Расчет технологических показателей разработки нефтяной залежи на 15 лет
Автор: mqaa • Апрель 16, 2018 • Курсовая работа • 3,119 Слов (13 Страниц) • 943 Просмотры
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное
учреждение высшего образования
«Пермский национальный исследовательский
политехнический университет»
Горно-нефтяной факультет
Кафедра «Нефтегазовые технологии»
Курсовой проект:
Расчет технологических показателей разработки нефтяной залежи на 15 лет
Вариант №14
Выполнил: ст. гр. РНГМ-15-1б
Тимофеев О.В.
Проверил: к.т.н., доцент
Турбаков М.С.
Пермь, 2018 г.
Содержание
Введение 3
Исходные данные 3
Общая методика расчета 4
3.Расчет показателей разработки на 15 лет для одного элемента 9
4. Расчет показателей разработки на 15 лет для месторождения в целом 14
5. Краткая геолого-физическая характеристика объекта разработки 17
6. Характеристика текущего состояния разработки нефтяной залежи 21
6.1. Расчет технологических показателей объекта разработки 21
6.2 Анализ текущего состояния объекта разработки 27
7. Анализ энергетического состояния залежи 29
Заключение 31
Список использованной литературы 32
1. Введение.
При проектировании разработки нефтяных месторождений основные технологические показатели разработки (текущая добыча нефти, воды, обводненность продукции, текущая и конечная нефтеотдача) рассчитывают с помощью соответствующей модели разработки.
Для расчета технологических показателей используют модель разработки, сочетающую модель слоистого неоднородного пласта и модель поршневого вытеснения нефти водой.
2. Исходные данные
Используется площадное заводнение по семиточечной схеме расположения скважин.
Таблица 1.
Площадь нефтеносности, м2 | S = 1430*104 |
Расстояние между двумя добывающими и нагнета-тельными скважинами равно радиусу контура отбора, м | 2=R=400[pic 1] |
Радиус нагнетательной скважины, м | r = 0,10 |
Проницаемость, м2 | k = 0,33*10-12 |
Общая толщина пласта, м | h1 = 28,5 |
Толщина разрабатываемых пропластков, м | h = 24 |
Коэффициент охвата месторождения заводнением | η = 0,8 |
Пористость нефтенасыщенных пород, д.ед. | m = 0,24 |
Вязкость воды, Па*с | µв = 1,1*10-3 |
Вязкость нефти, Па*с | µн = 27*10-3 |
Насыщенность связанной водой | Sсв = 0,1 |
Относительная проницаемость по нефти | kн = 0,9 |
Относительная проницаемость по воде | kв = 0,36 |
Остаточная нефтенасыщенность пропластков | Sн. ост = 0,35 |
Перепад давления между нагнетательной и добывающими скважинами, Па | ΔP = 4*106 |
Радиус контура отбора , м | R=300 |
Скорость ввода элементов в год | n1 =14 |
Срок ввода элементов в разработку, лет | t=5 |
Закон плотности распределения абсолютной проницаемости:
[pic 2]
3. Общая методика расчета
Будем приближенно считать, что при разработке элемента семиточечной системы происходит радиальное вытеснение нефти водой, закачиваемой в нагнетательную скважину, к «контуру отбора», имеющему форму окружности радиуса , на которой находится добывающие скважины.[pic 3]
...