Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

книги / Проектирование разработки нефтяных месторождений

..pdf
Скачиваний:
4
Добавлен:
12.11.2023
Размер:
2.12 Mб
Скачать

Задание № 8.1 Прогнозирование сценария разработки

1.Запустите Tempest, для этого активизируйте запускающую иконку на рабочем столе монитора.

2.Загрузите исходный файл mtest.dat в Tempest.

3.В наборе данных mtest.dat в секции Recurent создайте соответствующий описанию сценарий разработки. Подготовьте данные по работе скважин для дальнейшей обработки на каждый месяц.

Ввод скважин

1. Создайте модель с одной вертикальной добывающей скважиной, пробуренной в блоках 25, 10 (ij) и двумя вертикальными нагнетательными скважинами, расположенными в блоках 24, 20 и 29, 20 (ij). Имена скважин – скв. 1, скв. 2, скв. 3. Их внутренний радиус – 0,14 м.

2.

Введите следующие ограничения по скважинам:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Скважины

Скв. 1

 

Скв. 2

 

Скв. 3

Дебит нефти/закачка воды (м3/сут)

100

 

50

 

50

Ограничение по забойному давлению (бар)

200

 

450

 

450

3.

Ограничение для экономически выгодной добычи со-

держанием воды в продукции скважин менее 98 %.

 

4.

Задайте период моделирования – 10 лет.

 

 

 

5.

Подготовьте данные для визуализации на каждый год,

визуализируйте массивы насыщенности нефтью.

 

 

 

6.

Произведите запуск модели на расчет.

 

 

 

7.

Через 1 год добавьте 4 наклонные скважины с именами

скв. 4, скв. 5, скв. 6, скв. 7. Радиус скважин – 0,122 м. Данные скважины проходят через следующие блоки:

81

Скв. 4

Скв. 5

Скв. 6

Скв. 7

11 14 1

10 16 1

2 12 2

16 12 1

11 14 2

10 16 2

2 12 3

16 12 2

11 14 3

10 16 3

3 12 4

16 11 2

11 13 3

10 16 4

3 12 5

16 11 3

11 13 4

10 16 5

4 12 6

16 11 4

11 13 5

10 16 6

4 12 7

16 11 5

11 13 6

10 16 7

5 12 8

16 11 6

11 13 7

10 16 8

5 12 9

16 11 7

11 13 8

10 17 8

6 12 10

16 11 8

11 13 9

10 17 9

6 12 11

16 11 9

11 13 10

 

7 12 12

16 11 10

11 13 11

 

 

17 11 10

11 13 12

 

 

17 11 11

 

 

 

17 11 12

8. Введите следующие ограничения по скважинам:

Скважины

Скв. 4

Скв. 5

Скв. 6

 

Скв. 7

Дебит жидкости/закачка (м3/сут)

300

400

 

350

 

400

Ограничение по забойному дав-

100

150

 

90

 

50

лению (бар)

 

 

 

 

 

 

 

Зоны перфорации

1–9,

1–10

 

1–8

 

1–10

11–12

 

 

 

 

 

 

 

 

 

9. Измените ограничения по скв. 2 и скв. 3:

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Скважины

 

Скв. 2

 

 

Скв. 3

Дебит жидкости/закачка (м3/сут)

 

500

 

 

 

500

Ограничение по забойному давлению (бар)

450

 

 

 

450

10. Запустите симулятор.

11. Визуализируйте результаты.

82

12. Сопоставьте текущий КИН на конец расчетного периода для обоих вариантов. Сформулируйте условияувеличения КИН.

Работа № 9

Выполнение технико-экономической оценки вариантов разработки залежи

При проектировании разработки нефтяных месторождений часто необходимо рассчитать ход процесса разработки в условиях упругого и упруго-водонапорного режимов работы пласта, когда заданы не дебиты эксплуатационных и нагнетательных скважин, а давления на их забоях или пластовые давления вблизи от этих скважин (средние давления на линиях, проходящих через скважины). В этих случаях требуется по давлениям на тех или иных контурах, заданным как функция времени, определить дебиты скважин для различных моментов времени, а также изменение давления в различных точках разрабатываемого пласта.

Общая формула для определения дебита Qn в любой момент времени при известных предшествующих значениях Q

и текущем значении перепада давления

Рп имеет вид

 

Qn

 

 

1

 

4 kh Pп

Q0 (n )

 

 

 

 

 

2Rэп

 

 

 

 

( )

н

 

 

n 2

Q

 

Q

2Q (n i) (n i)

(128)

i 0

 

i 1

i 1

 

i

 

 

2Qn 1 Qn 2 ( ) ,

где Ψ – символ функции, зависящей от взаимного расположения скважин;

τ – безразмерное время для соответствующего расположения скважин;

Rэn – эквивалентное внутреннее сопротивление в момент времени tn;

83

Задание № 9.1 (исходные данные – в табл. П.3.9)

