36)

  МПа.с/(мкм2.м).

 

;

(37)

  МПа.с/(мкм2.м).

 

Определяется внутренние фильтрационные сопротивления в третьем ряду:

;

(38)

     МПа.с/(мкм2.м).

 

Определяется дебит одной скважины из уравнения:

,

(39)

где

;

(40)

;

(41)

.

(42)

Отсюда получается

;

(43)

     =

=40,82 м3/сут.

 

Определяется суточный объём добычи:

­       по первому ряду

 м3/сут;

 

­       по второму ряду

 м3/сут;

 

­       по третьему ряду

 м3/сут;

 

­       по залежи в целом

;

(44)

 м3/сут.

 

Определяется объём добычи по рядам и по залежи в целом:

­       за первый год по первому ряду:

,

(45)

где  – количество календарных дней в году;

 – -ое количество месяцев в году, в течение которых скважины находятся в эксплуатации;

м3/год

 

­       за второй год по третьему ряду

,

(46)

где второе слагаемое введено ввиду того, что количество скважин в ряду нечётное;

м3/год

 

­       за первый год по второму ряду

 м3/год;

(47)

­       за второй год по второму ряду

;

(48)

 м3/год;

 

­       за первый год по третьему ряду

;

(49)

 м3/год;

 

­       за второй год по третьему ряду

;

(50)

 м3/год;

 

­       за первый год по залежи в целом

;

(51)

 м3/год;

 

­       за второй год по залежи в целом

;

(52)

 м3/год;

 

­       за третий год по залежи в целом

;

(53)

 м3/год,

 

где 365 – количество дней в году.

В последующие годы добыча будет постоянной.


2.1      Расчет необходимости поддержания пластового давления и параметров системы заводнения

 

Рассчитывается изменение пластового давления при упруговодонапорном режиме на контуре питания по формуле [6]

,

(54)

где  – суммарный отбор жидкости из залежи;

 – время с начала разработки;

 – интегральная показательная функция, табулированная в справочниках и учебниках [4];

 – пьезопроводность пласта.

Предварительно рассчитывается коэффициент пьезопроводности:

;

(55)

м2/с.

 

Определяется падение давления на контуре питания через три года:

 МПа,

 

где 31536.103 – количество секунд в году.

За три года эксплуатации давление на контуре   питания   упадет   на     7,32 МПа, следовательно, необходимо поддержание пластового давления.

Определяется годовой объем закачки

;

(56)

   м3/год.

 

Определяется коэффициент приемистости нагнетательных скважин

,

(57)

где  – принимается равным 500 метров (согласно [4]).

 м3/(Па.с).

 

Определяется давление на устье нагнетательной скважины

,

(58)

где  – давление столба воды на забой скважины.

МПа.

 

Рассчитывается забойное давление в нагнетательной скважине

,

(59)

 МПа.

 

Приемистость нагнетательной скважины определяется по формуле

,

(60)

где  – необходимый суточный объем закачки воды

 м3/сут.

(61)

Далее для значений , приведенных в таблице 5 определяются значения  [6].

 м3/сут.

 

 

Таблица 5

, м3/сут

100

200

400

600

800

1000

, м3/сут

158,96

131,8

112,57

103,72

98,24

94,37

 

По графику (рисунок 4) определяется искомое значение приемистости

 м3/сут.

(61)

Число нагнетательных скважин будет равно

.

(62)

 

 

Рисунок 4 – Зависимость приемистости нагнетательных скважин (qн ) от суточного объема закачки воды  (q/з)

 

2.2      Расчёт процесса обводнения методом М.М. Сатарова

 

Согласно этой методике [5] реальный пласт заменяется набором трубок тока, имеющих различную проницаемость.

