Базы данных, информационно-справочные и поисковые системы

Задача 1

Определить уменьшение давления на контуре нефтеносности ΔР_конт в сравнении с начальным пластовым давлением через время (t) после начала разработки залежи, считая залежь скважиной укрупненного радиуса (равного Rм) для следующих условий

В момент времени t = 0 залежь начали разрабатывать с постоянным отбором жидкости q = 800 м³/сут. Вязкость нефти в пластовых условиях (µ) , проницаемость пласта (k) , толщина пласта (h) , пьезопроводность пласта (æ). Толщина пласта и его проницаемость в нефтеносной части и за ее контуром одинаковы

Нефтяная залежь, окружена бесконечно простирающейся плоской водоносной областью.

Таблица 5 – Исходные данные для расчета (варианты 1-9)

Таблица 6 – Исходные данные для расчета (варианты 10-15)

Методические рекомендации по решению задачи:

1) Для расчета уменьшения давления с течением времени на контуре нефтяной залежи используем простую аппроксимацию решений Ван Эвердингена и Херста, предложенную Ю. П. Желтовым. Имеем:

                                                (2.1)    

Где:

;

.

Задача 2

Оценить начальные запасы нефти и коэффициенты нефтеотдачи нефтегазовой залежи при различных режимах.  

Общий объем нефтенасыщенной части залежи V_н = 13,8·10⁷ м³ , объем пласта, занятого газовой шапкой, V_г = 2,42·10⁷ м³.

Начальное пластовое давление, равное давлению насыщения нефти газом,  =Р_нас= 18,4 МПа; обьемный коэффициент нефти при начальном давленииb_но = 1,34 м³/ м³; объемный коэффициент газа газовой шапки 0,00627м³/ м³; начальное газосодержание нефти  = 100,3 м³/ м³.

При отборе из залежиQ_н = 3,18·10⁶ м³ нефти ( в стандартных условиях) и воды Q_в = 0,167·10⁶ м³ , среднее пластовое давление снизилось до Р=13,6 МПа, газосодержание уменьшилось до Г = 75 м³/ м³. При давлении Р=13,6 МПа объемный коэффициент нефтиb_н= 1,28 м³/ м³ , а объемный коэффициент газа b_г = 0,00849 м³/ м³, объемный коэффициент водыb_в= 1,028. За время разработки средний газовый фактор оказался равным = 125 м³/ м³, в залежь вторглось воды из законтурной области

W_в = 1,84·10⁶ м³.

Таблица 7 – Исходные данные для расчета (варианты 1-4)

Параметры	Варианты
	1	2	3	4
Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн (м3)	13,8·107	12,4·107	18,4·107	21,4·107
объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг (м3)	2,42·107	1,84·107	2,2·107	3,4·107
обьемный коэффициент нефти при начальном давленииbно	1,34	1,14	1,2	1,4
объемный коэффициент газа газовой шапки	0,00627	0,00517	0,00592	0,00603
начальноегазосодержание нефти	100,3	90	110	95
отбор из залежиQн нефти (м3)	3,18·106	3,7·106	3,2·106	3,4·106
отбор из залеживоды Qв(м3)	0,167·106	0,18·106	0,21·106	0,26·106
Начальное пластовое давление (МПа)	18,4	12,8	14	16
среднее пластовое давление снизилось до Р(МПа)	13,6	11,6	12	11,9
газосодержание уменьшилось до Г	75	69	97	88
объемный коэффициент нефтиbн	1,28	1,17	1,22	1,18
объемный коэффициент газа bг	0,00849	0,00797	0,00810	0,00812
объемный коэффициент водыbв	1,028	1,028	1,028	1,028
средний газовый фактор	125	110	140	160
в залежь вторглось воды из законтурной области Wв (м3)	1,84·106	1,72·106	1,72·106	1,72·106

Таблица 8 – Исходные данные для расчета (варианты 5-8)