Залежь нефти схематизируется кольцом, внешний радиус которого – rн, внутренний – rв. Расположение эксплуатационных скважин на схеме представлено тремя круговыми рядами с радиусами r1, r2 и r3. Число скважин в каждом ряду n1, n2 и n3, их радиус rс. Параметры пласта: пьезопроводность χ, проницаемость k, вязкость нефти μн, вязкость воды μв, пористость m, толщина пласта h, плотность пластовой нефти ρ, пластовое давление Рпл, минимальное давление фонтанирования Рфмин, коэффициент нефтенасыщенности α, коэффициент отдачи β. Разработка залежи ведется без поддержания пластового давления при упругом режиме. Все скважины разбуривают в течение одного года, затем три года выдерживают постоянную добычу нефти с залежи. Уровень ее определяют таким образом, чтобы к концу четвертого года разработки давление на забоях нагнетательных скважин стало равным минимальному давлению фонтанирования. В последующие годы разработка ведется при постоянном забойном давлении. Определить добычу нефти за каждый год разработки на семилетний период и радиус контура нефтеносности к концу седьмого года.

Значения остаточной нефтенасыщенности SНО и доли связанной воды Sсв взять из задания 2.1.

Пример выполнения работы

Приведен пример выполнения задания № 9.1 для варианта

№ 1.

Определяются внутренние i и внешние Ωi фильтрационные сопротивления для рядов добывающих скважин:

 

1

ln

r1

 

1

ln

1610

0,2179,

 

 

 

 

1

n1

n1rc

29

 

29 0,1

 

 

1 ln rн ln 1950 0,1916. r1 1610

84

Аналогично вычисляются 2 , 2 , 3, 3:

2 0,5483, 2 0,3822, 3 1,2299, 3 0,4292.

Определяется Rэ0 – эквивалентное сопротивление галереи в начальный момент времени с учетом отличия вязкости нефти от вязкости воды:

 

R

н

R

 

8,2

(0,1916 0,177) 2,748,

 

 

э0

в

1

 

э1

 

1,1

 

 

где

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

R

 

 

2 2

 

0,2179

 

0,5483 0,3822

0,177.

 

 

 

0,2179 0,5483 0,3822

э1

1

 

2

 

2

 

 

 

 

 

1

 

 

 

 

 

 

 

 

Определяется безразмерное время для одного года работы по формуле

2 t 2 0,64(365 24 3600) 10,616, rн2 19502

поскольку > 1,25, то

 

 

1

 

 

1,14

 

0,329

 

0,0425

 

0,0085

1,803.

кг 1

 

ln 0,893

 

 

2

 

3

 

4

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приняв приближенно Rэ0 = Rэ4, рассчитываем q:

 

q

 

 

 

 

4 kh Pпл

Рфмин

 

 

 

 

 

в

4

кг

(4 10,616) 3

кг

(3 10,616) 2R

11,57

 

 

 

 

 

 

э0

 

 

 

 

 

 

4 3,14 0,110 2300(110 94)

556,28 т/сут.

1,1(4 2,970 3 2,723 2 2,748)11,57 0,780

Проверяется величина продвижения ВНК к полученному моменту времени:

85

 

 

 

r

r2

q(0,5 3)365

 

 

 

 

 

 

н

hm

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

19502

 

556,28(0,5 3)365

 

1936 м,

 

3,14 23 0,26 0,86 0,81

0,780

 

 

 

 

где

 

н 1,7 8zф 25zф2

– коэффициент, учитывающий из-

 

 

в

 

 

 

 

 

менение фильтрационного сопротивления в зоне водонефтяной смеси;

zф 0,1

 

0

 

– величина, характеризую-

1,5 1

 

 

 

 

SНО Sсв zф

 

щая насыщенность на фронте водонефтяного контакта,

 

 

 

 

8,2

 

 

zф 0,1

 

1,1

,

 

1,5 1

0,095 0,03 zф

 

 

 

 

100zф3 131,25zф2 7,45 0.

Решим уравнение с помощью компьютерной программы

Derive:

zф = 0,2669,

8,21,1 1,7 8 0,2669 25 0,26692 41,87,

Rэ1 8,21,1 (0,1916 41,87 0,177) 61,1.

Аналогично определяются q и r для нового Rэ1: q1 = 497,68 т/сут,

R = 1933,96 м.

86

Определяем добычу за 1 год:

Q1 = q1 · 365 = 497,68 · 365 = 181 653,2 т.

В последующие годы разработка ведется при постоянном забойном давлении. Найдем Rэ2 на конец второго этапа разработки:

Rэ2 н 1 2 Rэ2в

8,21,1 (0,1916 0,5483)41,87 0,2832 233,09,

где

Rэ2 2

3 3

0,3822

1,229 0,4292

0,2872.

 

3

 

0,3822 1,229 0,4292

2

3

 

 

 

 

Для подсчетов принимается среднее значение:

 

 

R

 

Rэ2

Rэ1

233,09 61,1 147,09.

