1 задача подсчёт запасов нефтяной залежи



Скачать 178.69 Kb.
Дата15.04.2019
Размер178.69 Kb.
Название файлаЗадачи.docx
ТипЗадача

1 ЗАДАЧА 2. ПОДСЧЁТ ЗАПАСОВ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ
1.1 Постановка задачи

Требуется определить балансовые запасы нефтяной залежи круговой формы.

1.2 Теоретическая часть

По классификации запасов месторождений (залежей) нефти и горючих газов запасы нефти и газов разделяют на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые и забалансовые.

Балансовые запасы удовлетворяют промышленным кондициям и горнотехническим условиям эксплуатации. Эти запасы разделяются на геологические и извлекаемые.

Забалансовыми называются запасы, разработка которых вследствие ограниченности размеров запасов, низкого качества нефти и газа, малой производительности скважин, особой сложности условий эксплуатации нерентабельна в настоящее время, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в будущем.

Первый подсчет запасов нефти проводится до начала проектирования с целью определения подготовленности запасов для промышленного освоения.

Когда составление проекта следует сразу за подсчетом запасов нефти, то цифра полученных запасов может являться исходной как при определении положения расчетного контура нефтеносности, так и для других гидродинамических расчетов.

Если же с момента подсчета запасов до начала составления проекта прошло определенное время, в течение которого по месторождению появились новые данные, то запасы нефти пересчитываются без разделения их на категории по более полным фактическим материалам.

Обычно для этой цели применяют объемный метод подсчета, базирующийся на определении объема порового пространства эксплуатационного объекта, содержащего нефть.

Расчет балансовых запасов при пластовых условиях:
(1.1)

Запасы нефти при стандартных условиях:


, (1.2)

где F – площадь залежи, м2;\



h – толщина пласта, м;

m – пористость, %;

Sн – нефтенасыщенность;

ρн.д – плотность дегазированной нефти, кг/м3;



bн – объёмный коэффициент нефти.
Площадь залежи:

, (1.3)

где R – радиус залежи, км.


Плотность пластовой нефти:
, (1.4)

где Г0 – газонасыщенность плотности нефти, м33.


Объёмный коэффициент нефти, bн:
, (1.5)

где λ0 – эмпирический коэффициент:


; (1.6)

αн – коэффициент термического расширения дегазированной нефти:



, при ; (1.7)

, при ; (1.8)
βн – коэффициент сжимаемости дегазированной нефти, 1/МПа, ;

– относительная плотность дегазированной нефти:
. (1.9)
1.3 Методика выполнения:

1) Рассчитать площадь залежи по формуле (1.3).

2) Определить относительную плотность дегазированной нефти по формуле (1.9).

3) Рассчитать эмпирический коэффициент по формуле (1.6).

4) Определить коэффициент термического расширения дегазированной нефти по формуле (1.7).

5) Рассчитать плотность пластовой нефти по формуле (1.4).

6) Определить объемный коэффициент нефти по формуле (1.5).

7) Определить балансовых запасов нефти при пластовых условиях (1.1).

8) Рассчитать запасы нефти при стандартных условиях (1.2).

1.4 Листинг программы для решения задачи

% Задание 2

% Подсчет запасов нефтяной залежи


% Исходные данные:

% Радиус залежи, км

Rf=3.75;

% Мощность пласта, м

h=5;

% Нефтенасышенность



So=0.45;

% Пластовая температура, 0С

tp=62;

% Пластовое давление, МПа



Pp=15;

% Коэффициент пористости

m=0.26;

% Плотность дегазированной нефти, кг/м3

po=808;

% Газонасышенность плотности нефти, м3/м3

J=149;

% Плотность газа при стандартных условиях, кг/м3



pj=1.165;

% Коэффициент сжимаемости дегазированной нефти, 1/МПа

B=6.5*10^-4;
% Решение:

%1) Рассчитываем площадь залежи, м2:

F=pi*(Rf*10^3)^2;

%2) Определяем относительную плотность дегазированной нефти:

pot=po/1000;

%3) Рассчитываем эмпирический коэффициент:

h0=10^-3*(4.3+0.858*pj+5.2*(1-1.5*10^-3*J)*10^-3*J-3.54*pot);

%4) Определяем коэффициент термического расширения дегазированной нефти:

a=10^-3*2.638*(1.169-pot);

%5) Рассчитываем объемный коэффициент нефти:

bo=1+h0*J+a*(tp-20)-B*Pp;

%6) Определяем плотность пластовой нефти:

pp=1/bo*(po+pj*J);