Параметры	Варианты
	5	6	7	8
Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн (м3)	13,8·107	9,4·107	38,4·107	41,4·107
объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг (м3)	2,42·107	1,64·107	9,2·107	12,4·107
обьемный коэффициент нефти при начальном давленииbно	1,11	1,12	1,23	1,15
объемный коэффициент газа газовой шапки	0,00607	0,00588	0,00599	0,00633
начальноегазосодержание нефти	100	98	99	92
отбор из залежиQн нефти (м3)	1,97·106	2,7·106	8,2·106	9,4·106
отбор из залеживоды Qв(м3)	0,167·106	0,18·106	2,21·106	1,76·106
Начальное пластовое давление (МПа)	10	12	11	12
среднее пластовое давление снизилось до Р(МПа)	9,2	11,1	9,6	9,8
газосодержание уменьшилось до Г	65,2	69	88	85
объемный коэффициент нефтиbн	1,28	1,27	1,32	1,12
объемный коэффициент газа bг	0,00840	0,00790	0,00830	0,00840
объемный коэффициент водыbв	1,028	1,028	1,028	1,028
средний газовый фактор	105	90	120	110
в залежь вторглось воды из законтурной области Wв (м3)	1,04·106	1,42·106	1,70·106	2,72·106

Таблица 9 – Исходные данные для расчета (варианты 9-12)

Параметры	Варианты
	9	10	11	12
Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн (м3)	10,2·107	8,1·107	28,4·107	33,4·107
объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг (м3)	2,40·107	2,50·107	9,28·107	12,11·107
обьемный коэффициент нефти при начальном давленииbно	1,13	1,14	1,15	1,18
объемный коэффициент газа газовой шапки	0,00602	0,00607	0,00619	0,00620
начальноегазосодержание нефти	97	98	96	92
отбор из залежиQн нефти (м3)	3,97·106	2,7·106	2,2·106	7,7·106
отбор из залеживоды Qв(м3)	1,4·106	1,05·106	1,21·106	2,76·106
Начальное пластовое давление (МПа)	11	12	11	12
среднее пластовое давление снизилось до Р(МПа)	9,0	8,9	8,6	9,4
газосодержание уменьшилось до Г	84	75	77	85
объемный коэффициент нефтиbн	1,29	1,28	1,19	1,17
объемный коэффициент газа bг	0,00870	0,00797	0,00811	0,00840
объемный коэффициент водыbв	1,028	1,028	1,028	1,028
средний газовый фактор	100	120	125	130
в залежь вторглось воды из законтурной области Wв (м3)	1,04·106	1,42·106	2,70·106	3,72·106

Таблица 10 – Исходные данные для расчета (варианты 13-15)

Параметры	Варианты
	13	14	15
Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн (м3)	19,2·107	28,4·107	10,8·107
объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг (м3)	7,40·107	8,58·107	2,40·107
обьемный коэффициент нефти при начальном давленииbно	1,14	1,15	1,34
объемный коэффициент газа газовой шапки bго	0,00620	0,00610	0,00607
начальноегазосодержание нефти	99	96	100
отбор из залежиQн нефти (м3)	6,97·106	8,2·106	3,18·106
отбор из залеживоды Qв(м3)	2,27·106	2,22·106	0,167·106
Начальное пластовое давление (МПа)	11,84	12,4	18,4
среднее пластовое давление снизилось до Р(МПа)	9,21	8,6	12,6
газосодержание уменьшилось до Г	70	77	72
объемный коэффициент нефтиbн	1,11	1,16	1,28
объемный коэффициент газа bг	0,00800	0,00810	0,00849
объемный коэффициент водыbв	1,028	1,028	1,028
средний газовый фактор	130	120	125
в залежь вторглось воды из законтурной области Wв (м3)	4,04·106	4,72·106	1,84·106

Методические рекомендации по решению задачи:

1) Объем газовой шапки:

Г_ш =V_г V_н

Где:

V_н – общий объем нефтенасыщенной части залежи

V_г – общий объем пласта занятого газовой шапкой,

2) Найдем «двухфазный объемный коэффициент», который характеризует изменение единицы объема нефти и газа при снижении давления от текущего пластового до атмосферного

(3.1)

Где:

Г₀ – начальное газосодержание нефти

Г – текущий газовый фактор

b_н – объемный коэффициент нефти

3) Найдем запасы нефти в пласте по: формуле:

                                 (3.2)

Где

Q_н – отбор нефти из залежи

Qв – отбор нефти из залежи

– средний газовый фактор

b_в – объемный коэффициент воды

b_г – объемный коэффициент газа

b_го – объемный коэффициент газа газовой шапки

b_но – обьемный коэффициент нефти при начальном давлении

W_в – количество вторгающейся воды из законтурной области при отборе нефти Q_н

4) Определим коэффициент нефтеотдачи за рассматриваемый период разработки:

                                (3.3)

Оценим влияние механизмов расширения газовой шапки, растворенного газа и вторжения воды в пределы залежи на добычу нефти при разработке нефтегазовой залежи для.

По приведенным формулам определим относительные количества нефти, добываемой за счет проявления режимов:

растворенного газа:

                        (3.4)

расширения газовой шапки:

                               (3.5)

водонапорного режима:

                             (3.6)

Всего :

Задача 3

Нефтяное месторождение разрабатывается с применением внутриконтурного заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Схема участка месторождения длиной , состоящего из двух рядов нагнетательных (1 и ) и одного ряда добывающих (2) скважин, показана на рисунке 1. Исходные данные для расчета: L=2000м, l=800 м, м, радиус нагнетательной скважины 0,1м, приведенный радиус добывающей скважины 0,01м, проницаемость пород пласта для нефти м², проницаемость пласта для воды м², толщина пласта h= 10м, вязкость нефти 5мПа×с, вязкость воды мПа×с. Число нагнетательных скнажин в рассматриваемых рядах  равно 6, а число добывающих скважин . Давление на забое нагнетательных скважин 25МПа.

Рисунок 1 – Схема однорядного расположения скважин

В некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода продвинулась на расстояние м, исчисляемое от ряда нагнетательных скважин по направлению к добывающим скважинам.

Требуется определить давление на забое добывающих скважин , а также давление  согласно схеме в сечении  (см. рисунок 1) при расходе воды, закачиваемой в пласт через каждый из рядов (1 и ) нагнетательных скважин м³/сут. При заводнении пласта происходит поршневое вытеснение нефти водой (со скачком насыщенности на фронте вытеснения).

Методические рекомендации по решению задачи:

При решении данной задачи, используется метод фильтрационных сопротивлений, согласно которому фильтрационные сопротивления в пласте с системой скважин подразделяются на внутренние, существующие вблизи скважин и внешние, возникающие при движении нефти и воды между контурами (рядами), на которых расположены нагнетательные и добывающие скважины. При этом в расчетах принят приближенный метод–модель поршневого вытеснения нефти водой (т.е. со скачком насыщенности на фронте вытеснения).

Перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин определяется по формуле

      (4.1)

Из уравнения 4.1 находят давление на забое добывающих скважин (р_д).

Для определения давления на фронте вытеснения нефти водой ( ) используется формула

                                (4.2)

Откуда:

                                (4.3)

Таблица 11 – Исходные данные для расчета (варианты 1-5)

