Гидродинамические расчеты по разработке нефтяных месторождений

Тип работы:
Лабораторная работа
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Лабораторная работа № 3

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1 СВОДКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

2 ВЫБОР ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

3 СХЕМАТИЗАЦИЯ ФОРМЫ ЗАЛЕЖИ

4 РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ВВЕДЕНИЕ

Гидродинамические расчеты составляют основную часть проектов разработки нефтяных месторождений. Поэтому правильной постановке задач и выбору расчетных параметров необходимо уделять особое внимание. В данном случае все параметры, характеризующие первоначальное состояние залежи, физические свойства пласта и пластовых жидкостей принимаются как исходные данные, собранные при геологическом изучении месторождения.

Как следует из геологического изучения, песчанники выбранного эксплуатационного объекта монолитные и характеризуются относительной выдержанностью литолого-фациального состава, крепкие, хорошо сцементированные. Это исключает образование песчаных пробок на забое скважин, и с этой точки зрения дебиты скважин не ограничены. Поэтому темпы разработки залежи будут ограничиваться забойными давлениями, количеством и размещением скважин.

1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

1

Периметр расчетного контура

Рр=38 000 м

2

Площадь в расчетном контуре

Sн=37•106 м2

3

Эффективная толщина в контуре

hн=11,5 м

4

Глубина скважины

Н=1600 м

5

Проницаемость

к=0,3•10−12 м2

6

Вязкость нефти

мн=1,8•10−3 Па•с

7

Вязкость пластовой воды

мв=1,1•10−3 Па•с

8

Радиус скважины

rс=1,9•10−3 м

9

Пористость

m=0. 2

10

Коэффициент нефтенасыщения

в=0,876

11

Коэффициент нефтеотдачи

з=0,65

12

Пересчетный коэффициент

в=1,4 м3/т

13

Пластовое давление

Рпл=Н/10=1600/10=160атм=16МПа

2 ВЫБОР ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ

Для выбора расчетных вариантов разработки необходимо знать предел давления фонтанирования — минимальное забойное давление, при котором возможно фонтанирование, которое определяется по формуле:

, (1)

где Н=1600 м — средняя глубина скважин;

Р2=0,5 МПа — буферное давление;

Рнас=9 МПа — давление насыщения;

Gэф=22,2 м3/т — эффективно действующий газовый фактор;

d=2 — диаметр фонтанных труб, дюймы;

гср — средний удельный вес нефти, г/см3;

гн. пл=0,76 г/см3 — удельный вес нефти в пластовых условиях;

гн. пов=0,852 г/см3 = удельный вес нефти на поверхности.

Подставляя в формулу (1) приведенные данные, получим

Как видно, предел давления фонтанирования ниже начального на 5,7МПа, что позволяет рассматривать извлечение нефти из пласта фонтанным способом. В связи с этим предел давления фонтанирования, равный 10,3МПа, принят в дальнейшем при расчете за нижний предел рациональной величины забойного давления.

3 СХЕМАТИЗАЦИЯ ФОРМЫ ЗАЛЕЖИ

Выбранный эксплуатационный объект имеет неправильную геометрическую форму. Точный расчет для данного случая можно выполнить только на электроинтеграторе. Однако выяснено, что при соблюдении определенных условий замена формы залежи правильной геометрической фигурой дает достаточную точность. Заменим площадь выбранного эксплуатационного объекта площадью кольца, внешний периметр которого равен периметру расчетного контура.

Все дальнейшие расчеты проводятся для площади кольца. Замена кольцом делается, когда соотношение малой оси месторождения к большой более одной трети и менее одной второй. Если эта величина будет менее одной трети, то месторождение моделируется полосой.

Из условия замены определим внешний радиус кольца (радиус расчетного контура)

.

Радиус центральной батареи (последнего ряда) определяется из условия равенства площадей (запасов):

Sн= р (rн2 — rц2) ,

откуда

.

4 РАЦИОНАЛЬНОЕ РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН ДЛЯ РАСЧЕТНЫХ ВАРИАНТОВ

Как было указано, радиус расчетного контура равен 6051 м, радиус последнего ряда равен 4983 м. Эксплуатационные ряды и скважины в них располагаем по методике ВНИИ. Для выбора рационального варианта разработки исследуем три расчетных варианта с различным числом эксплуатационных рядов, а именно, от одного до трех. В расчетах принимается, что одновременно в эксплуатации находятся максимально три ряда. Отключение каждого внешнего ряда означает конец этапа.

Здесь рассмотрим вариант, в котором число рядов равно трем, тогда

,

где rц = r3 =4580 м — радиус последнего ряда.

На графике (рисунок 1) для заданного с3 и числа рядов, равного трем, получим

,

тогда

r2=6051•0,885=5355 м,

r1=6051•0,945=5718 м.

По этому же графику находим

откуда

2 lg rн — lg л1 — lg lg rн/rc = 4,

lg л1=2 lg rн — lg lg rн/rc — 4,

lg л1 =2 lg6051 — lg lg — 4,

lg л1=2,75.