%7) Определяем балансовые запасы нефти в пластовых условиях, т:

Q=F*h*m*So*pp*10^-3;

%8) Рассчитываем запасы нефти при стандартных условиях:

Qst=Q/bo

2 ЗАДАЧА 3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА СКВАЖИН


2.1 Постановка задачи

При проектировании разработки нефтяного месторождения в нем было выделено два объекта разработки. Пласты характеризуются неоднородным строением и содержат много пропластков и линз. В результате лабораторного изучения процесса вытеснения нефти из пород-коллекторов определены коэффициенты вытеснения и соответственно для первого и второго объектов, а на основе построения зональных карт распространения отдельных пропластков и линз и наложения на нефтеносную часть месторождения различных схем расположения скважин получены зависимости коэффициентов охвата первого и второго объектов воздействием и от соответствующих параметров плотности сеток скважин SС1 и SС2, 104 м2/скв. Эти зависимости оказались линейными. Они имеют вид



(2.1)

(2.2)

Геологические запасы нефти в пластах первого объекта G1 млн.т, а в пластах второго объекта G2 млн.т. Площадь нефтеносности первого объекта S1 м2, а второго S2 м2 . На оба объекта решено пробурить n скважин. Найти, какое число скважин следует пробурить на каждый объект разработки с тем, чтобы суммарные извлекаемые запасы для месторождения в целом получились максимальными?

2.2 Теоретическая часть

Эксплуатационный объект – это часть нефтяной залежи по площади и по толщине пластов, предназначенных для эксплуатации по самостоятельным сеткам скважин (объект – это один или несколько пластов, которые эксплуатируются одной группой).

Сетка скважин определяет число скважин и размещение по площади только для данного объекта разработки.

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Обозначим число скважин, которое следует пробурить на первый объект, через n1, а число скважин, бурящихся на второй объект, – n2, так что:

(2.3)

В соответствии с определением параметра плотности сетки скважин имеем:


; . (2.4)
Извлекаемые запасы из первого и второго объекта обозначим N1 и N2. Тогда, учитывая (2.1) и (2.2), получим:
; (2.5)

. (2.6)
По условию задачи требуется найти максимальное значение N=N1+N2.

Для удобства обозначим:


;

; (2.8)

.
Тогда

. (2.9)
Чтобы найти максимальное значение N, приравняем к нулю производную dN/dn1, т.е.
. (2.10)
Решая уравнение (2.10), получим два корня, один из них Удовлетворяет условию n1≤n:

. (2.11)

2.3 Методика выполнения:

1) Рассчитать значения А, В и D по формуле (2.8).

2) Рассчитать n1, по формуле (2.11).

3) Рассчитать n2 из формулы (2.3).

4) Определить параметры плотности сетки скважин SC1 и SC2 по формуле (2.4).

2.4 Листинг программы для решения задачи

% Задание 3

% Определение числа скважин
% Исходные данные:

% Геологические запасы, млн.т.

G1=105;

G2=65;


% Площадь нефтеносности, м2

S1=6200;

S2=1600;

% Коэффициент вытеснения

N1=0.6;

N2=0.7;


% Число скважин на оба объекта,n

n=155;
% Решение

% 1) Рассчитаем значения A,B и D:

A=G1*N1+G2*N2;

B=0.005*G1*N1*S1;

D=0.00833*G2*N2*S2;

% 2) Рассчитаем n1:

n1=n*sqrt(B)/(sqrt(B)+sqrt(D));

% 3) Рассчитаем n2:

n2=n-n1;

% 4) Определим параметры плотности сетки скважин Sc1 и Sc2:

Sc1=S1/n1

Sc2=S2/n2

3 ЗАДАЧА 4.ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГОДОВОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ


3.1 Постановка задачи

Однопластовое нефтяное месторождение вводится в разработку с использованием пятиточечной схемы расположения скважин. В одном элементе этой схемы, на который приходится одна нагнетательная и одна добывающая скважина (всего две скважины на элемент), содержится Nэ т извлекаемых запасов нефти. Темп разработки элемента zэ=zэ(t) изменяется со временем t по следующему закону, представленному на рисунке 1.



Рисунок 1 – Изменение темпа разработки элемента пятиточечной схемы расположения скважин во времени






(3.1)


Месторождение разбуривается и обустраивается с постоянной скоростью ввода элементов в разработку wэ=w0 элементов в год в период времени 0≤t≤t1 (t1 - время окончания разбуривания и обустройства месторождения). Для рассматриваемого месторождения Zэ0=0,1 1/год, t* =3 года, t1=7 лет.