Параметры	Варианты
	1	2	3		4
Длина участка месторождения длиной , (м)	2000	2100	2200	2300	2400
l (м)	800	600	760	700	599
Радиус контура питания скважин σ, (м)	600	550	570	500	620
радиус нагнетательной скважины rн, (м)	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
приведенный радиус добывающей скважины ,(м)	0,04	0,09	0,07	0,08	0,03
проницаемость пород пласта для нефти kн, (10-12 м2)	0,25	0,22	0,21	0,2	0,28
проницаемость пород пласта для воды kн, (10-12 м2)	0,29	0,26	0,25	0,29	0,32
толщина пласта h, (м)	8	10	12	8	9
вязкость нефти (мПа×с)	3	5	2	3	7
вязкость воды (мПа×с)	1	1	1	1	1
Число нагнетательных скнажин в рассматриваемых рядах (шт)	8	6	10	8	8
число добывающих скважин (шт)	12	18	20	12	24
Давление на забое нагнетательных скважин РН (МПа)	20	22	28	20	31
закачиваемая в пласт вода продвинулась на расстояниеxв (м)	100	120	110	123	130
Приемистость нагнетательных скважин (м3/сут)	600	680	590	621	820

Таблица 12 – Исходные данные для расчета (варианты 6-9)

Параметры	Варианты
	6	7	8	9
Длина участка месторождения длиной , (м)	2400	2600	2800	2900
l (м)	400	240	554	763
Радиус контура питания скважин σ, (м)	660	520	500	700
радиус нагнетательной скважины rн, (м)	0,1	0,1	0,1	0,1
приведенный радиус добывающей скважины ,(м)	0,06	0,07	0,08	0,09
проницаемость пород пласта для нефти kн, (10-12 м2)	0,22	0,27	0,29	0,33
проницаемость пород пласта для воды kн, (10-12 м2)	0,27	0,26	0,25	0,39
толщина пласта h, (м)	18	12	12	8
вязкость нефти (мПа×с)	3,6	5,8	4,3	7,1
вязкость воды (мПа×с)	0,88	1,03	0,99	1,01
Число нагнетательных скнажин в рассматриваемых рядах (шт)	10	8	10	8
число добывающих скважин (шт)	12	14	16	24
Давление на забое нагнетательных скважин РН (МПа)	20	22	28	31
закачиваемая в пласт вода продвинулась на расстояниеxв (м)	100	120	110	130
Приемистость нагнетательных скважин (м3/сут)	600	680	590	820

Таблица 13 – Исходные данные для расчета (варианты 10-13)

Параметры	Варианты
	10	11	12	13
Длина участка месторождения длиной , (м)	3000	2800	2400	2800
l (м)	800	750	600	650
Радиус контура питания скважин σ, (м)	400	430	440	450
радиус нагнетательной скважины rн, (м)	0,1	0,1	0,1	0,1
приведенный радиус добывающей скважины ,(м)	0,04	0,09	0,07	0,03
проницаемость пород пласта для нефти kн, (10-12 м2)	0,2	0,23	0,3	0,32
проницаемость пород пласта для воды kн, (10-12 м2)	0,25	0,26	0,27	0,30
толщина пласта h, (м)	8	12	11	7,7
вязкость нефти (мПа×с)	3,8	5,1	2,9	4,3
вязкость воды (мПа×с)	0,92	1,02	0,95	1,05
Число нагнетательных скнажин в рассматриваемых рядах (шт)	8	10	10	8
число добывающих скважин (шт)	12	18	18	16
Давление на забое нагнетательных скважин РН (МПа)	22	26	28	32
закачиваемая в пласт вода продвинулась на расстояниеxв (м)	120	140	160	180
Приемистость нагнетательных скважин (м3/сут)	680	700	740	760

Таблица 14 – Исходные данные для расчета (варианты 14-15)

Параметры	Варианты
	14	15
Длина участка месторождения длиной , (м)	3000	2800
l (м)	800	750
Радиус контура питания скважин σ, (м)	400	430
радиус нагнетательной скважины rн, (м)	0,1	0,1
приведенный радиус добывающей скважины ,(м)	0,04	0,09
проницаемость пород пласта для нефти kн, (10-12 м2)	0,2	0,23
проницаемость пород пласта для воды kн, (10-12 м2)	0,25	0,26
толщина пласта h, (м)	8	12
вязкость нефти (мПа×с)	3,8	5,1
вязкость воды (мПа×с)	0,92	1,02
Число нагнетательных скнажин в рассматриваемых рядах (шт)	8	10
число добывающих скважин (шт)	12	18
Давление на забое нагнетательных скважин РН (МПа)	22	26
закачиваемая в пласт вода продвинулась на расстояниеxв (м)	120	140
Приемистость нагнетательных скважин (м3/сут)	680	760