Допущения методики:

­       проницаемость трубок тока () подчинена закону распределения М.М. Саттарова [5];

­       проницаемость каждой трубки тока по длине постоянна;

­       вытеснение нефти на каждой трубке тока поршневое;

­       скорость вытеснения нефти водой пропорциональна проницаемости трубок тока;

­       перетоки жидкости между трубками тока отсутствуют;

Расчёты производятся в следующем порядке [6]:

­       задается ряд значений  от 0 до 10;

­       определяется параметр  по формуле:

 

 

(63)

 

­       определяется проницаемость трубок тока, по которым к галерее поступает нефть по формуле:

;

(64)

­       определяется проницаемость трубок тока, по которым к галерее поступает вода по формуле:

;

(65)

­       определяется коэффициент подвижности по формуле:

;

(66)

 

­       определяется изменение доли нефти в добываемой жидкости по формуле:

;

(67)

­       рассчитывается значение безразмерного времени по формуле:

;

(68)

Для   имеем:

 

 

;

 

;

 

;

 

;

 

 

 

 

Аналогичным образом рассчитываются последующие значения .

Результаты расчёта сводятся в таблицу 6, после чего строится зависимость доли нефти в добываемой жидкости от безразмерного времени (рисунок 5).

 

 

Рисунок 5 – Зависимость доли нефти добываемой жидкости от безразмерного времени

 

Таблица 6

Значения расчётных параметров

 

 

 

 

 

 

 

0,0

0,0000

0,0000

0,41445

0,0000

0,2

0,0062

0,00257

0,41188

0,001868

16,17948

0,4

0,0218

0,009035

0,405415

0,006641

8,001013

0,6

0,0534

0,022132

0,392318

0,016642

5,214192

0,8

0,0984

0,040782

0,373668

0,031704

3,782675

0,9

0,1240

0,051392

0,363058

0,040736

3,297667

1,0

0,1507

0,062458

0,351992

0,050542

2,907158

1,2

0,2095

0,086827

0,327623

0,073651

2,311156

1,4

0,2677

0,110948

0,303502

0,09883

1,886416

1,6

0,3299

0,136727

0,277723

0,128688

1,562173

1,8

0,3919

0,162423

0,252027

0,162016

1,310238

2,0

0,4503

0,186627

0,227823

0,197272

1,112784

2,2

0,5068

0,210043

0,204407

0,235633

0,953195

2,4

0,5589

0,231636

0,182814

0,275424

0,824376

2,6

0,6082

0,252068

0,162382

0,317731

0,717825

2,8

0,6533

0,27076

0,14369

0,361145

0,629908

3,0

0,6940

0,287628

0,126822

0,404901

0,55705

3,5

0,7796

0,323105

0,091345

0,514837

0,421831

4,0

0,8440

0,349796

0,064654

0,618768

0,332475

4,5

0,8909

0,369234

0,045216

0,710126

0,271823

5,0

0,9249

0,383325

0,031125

0,786993

0,229171

6,0

0,9651

0,399986

0,014464

0,892427

0,175733

7,0

0,9844

0,407985

0,006465

0,949826

0,144356

8,0

0,9932

0,411632

0,002818

0,977687

0,123809

9,0

0,9971

0,413248

0,001202

0,990398

0,109066

10,0

0,9981

0,413663

0,000787

0,993695

0,097932

Далее проводится расчёт процесса обводнения и изменения дебитов нефти, воды и жидкости по рядам и в целом по залежи во времени [6]:

­       определяются активные запасы между внешним контуром нефтеносности и первым рядом скважин:

;

(69)

 м3;

 

­       определяется безразмерное время для первого ряда скважин по формуле:

;

(70)

где  – время с начала разработки.

­       определяются активные запасы между первым и вторым рядами скважин:

;

(71)

 м3;

 

­       определяется безразмерное время для второго ряда скважин по формуле:

;

(72)

­       определяются активные запасы между вторым и третьим рядами скважин:

;

(73)

 м3;

 

­       определяется безразмерное время для третьего ряда скважин по формуле:

;

(74)

где , ,  – добыча жидкости 1, 2, 3-го рядов.

­       объём добычи нефти определяется по формуле:

,

(75)

где

;

(76)

­       объём добычи воды определяется по формуле:

.

(77)

 

Для первого ряда имеем:

;

 

.

 

По графику зависимости  от  (рисунок 5) определяем:

для  ;

для ;

;

 

 м3/год;

 

 м3/год.

 

Для второго ряда имеем:


Ключевые слова -


ФНГ ФИМ ФЭА ФЭУ
Copyright 2018. Для правильного отображения сайта рекомендуем обновить Ваш браузер до последней версии!