Требуется определить годовую добычу нефти qn через 3, 7 и 10 лет после ввода месторождения в разработку.

3.2 Теоретическая часть.

Каждая залежь является неповторимым объектом, обладающим характерными только ему индивидуальными особенностями геологического строения и условиями извлечения углеводородов. Поэтому и динамика технологических показателей разработки, процессы протекающие при эксплуатации у каждой залежи имеют свои особенности. Все залежи после ввода в разработку проходит определенные стадии - стадии развития, имеющие общие характерные черты. Выделяют 4 стадии разработки, в соответствии с рисунком 2.



Ⅰ – Стадия растущей добычи; Ⅱ – стадия стабильной добычи;

Ⅲ – стадия падающей добычи; Ⅳ – стадия завершающая.

Рисунок 2 – Изменение добычи нефти

Первая стадия – стадия растущей добычи нефти. Па данной стадии происходит освоение эксплуатационного объекта. Эта стадия характеризуется ростом годовой добычи нефти, бурением и вводом в эксплуатацию основного фонда скважин или его большей части. На данной стадии происходит освоение предусмотренной системы воздействия на пласты. По разным объектам продолжительность 1-й стадии изменяется от 1 года до 7-8 лет.

Вторая стадия – стадия стабильной добычи. Наблюдается сохранение достигнутого максимального уровня добычи нефти. В течение этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию часть резервных скважин. Эта стадия характеризуется величиной максимальных темпов разработки объекта и продолжительностью. Продолжительность второй стадии находится, в основном, в пределах от 1 года до 8-10 лет. При малых значениях вязкости она составляет около 50%, а при более высоких – 35%.

Третья стадия – стадия падающей добычи нефти. Падение добычи нефти происходит вследствие излечения из недр значительной части запасов. На этой стадии с целью замедления падения добычи нефти под закачку воды осваивают дополнительные скважины. Продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах. Здесь отбирается от 30-50% извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия – завершающая период разработки, характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки. Отбирается от 10-25% извлекаемых запасов.

В данной задаче прежде всего следует определить параметр a, характеризующий темп разработки элемента системы. Для определения этого параметра воспользуемся основным свойством темпа разработки, согласно которому

. (3.2)

При изменении темпа разработки по закону (3.1) имеем



или


. (3.3)

Второй интеграл (3.3) определяется так же просто. Имеем



. (3.4)

Из (3.3) и (3.4) получаем



. (3.5)

Добыча нефти из месторождения будет изменяться со временем по-разному в различные стадии его разработки. Выделим четыре стадии. В первую, или начальную стадию месторождение разбуривается и обустраивается. Добыча нефти в этой стадии ни в одном элементе еще не снижается.

Добыча нефти из месторождения в целом qн(t) в любой стадии определяется по следующей общей формуле:

. (3.6)

В первой части, т.е. при 0≤t≤t*, на основе (3.6) имеем:



. (3.7)

Во второй стадии добыча нефти из месторождения продолжает увеличиваться и достигает максимума. При определении добычи нефти в этой стадии необходимо учитывать то обстоятельство, что с момента времени t* начинаются периоды падающей добычи в элементах, введенных при малых значениях времени t. Если не учитывать падающую добычу в элементах, а считать, что добыча нефти из элемента полностью прекращается при t>t*, то при t> t*добыча нефти из месторождения осталась бы постоянной, равной , поскольку число вновь вводимых в разработку элементов стало бы равным числу полностью выходящих из элементов при t>t* согласно (3.1), продолжается, необходимо к постоянной величине прибавить количество нефти, получаемой из элементов с падающей добычей.

Имеем во второй стадии, т.е. при t*≤t≤ t1,

. (3.8)

В третьей стадии, т.е. при t1 ≤ t ≤ t1+t*, элементы, введенные при t1+t*≤ t ≤ t1, постепенно переходят на падающую добычу. Элементы с падающей добычей продолжают давать продукцию, как и во второй стадии.

Для добычи нефти в третьей стадии qн3 имеем, в соответствии с формулой (3.6) следующее выражение:

(3.9)

Как видно из (3.9), выражение для добычи нефти в 3 стадии получается путем вычитания из выражения для добычи нефти во 2 стадии членов, характеризующих прекращения ввода элементов в разработку при t≥t1.