Задача 4

При разработке нефтяного месторождения применена трехрядная схема расположения скважин. Исходные данные для расчета: длина участка пласта 1500м, расстояние между рядами скважин l_1.1= 700м, l_1.2= 600м, радиус контура питания м. Радиус нагнетательных скважин 0,1м, приведенный радиус добывающих м. Вязкость нефти в пластовых условиях мПа×с, вязкость воды мПа×с. На рассматриваемом участке месторождения длиной  с шестью нагнетательными скважинами в пласт закачивается вода с расходом  в каждом ряду (3 и ) нагнетательных скважин. При этом в левую часть от ряда 3 нагнетательных скважин поступает вода с расходом  и столько же воды уходит в правую часть от ряда 3 нагнетательных скважин. В первом и втором рядах добывающих скважин расположены по 3 скважины, так что . Общий дебит добывающих скважин первого ряда равен , а второго .

Проницаемости пласта, соответственно, для нефти и воды составляют м², м², толщина пласта 15м. При заводнении пласта происходит поршневое вытеснение нефти водой. В рассматриваемый момент времени закачиваемая вода проникла на расстояние от нагнетательных скважин . Давление на забоях нагнетательных скважин 20МПа, на забоях добывающих скважин первого ряда 18МПа, а на забоях добывающих скважин второго ряда МПа.

Требуется определить расходы воды , закачиваемой в каждую из нагнетательных скважин, дебиты скважин первого  и второго  рядов.

Методические рекомендации по решению задачи:

Рассматривается процесс вытеснения нефти водой влево от ряда 3нагнетательных скважин в сторону рядов 1 и 2 добывающих скважин; имеем следующее. С учетом того, что режим разработки рассматриваемого месторождения – жёстководонапорный, на основе баланса закачиваемой в пласт воды и добываемой из него нефти (в пластовых условиях) имеет место равенство

.                                         (5.1)

Приведенное соотношение получается в результате того, что расход воды  уходит на замещение объема нефти, извлекаемой из пласта скважинами первого ряда, и половины объема нефти, извлекаемой скважинами второго добывающего ряда.

Применяя метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений при решении рассматриваемой задачи, можно получить следующие соотношения:

                                    (5.2)

Эти соотношения при заданных ,  и  можно рассматривать как систему алгебраических уравнений для определения ,  и . Из (5.2) получается

;                     (5.3)

                                  (5.4)

где

Таблица 15 – Исходные данные для расчета (варианты 1-5)

Параметры	Варианты
	1	2	3		4
Длина участка месторождения длиной , (м)	1800	2000	2200	2000	2300
l 1.1 (м)	800	600	760	500	599
l 1.2 (м)	770	640	700	400	570
Радиус контура питания скважин σ, (м)	600	550	570	530	620
радиус нагнетательной скважины rн, (м)	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
приведенный радиус добывающей скважины ,(м)	0,06	0,09	0,07	0,04	0,03
проницаемость пород пласта для нефти kн, (10-12 м2)	0,25	0,22	0,21	0,18	0,28
проницаемость пород пласта для воды kн, (10-12 м2)	0,29	0,26	0,25	0,21	0,32
толщина пласта h, (м)	8	10	12	8	9
вязкость нефти (мПа×с)	3	5	2	4	7
вязкость воды (мПа×с)	1	0,96	0,88	1	1
Давление на забое добывающих скважин первого ряда Рд1 (МПа)	19	22	28	25	31
Давление на забое добывающих скважин первого ряда Рд2 (МПа)	18,5	21,3	27,4	24	30,2

Таблица 16 – Исходные данные для расчета (варианты 6-10)