Находим значения ,

Зная величины lg л/rc2, и число рядов, работающих одновременно, находим на графике (рисунок 2) расстояние между скважинами в ряду. Соединяя точки, соответствующие значениям 0,12; 0,14; 0,155 на оси с точкой 8,2 на оси lg л/rc2, найдем 2у на каждом ряду для трех вариантов разработки.

Все значения /rc сводим в таблицу 1.

Таблица 1

/rc

I вариант

II вариант

III вариант

1 ряд

3104

5,5104

8104

2 ряд

2,8104

5104

7104

3 ряд

2,5104

4,6104

6,5104

Откуда находим значения 2. (таблица 2)

Таблица 2

2, м

I вариант

II вариант

III вариант

1 ряд

114

209

304

2 ряд

106,4

190

266

3 ряд

95

175

247

нефтяной месторождение гидродинамический

Окончательно принимается:

r1 =5718 м; r2 =5355м; r3 =4983м.

Найдем число скважин в рядах

ni=2ri /2I, значения которых сводим в таблицу 3.

Рисунок 1 Номограмма расположения скважин

Рисунок 2 Номограмма для определения расстояния между скважинами

Таблица 3

n

I вариант

II вариант

III вариант

1 ряд

315

172

118

2 ряд

317

177

126

3 ряд

329

179

127

Приложение А

Исходные данные по вариантам

Вариант

П, А Р, А М Е Т Р Ы

Р ,

103 м

S ,

106 м²

h, м

H, м

kн ,

10−12 м2

мн ,

мПа·с

мв ,

мПа·с

rс ,

10−3 м

Рпл,

МПа

1

33,6

32,2

13,7

1700

0,1

2,5

1,1

1,0

17,0

2

34,0

33,0

12,0

1750

0,1

1,7

1,2

1,1

17,5

3

34,5

34,0

11,0

1800

0,12

1,9

1,3

1,2

18,0

4

35,0

35,0

9,0

1850

0,13

2,1

1,1

1,3

18,5

5

35,5

34,5

10,0

1900

0,16

2,3

1,2

1,4

19,0

6

36,0

35,5

8,5

1950

0,17

2,4

1,3

1,5

19,5

7

36,5

36,0

10,2

1850

0,28

2,5

1,1

1,6

18,5

8

37,0

36,0

7,5

2000

0,3

2,6

1,2

1,7

20,0

9

37,5

36,5

12,5

1650

0,31

2,7

1,3

1,8

16,5

10

38,0

37,0

11,5

1600

0,30

2,8

1,1

1,9

16,0

11

38,5

37,5

10,5

1720

0,34

2,9

1,2

2,0

17,2

12

39,0

38,5

9,5

1740

0,24

2,8

1,1

1,0

17,4

13

39,5

38,0

7,5

1760

0,34

2,7

1,2

1,1

17,6

14

40,0

39,0

6,5

1780

0,24

2,6

1,2

1,2

17,8

15

40,5

40,0

6,0

1800

0,25

2,5

1,3

1,3

18,0

16

41,0

39,0

7,0

1820

0,26

2,4

1,2

1,4

18,2

17

41,5

40,5

8,0

1840

0,3

2,3

1,1

1,5

18,4

18

42,0

41,0

8,5

1860

0,28

2,1

1,2

1,6

18,6

19

42,0

41,5

7,5

1880

0,26

2,0

1,3

1,7

18,8

20

43,0

42,5

6,0

1900

0,24

2,3

1,2

1,8

19,0

21

43,5

43,0

6,5

1920

0,22

2,7

1,1

1,9

19,2

22

33,5

35,0

8,2

1940

0,2

2,8

1,1

2,0

19,4

23

33,0

34,0

8,6

1960

0,19

3,0

1,2

1,1

19,6

24

32,5

45,0

7,2

1980

0,18

3,1

1,1

1,1

19,8

25

32,0

46,0

6,0

1900

0,11

3,2

1,3

1,2

19,0

Продолжение приложения А

Вариант

П, А Р, А М Е Т Р Ы

Р ,

103 м

S ,

106 м²

h, м

H, м

kн ,

10 м²

мн ,

мПа·с

мв ,

мПа·с

rс ,

10−3 м

Рпл,

МПа

26

32,0

45,5

5,6

1700

0,12

3,4

1,2

1,3

17,0

27

31,5

46,5

5,8

1680

0,13

3,5

1,2

1,2

16,8

28

31,0

40,0

6,2

1860

0,14

3,6

1,3

1,1

18,6

29

35,0

39,0

6,0

1800

0,15

3,5

1,2

1,2

18,0

30

34,5

38,0

6,4

1750

0,16

3,4

1,1

1,3

17,5

31

34,0

37,0

6,6

1600

0,17

3,3

1,2

1,2

16,0

32

33,0

36,0

7,0

1650

0,18

3,2

1,2

1,1

16,5

Общие параметры:

m = 20%; = 0. 876; = 0. 65; в = 1,4 м3/т; н. пл = 0,76 т/м3;

н. пов = 0,85 т/м3; Р2 = 0,5 МПа; d = 2″; Gэф= 22.2 м3/т; Рнас = 0,75 Рпл.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой