Расчет амплитудного дебита нефти для второго
Исходные данные к расчету
Исходные данные | Размерность | Значение |
1. Глубина залегания эксплуатационного объекта | м | 2000 |
2. Тип залежи | Пласт.-сводовая | |
3. Размер участка залежи | км | 5х10 |
4.Эффективная нефтенасыщенная толщина | м | 10 |
5.Средняя пористость коллекторов | д.ед. | 0,22 |
6. Средняя нефтенасыщенность | д.ед. | 0,88 |
7. Проницаемость | мкм2 | 0,075 |
8. Доля неколлектора | д.ед. | 0,15 |
9. Шаг изменчивости коллекторских свойств | м | 600 |
10. Плотность нефти в поверхностных условиях | т/ м3 | 0,85 |
11. Объёмный коэффициент нефти | 1,30 | |
12. Газонасыщенность пластовой нефти | м3/ т | 100 |
13. Начальное пластовое давление | МПа | 20 |
14. Давление насыщения нефти газом | МПа | 12 |
15. Вязкость пластовой нефти | мПа∙с | 2 |
16. Плотность вытесняющего агента | т/ м3 | 1 |
17. Вязкость вытесняющего агента | мПа∙с | 1 |
18. Коэффициент вытеснения | д.ед. | 0,70 |
19. Расчётная неоднородность процесса вытеснения | безразм. | 0,70 |
20. Срок службы скважин | лет | 40 |
21. Приведенный радиус скв. | м | 0,10 |
22. Плотность сетки скважин | га / скв. | 32 |
23. Предельная обводнённость продукции скважин | % | 90 |
24. Доля чуждой воды в продукции скважин | д.ед. | 0,02 |
25. Доля теряемого закачиваемого агента | д.ед. | 0,10 |
26. Процент исследованных скважин от общего числа | % | 10 |
Система заводнения – площадная;
давление на забоях скважин:
|
|
нагнетательных – 0,8∙Ргорн.;
добывающих – Рнас..
Рассчитываем два варианта разработки месторождения. Первый вариант (базовый) рассчитываем по заданным исходным данным. Второй вариант рассчитываем, исходя из того, что плотность сетки скважин увеличилась в два раза, все остальные данные остаются как в первом варианте разработки.
Динамику показателей разработки рассчитываем на 15 лет для двух вариантов разработки. Затем сравниваем эти два варианта разработки и проводим анализ влияния уплотнения сетки скважин на технологические показатели разработки.
Расчёт начальных геологических запасов нефти залежи
Определяем начальные геологические запасы нефти:
,
где F – площадь нефтеносности участка, м2; h – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; m – средняя пористость коллекторов, д.ед.; Sн – средняя нефтенасыщенность, д.ед.; bн – объёмный коэффициент нефти, ед; rн.пов – плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3.
;
тонн.
Расчет амплитудного дебита залежи и одной пробуренной
Скважины
Расчет амплитудного дебита нефти для первого
Варианта разработки
|
|
2.1.1 Расчет коэффициента продуктивности.
Проектное количество пробуренных скважин:
,
где F – площадь нефтеносности, м2;
– плотность сетки скважин, га/скв. ---меняется для второго варианта разработки
скважин.
Радиус контура питания:
Коэффициент продуктивности:
.
.
.
2.1.2 Определение давления на забоях нагнетательных скважин.
Давление на забоях нагнетательных скважин:
.
Горное давление:
плотность горной породы: .
Давление на забоях добывающих скважин равно давлению насыщения:
2.3 Отработанное время в амплитудном дебите.
, – коэффициент эксплуатации.
2.1.4 Выбираем систему заводнения.
Выбираем квадратную сетку расположения скважин. Система – девятиточечная.
– добывающие скважины;
– нагнетательные скважины;
– выделенный элемент.
Рисунок 1 – Система заводнения
2.1.5 Определение фильтрационного коэффициента.
Определяем по формуле В.Д. Лысенко, подобранной на основе моделирования:
, – коэффициент вытеснения.
2.6 Определение коэффициента подвижности нефти.
|
|
, – вязкость вытесняющего агента.
2.1.7 Определение коэффициентов, учитывающих соотношение добывающих и нагнетательных скважин.
Для выделенного элемента (рисунок 1):
Количество добывающих скважин: .
Количество нагнетательных скважин: .
Коэффициент:
.
Поскольку система заводнения площадная и все скважины находятся на первой орбите относительно нагнетательной скважины:
.
2.1.8 Определение функции производительности.
Функция производительности для площадных систем разработки:
.
2.9 Определение коэффициента .
Коэффициент надежности , учитывающий ограниченное число исследованных скважин по сравнению с проектным числом скважин и влияние зональной неоднородности :
,
Поскольку исследовано 10% от общего количества скважин, то: скважин.
Принимаем равным расчетной неоднородности процесса вытеснения ( ), т.е.: .
.
2.1.10 Определение коэффициента .
Коэффициент , учитывающий снижение общего дебита системы скважин из-за прерывистости и зональной неоднородности проводимости пластов:
,
– доля неколлектора; м – шаг изменчивости коллекторских свойств.
.
2.1.11 Определение коэффициента .
|
|
Коэффициент , учитывающий влияние на амплитудный дебит нефти сгущение проектной сетки скважин:
.
В проекте не предусмотрено сгущение сетки скважин, поэтому принимаем .
2.1.12 Определение коэффициента .
Коэффициент запаса прочности амплитудного дебита нефти:
.
2.1.13 Определение амплитудного дебита нефти.
Амплитудный дебит нефти одной скважины
Расчет амплитудного дебита нефти для второго
Варианта разработки
Для оценки технологической эффективности регулирования путем уплотнения сетки скважин меняем в исходных данных плотность сетки скважин. Принимаем для второго варианта плотность сетки 8 .
Пересчитываем все величины, которые изменились в результате этой замены.
Значение начальных геологических запасов нефти, давление на забоях нагнетательных скважин, фильтрационный коэффициент и функция производительности не меняются, остальные величины пересчитываем.
Проектное количество пробуренных скважин:
скважин.
Радиус контура питания:
Коэффициент продуктивности:
Систему заводнения оставляем такой же, как и для первого варианта разработки.
скважины.
.
.
Коэффициент , учитывающий влияние на амплитудный дебит нефти сгущение проектной сетки скважин:
.
.
Коэффициент запаса прочности амплитудного дебита нефти:
.
Определяем амплитудный дебит нефти одной скважины:
Дата добавления: 2019-02-12; просмотров: 368; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!