Параметры	Варианты
	6	7	8	9	10
Длина участка месторождения длиной , (м)	2800	2700	2100	2400	2600
l 1.1 (м)	830	640	710	580	556
l 1.2 (м)	717	626	770	450	573
Радиус контура питания скважин σ, (м)	610	580	520	550	490
радиус нагнетательной скважины rн, (м)	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
приведенный радиус добывающей скважины ,(м)	0,05	0,06	0,07	0,08	0,09
проницаемость пород пласта для нефти kн, (10-12 м2)	0,2	0,21	0,22	0,23	0,24
проницаемость пород пласта для воды kн, (10-12 м2)	0,29	0,29	0,29	0,29	0,32
толщина пласта h, (м)	8,6	10,3	12,7	8,8	9,1
вязкость нефти (мПа×с)	3,5	5,6	2,7	4,3	7,4
вязкость воды (мПа×с)	1	0,96	1	0,99	1
Давление на забое добывающих скважин первого ряда Рд1 (МПа)	19	22	28	25	31
Давление на забое добывающих скважин первого ряда Рд2 (МПа)	18,5	21,3	27,4	24	30,2

Таблица 17 – Исходные данные для расчета (варианты 11-15)

Параметры	Варианты
	11	12	13	14	16
Длина участка месторождения длиной , (м)	2000	2000	2000	2000	2000
l 1.1 (м)	710	720	730	740	750
l 1.2 (м)	707	709	740	750	760
Радиус контура питания скважин σ, (м)	400	420	430	440	450
радиус нагнетательной скважины rн, (м)	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1
приведенный радиус добывающей скважины ,(м)	0,02	0,03	0,04	0,05	0,06
проницаемость пород пласта для нефти kн, (10-12 м2)	0,3	0,31	0,32	0,33	0,34
проницаемость пород пласта для воды kн, (10-12 м2)	0,26	0,26	0,26	0,26	0,26
толщина пласта h, (м)	9	10	11	12	13
вязкость нефти (мПа×с)	3	4	5	6	7
вязкость воды (мПа×с)	1	1	1	1	1
Давление на забое добывающих скважин первого ряда Рд1 (МПа)	19,7	21,5	27,9	24,3	30,8
Давление на забое добывающих скважин первого ряда Рд2 (МПа)	19,5	21,3	27,0	23,2	30,2

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

Основная литература

1. Юшков И.Р. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений: учеб.-метод. пособие / И.Р. Юшков, Г.П. Хижняк, П.Ю. Илюшин. – Пермь : Изд-во Перм. нац. исслед. политехн.ун-та, 2013. – 177 с.

2. Разработка нефтяных и газовых месторождений : учебное пособие / А. К. Ягафаров, И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля и др. – Тюмень : ТюмГНГУ, 2010. – 396с.

Дополнительная литература

3. Акулыиин А. И. Прогнозирование разработки нефтя­ных месторождений /            А. И.Акулыиин– М.: Недра-бизнесцентр, 2011. – 240с.

4. Борисов Ю. П. Особенности проектиро­вания разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности / Ю. П. Борисов, В. В. Воинов, 3. К. Рябинина – М.: НедраБизнессцентр, 2009. – 287с.

5. ЖелтовЮ. П. Разработка нефтяных месторождений / Ю. П. ЖелтовУчебник для вузов. – М.: Недра, 1986. – 332 с.

6. Теория и практика добычи нефти / Матвеев С.Н. и др. - Сургут,2008.-244с

7. ЯнукянА. П. Разработка нефтяных месторождений: учебное пособие / А. П. Янукян. – Сургут: СИНГ, 2015. – 107 с.

Базы данных, информационно-справочные и поисковые системы

http://educon.tsogu.ru- тема поддержки дистанционного обучения.

http://elib.tsogu.ru/ - электронная библиотечная система eLib.

http://educon.tsogu.ru – электронная библиотечная система издательство «Лань»