 

 

 

 

 

 

э2

 

 

 

2

2

 

 

 

 

 

 

 

Определяется дебит в конце пятого года разработки:

q5

 

4 kh P

q1

5

кг(5 13,269) q1

4

 

 

кг(4 13,269)

 

1

1

 

 

в

 

 

q2 кг(13,269) / кг(13,269) 2Rэ2 11,57

4 3,14 0,110 2300(110 94) 497,68 5 3,173

1,1

497,68 4 2,97 497,68 1,801) / /(1,801 2 147,09)11,57 0,780 392,5 т/сут.

Рассчитывается добыча за пятый год:

Q5 q5 365 392,5 365 143 262,5 т.

87

Определяется дебит в конце шестого года разработки:

q6

 

4 kh P

q1

6

кг(6 10,616) q1

5

кг(5 10,616)

 

1

1

 

 

в

 

 

q q 2 (2 10,616) q q (10,616) q (10,616) /

5 2 1 кг 5 2 кг 5 кг

/кг(10,616) 2Rэ2 11,57

4 3,14 0,110 23 000(11 94) 497,68 6 3,326

1,1

497,68 5 3,173 (392,5 497,68)2 2,361 (392,5 497,68)1,801 392,5 1,801) /(1,801 2 6,52)11,57 0,780 340,61 т/сут.

Рассчитывается добыча за 1 год:

Q6 q6 365 340,61 365 124 322 т.

Дебит в конце седьмого года разработки:

q7

 

4 kh P

q1

7

кг(7 10,616) q1

6

 

 

 

 

 

 

 

кг(6

10,616)

 

в

1

1

 

 

 

 

 

 

 

q5 q2 13 кг(3 10,616) q6 q5 2 кг(2 10,616) q2 q5

2 кг(2 10,616) / кг(10,616) 2Rэ2 11,57

q6 q5 кг(10,616) q4 кг(10,616)кг(10,616) 2Rэ2 11,57

 

4 3,14 0,110 2300(110 94)

497,68

7

3,486

 

 

1,1

 

 

 

 

 

497,68 6 3,326 (392,5 497,68)3 2,723 (340,61 392,5)

88

2 2,361 (497,68 392,5)2 2,361/(1,801 2 6,52)11,57 0,780

(340,61 392,5)1,801 497,68 1,801 154,12 т/с. (1,801 2 6,52)11,57 0,780

Вычисления рекомендуется проводить в программном про-

дукте Excel Microsoft Office.

Добыча за 1 год:

Q7 q7 365 154,12 365 56 253,8 т.

Накопленную добыча нефти за 7 лет:

Q q1 q2 q3 q4 q5 q6 q7 365 (497,68 497,68

+ 497,68 + 497,68 + 392,5 + 340,61 + 154,12) · 365 = 1 050 455 т.q1 q2 q3 q4 497,68 т/сут.

Радиус контура нефтеносности к концу 7-го года:

 

 

 

r

 

r2

Q

 

 

 

 

 

hm

 

 

 

 

7

 

н

 

 

 

19502

 

 

 

1050 455

 

1923,42 м.

3,14

23

0,26 0,86 0,81 0,780

 

 

 

По результатам вычислений строим график зависимости добычи нефти, радиуса контура нефтеносности от времени разработки.

7. УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ ЛАБОРАТОРНЫХ РАБОТ

Вариант задания на выполнение лабораторных работ выдается студенту преподавателем. Отчеты по результатам выполнения лабораторных работ сдаются на бумаге формата А4 и должны включать в себя титульный лист, задание на выполнение

89

лабораторной работы, текстовую (расчетную) часть с необходимыми графическими приложениями.

В текстовом пояснении должны быть приведены все сведения и формулы, которые используются при выполнении работы. Все графические приложения выполняются на отдельных листах. Результаты решения приводятся в системных единицах, а также в единицах, общепринятых в практике нефтегазового дела.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Справочное руководство по проектированию разработки

иэксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Проектирование разработки / Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг [и др.]. – М.: Недра, 1983. – 463 с.

2.Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного

игазового пласта: учебник для вузов. – 4-е изд., стер. – М.: Аль-

янс, 2005. – 311 с.

3.Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике: учеб. пособие для вузов. – 2-е изд., стер. –

М.: Альянс, 2007. – 169 с.

4.Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1998. – 365 с.

5.Закиров С.И., Лапук Б.Б. Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – М.: Недра, 1987. – 309 с.

6.Проектирование разработки нефтяных месторождений / А.П. Крылов, П.М. Белаш, Ю.П. Борисов [и др.]. – М.: Гос. науч.-техн. изд-во нефтяной и горно-топливной литературы, 1962. – 432 с.

7.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: учебное пособие для вузов. – М: Нефть и газ, 2003. – 816 с.

90

Соседние файлы в папке книги