Расчет продолжительности разработки нефтяной залежи. Подсчет запасов нефтяной залежи

ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА 3 Расчет продолжительности разработки нефтяной залежи Подсчет запасов нефтяной залежи

Задача 1

Определить продолжительность разработки круговой залежи. Для решения задачи необходимо изучить тему 5 «Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений.

Исходные данные приведи в таблице 1

Таблица 1

Решение:

Продолжительность разработки месторождения определяется поэтапно. Каждый следующий этап разработки соответствует продолжительности рассчитанного контура нефтеносности от его начального положения до линии первого ряда скважины R1, от линии первого ряда до линии второго ряда R2 и так далее

Rн, м R1, м R2, м R3, м S, м h, м m, % q, м/сут

29920 2448 1995 1680 480 8,7 20 77

Рассчитываем запасы нефти извлекаемые на каждом этапе : 𝑉1=𝜋∙(𝑅н2−𝑅12)∙ℎ∙𝑚 , [м3] 𝑉1=𝜋∙(299202−24482)∙8,7∙0,2=4 860 771 142,54 м3 𝑉2=𝜋∙(𝑅12−𝑅22)∙ℎ∙𝑚 , [м3] 𝑉2=𝜋∙(299202−19952)∙8,7∙0,2=4 869 304 422,45 м3 𝑉3=𝜋∙(𝑅22−𝑅32)∙ℎ∙𝑚 , [м3] 𝑉3=𝜋∙(299202−16802)∙8,7∙0,2=4 875 640 149,6 м3 𝑉4=𝜋∙(𝑅32−𝑟𝑐2)∙ℎ∙𝑚 ,[м3] 𝑉4=𝜋∙(16802−0,012)∙8,7∙0,2=15 420 464,63 м3

Определяем общие запасы нефти: 𝑉общ=𝑉1+𝑉2+𝑉3+𝑉4 ,[м3] 𝑉общ=54 061 136 178,62 м3

Определяем число скважин в каждом ряду: 𝑛1=2∙𝜋∙𝑅1𝑆 𝑛1=2∙𝜋∙2448600=25,6224 𝑛2=2∙𝜋∙𝑅2𝑆

где Rн - радиус начального контура нефтеносности

R1,R2,R3 - радиусы 1,2,3 эксплуатационного ряда

h - мощность пластов

m - коэффициент пористости

rс - радиус центральной скважины rс=0,01 м

𝑛2=2∙𝜋∙1995600=20,881 𝑛3=2∙𝜋∙𝑅3𝑆 𝑛3=2∙𝜋∙1680600=17,584

где S -расстояние между скважинами

Определить суммарный дебит для скважин каждого ряда: 𝑄1=𝑞∙𝑛1 𝑄1=77∙25,6224=1 972,92 𝑄2=𝑞∙𝑛2 𝑄2=77∙20,881=1 607,83 𝑄3=𝑞∙𝑛3 𝑄3=77∙17,584=1 353,96

где q -предельно допустимый дебит каждой скважины м3/сут. 𝑄𝑝1=𝑞∙(𝑛1+𝑛2+𝑛3+1),м3/сут 𝑄𝑝1=77∙(25,6224+20,881+17,584+1)= 5 011,72 м3/сут 𝑄𝑝2=𝑞∙(𝑛2+𝑛3+1),м3/сут 𝑄𝑝2=77∙(20,881+17,584+1)=3 038,8 м3/сут 𝑄𝑝3=𝑞∙(𝑛3+1), м3/сут 𝑄𝑝3=77∙(17,584+1)=1 430,96 м3/сут

Определяем продолжительность этапов разработки: 𝑡1=𝑉1𝑄𝑝1,[сут] 𝑡1=4 860 771 142,545 011,72=969 880,82 сут 𝑡2=𝑉2𝑄𝑝2,сут

𝑡2=4 869 304 422,453 038,8=1 602 377,39 сут 𝑡3=𝑉3𝑄𝑝3,[сут] 𝑡3=4 875 640 149,61 430,96=3 407 251,18 сут

Определяем общую продолжительность разработки залежи нефти: 𝑡=𝑡1+𝑡2+𝑡3365,[лет] 𝑡=969 880,82+1 602 377,39+3 407 251,18365=16 382,21 лет

Задача 2

Вычислить балансовые нефтяной залежи круглой формы. Исходные данные приведены в таблице 2

Решение:

Рассчитываем площадь нефтеносности круговой залежи: 𝐹=𝜋∙𝑅32,[м2] 𝐹=𝜋∙5,32=88,2 м2

Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти:

𝜌н.д.=𝜌н𝜌в,[кгм3⁄]

Рпл, МПа Тпл, К ρн, кг/м3 ρг, кг/м3 G0, м3/м3 Sн h, м m,% R3, м

24 338 836 1,165 150 0,7 23 21 5,3

где 𝜌в=1000кг/м3 𝜌н.д.=8361000=0,836

Находим значение эмпирического коэффициента: 𝜆0=10−3(4,3+0,858𝜌г+5,2(1−1,5∙10−3∙𝐺0)∙10−3∙𝐺0−3,54∙∙𝜌н.д) 𝜆0=10−3(4,3+0,858∙1,165+5,2∙(1−1,5∙10−3∙150)∙10−3∙∙150−3,54∙0,836)=0,294

Рассчитываем коэффициенты термического расширения дегазированной нефти: 𝑑=10−3 2.638(1.169−𝜌н.д.) при 0,78≤𝜌н.д.≥0,86 1,975(1,272−𝜌н.д.) при 0,86≤𝜌н.д.≥0,96 2,638(1,169−0,836)=0,952

Рассчитываем объемный коэффициент: bн=1+λ0∙G0+αн∙(t−20)−βн∙Рпл bн=1+0,294∙150+10−3∙(64,85−20)−5,6∙10−4∙24=45,01

где βн=5,6∙10-4, 1/МПа – коэффициент сжимаемости нефти

Определим плотность нефти в пластовых условиях: ρн.п=1bн∙(ρн.д.+ρг∙G0),кг/м3 ρн.п=145,01∙(0,836+1,165∙150)=3,9 кг/м3

Балансовые запасы при пластовых условиях:

𝑄н.б.=𝐹∙ℎ∙𝑚∙𝑆н∙𝜌н.п∙10−3,т 𝑄н.б.=88,2∙23∙0,21∙0,7∙3,9∙10−3=1,16 т

Балансовые