В четверти стадии, т.е. при t > t1+t*, все элементы переходят на падающую добычу. Чтобы получить выражения для текущей добычи нефти в четвертой стадии qн4, необходимо во-первых, исключить из выражения (3.9) сумму трех членов, состоящей в фигурных t*+t1-t, и вычесть из (3.9) член, характеризующий вступление в действие элементов с падающей добычи. Для добычи нефти qн4(t) в четвертой стадии имеем:

(3.10)

3.3 Методика выполнения:

1) По формуле (3.5) определить параметр а.

2) Определить добычу нефти из месторождения через 3 года qн1(3) по формуле (3.7).

3) Определить годовую добычу нефти из месторождения через 7 лет qн2(7) по формуле (3.8).

4) Определить добычу нефти через 10 лет qн3(10) по формуле (3.9).

3.4 Листинг программы для решения задачи

% Задание4

% Определение годовой добычи нефти
% Исходные данные:

% Число элементов Nэо

N=1.1*10^5;

w=20;


z0=0.1;

% t*


t=3;
% Решение:

% 1. Рассчитываем параметр a:

a=z0/(1-z0*t);

% 2. Определяем добычу нефти через три года qн1:

q1=N*w*z0*t

% 3. Определяем годовую добычу нефти из месторождения через 7 лет qн2:

t1=7;

q2=N*w*z0*(t+1/a*(1-exp((-a)*(t1-t))))



% 4. Определяем добычу нефти через 10 лет qн3:

t3=10;


q3=N*w*z0*(t+t1-t3+1/a*(1-exp((-a)*(t3-t))))

4 ЗАДАЧА 5. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЛОТНОСТИ СКВАЖИН


4.1 Постановка задачи

На одном месторождении выделено три объекта разработки.

Общее число скважин, бурящихся на месторождении, n=300. Требуется определить SC1, SC2, SC3, при которых значение N=N1+N2+N3 достигает максимума.

4.2 Теоретическая часть

Суммарные извлекаемые запасы N представим следующим образом:
, (4.1)

где α1=0,005;

α2=0,008;

α3=0,0033.


Для нахождения максимума N приравняем к нулю следующие производные:

(4.2)

(4.3)

Так как первый и второй члены в уравнениях (4.2) и (4.3) положительны, можно написать:



(4.4)

, (4.5)

где , (4.6)


Зависимость коэффициента охвата от параметра плотности сетки:

;

; (4.7)

.
4.3 Методика выполнения:

1) Из формул (4.4) и (4.5) найти число скважин n1, n2.

2) Определить число скважин n3.

3) Определить параметры плотности сеток скважин для 1, 2 и 3 объектов (SC1, SC2, SC3) по формуле (3.4).

4) Определить зависимости коэффициентов охвата от параметров плотности сеток скважин по формулам (4.7).

4.4 Листинг программы для решения задачи

% Задание 5

% Определение плотности скважин

% Исходные данные:

% Геологические запасы, млн т

G1=105;

G2=65;


G3=72;

% Площать нефтеносности, м2

S1=6200;

S2=1600;

S3=1150;

% Коэффициент вытеснения

N1=0.6;

N2=0.7;


N3=0.8;

% Общее число скважин

n=300;

a1=0.005;



a2=0.008;

a3=0.0033;

% Решение:

% 1. Из формул найти число скважин n1 и n2:

B1=sqrt(G1*N1*a1*S1/G3*N3*a3*S3);

B2=sqrt(G2*N2*a2*S2/G3*N3*a3*S3);

A=[1+1/B1 1

1 1+1/B2];

B=[300;300];

x=A\B;


n1=181;

n2=98;


% 2. Определить число скважин n36:

n3=n-n1-n2;

% 3. Определить параметры плотности сеток для 1, 2 и 3 объектов:

Sc1=S1/n1

Sc2=S2/n2

Sc3=S3/n3

% 4. Определить зависимости коэффициентов охвата от параметров плотности

%сеток скважин:

No1=1-0.005*Sc1

No2=1-0.008*Sc2

No3=1-0.0033*Sc3

ЗАКЛЮЧЕНИЕ


В задаче 2 балансовые запасы нефтяной залежи составили 1,1530∙107 т. В задаче 3 требуется пробурить на первый и второй объект разработки соответственно 100 и 55 скважин, чтобы суммарные запасы для месторождения получались максимальными. В задаче 4 годовая добыча нефти через 3, 7 и 10 лет после ввода месторождения в разработку составила соответственно 6,6∙105 т, 1,3303∙106 т и 9,7347∙105 т. В задаче 5 значения SC1, SC2, SC3, при которых N=N1+N2+N3 достигает максимума, равны соответственно 34,2541, 16,3265 и 54,7619 м2/скв.



Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©danovie.ru 2019
обратиться к администрации

    Главная страница