СКАЧАТЬ:  kurs.-po-vorsinoy-redaktir.zip [1,21 Mb] (cкачиваний: 164)

Содержание

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

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

Таблица 2

Значения коэффициентов проницаемости по результатам

лабораторных исследований 

Удельные затраты энергии для повышения давления 1 м³ воды на 0,1 МПа () – 6,1 кВт^.ч/м^3. 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

где  – число определений в -м интервале изменения проницаемости;

 – число интервалов, выделенных в диапазоне изменения проницаемости;

­       статистическая вероятность для каждого интервала изменения проницаемости

­       среднее значение проницаемости

где  – среднее значение проницаемости -го интервала;

­       дисперсия проницаемости

­       среднеквадратичное отклонение проницаемости

­       коэффициент вариации проницаемости

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

Продолжение таблицы 3

Дифференциальная теоретическая функция распределения проницаемости определяется по формуле:

Интегральная теоретическая функция распределения проницаемости определяется по формуле:

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

    – параметр распределения.

Далее проводится расчет:

­       значений интегральной статической функции распределения проницаемости

­       значений дифференциальной статистической функции распределения проницаемости

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

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

, 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:

Откуда

Определяется среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины по данным таблицы 1.

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:

откуда

Радиус второго ряда скважин определяется из соотношения:

откуда

Радиус внутреннего контура нефтеносности определяется из соотношения:

откуда

Радиус внешнего контура нефтеносности определяется из соотношения:

получаем квадратное уравнение

откуда  м.

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

Расстояние между скважинами первого ряда

Расстояние между скважинами второго ряда

Расстояние между скважинами первого ряда

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:

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;

Решается полученная система уравнений методом сложения:

где  – дебит скважины.

Определяются внешние фильтрационные сопротивления:

Определяется внутренние фильтрационные сопротивления в третьем ряду:

Определяется дебит одной скважины из уравнения:

где

Отсюда получается

Определяется суточный объём добычи:

­       по первому ряду

­       по второму ряду

­       по третьему ряду

­       по залежи в целом

Определяется объём добычи по рядам и по залежи в целом:

­       за первый год по первому ряду:

где  – количество календарных дней в году;

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

­       за второй год по третьему ряду

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

­       за первый год по второму ряду

­       за второй год по второму ряду

­       за первый год по третьему ряду

­       за второй год по третьему ряду

­       за первый год по залежи в целом

­       за второй год по залежи в целом

­       за третий год по залежи в целом

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]

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:

Определяется падение давления на контуре питания через три года:

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

Определяется коэффициент приемистости нагнетательных скважин

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

Определяется давление на устье нагнетательной скважины

где  – давление столба воды на забой скважины.

Рассчитывается забойное давление в нагнетательной скважине

Приемистость нагнетательной скважины определяется по формуле

где  – необходимый суточный объем закачки воды

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

Таблица 5

По графику (рисунок 4) определяется искомое значение приемистости

Число нагнетательных скважин будет равно

Рисунок 4 – Зависимость приемистости нагнетательных скважин (q_н ) 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:

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

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

­       определяется коэффициент подвижности по формуле:

­       определяется изменение доли нефти в добываемой жидкости по формуле:

­       рассчитывается значение безразмерного времени по формуле:

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

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:

­       определяется безразмерное время для первого ряда скважин по формуле:

где  – время с начала разработки.

­       определяются активные запасы между первым и вторым рядами скважин:

­       определяется безразмерное время для второго ряда скважин по формуле:

­       определяются активные запасы между вторым и третьим рядами скважин:

­       определяется безразмерное время для третьего ряда скважин по формуле:

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

­       объём добычи нефти определяется по формуле:

где

­       объём добычи воды определяется по формуле:

Для первого ряда имеем:

По графику зависимости  от  (рисунок 5) определяем:

для  ;

для ;

Для второго ряда имеем: