Методика ТатНИПИ | |
Автор: student | Категория: Технические науки | Просмотров: 3049 | Комментирии: 0 | 24-02-2014 21:18 |
Методика ТатНИПИ
Методика "ТатНИПИнефть" нашла широкое применение при проектировании разработки нефтяных месторождений Татарстана и составлении проектов разработки в Сибири, Алжире и Ираке.
Данная методика основана на использовании послойно- и зонально-неоднородной модели пласта. Для учета неоднородности пластов применяются статические и вероятные методы.
В данной работе для расчета технологических параметров разработки был выбран бобриковский горизонт.
Для реализации расчета необходимые данные представлены в табл. 1.
Таблица 1
Исходные данные |
Величина |
Балансовые запасы нефти Qб, млн.т. |
23 |
Площадь нефтеносности, м2 |
3,6*107 |
Средний коэффициент продуктивности кср, т/сут∙МПа |
2,1*10-5 |
Зональная неоднородность U2 3 |
0,39 |
Вязкостей нефти / воды в пластовых условиях μн / μв |
4,52/1,4 |
Плотность нефти/воды в пластовых условиях ρн / ρв |
824/1186 |
Коэффициент вытеснения нефти водой К2 |
0,73 |
Коэффициент эксплуатации скважин ξэ |
0,95 |
Расчет технологических показателей разработки
Расчет показателей разработки
1. Рассматриваем вариант разработки при равномерной квадратной сетке скважин 500х500м. Зная площадь нефтеносности и общее число нагнетательных и добывающих скважин, находим плотность сетки скважин.
км2/скв
2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита,
,
где а – показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности),
μ* - коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях.
;
;
;
Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1,2 ∙ , т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.
3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, v
;
4. Определяем функцию относительной производительности скважин ()
;
5. Определяем амплитудный дебит всей рассматриваемой нефтяной залежи (qo).
,
где Δp= 107 МПа - принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в расчетном варианте.
q0 = 365∙2,1∙10-5∙73∙107∙0,33=1,78 млн.т/год.
Расчет конечной характеристики использования запасов нефти
1. Подвижные запасы нефти (Qn)
Qn=QбК1К2, где Qб – балансовые запасы нефти; К1- коэффициент сетки, показывающий долю объема нефтяных пластов при данной сетке скважин, К1=1-аS, где а – постоянный коэффициент (а=0,2), S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км2; К2 – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняющего агента (воды).
К1=1-0,2∙0,49=0,9 Qn=23∙0,92∙0,73=15,134 млн.т.
2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента U2р, находится с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда.
,
3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины
где μ0=0,5 (1+ μ*)ρ*; ρ*= ρв / ρн;
А2 – предельная массовая доля воды ( предельная обводненность) =0,99; μ0 –коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в μ* раз и по плотности в ρ* раз.
μ0 = 0,5∙(1+1,92) ∙1,44=2,1
А=
4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К3) при данной послойной неоднородности пласта (U2p) и предельной доле агента (А)
К3= Кнз+( Ккэ- Кнз)А,
где
;
;
Кз=0,246+(0,893-0,246)∙0,979=0,879
5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения:
F=KH3+( KK3+ KH3)ln(1/(1-A));
F=0,246+(0,893-0,246) ln(1/(1-0,979))=2,749.
6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO) и нефти (QO) находятся из следующих формул:
QFO= QnF , QO= QnK3
QFO=15,134∙2,749=41,6 млн.т QO=15,134∙0,879=13,3 млн.т
При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости (QFO2) в поверхностных условиях будут равными:
QFO2= QO+(QFO - QO)μ0;
QFO2=13,3+(41,6-13,3)∙2,1=72,8 млн.т.
7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добыче жидкости
; ;
а нефтеотдача пластов
Кно=Qo/Qб=13,3/23=0,578.
Расчет динамики дебитов нефти и воды
Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.
Нефтяная залежь с общим числом скважин (n0=73) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 8 лет по 10 скважин в год.
1. На первой стадии текущий дебит нефти
где t – годы, nt0 – число действующих скважин в t-м году;
nt0 = ntб / 2+∑ n(t-1)б; ntб - число пробуренных скважин в t-м году;
∑ n(t-1)б - общее число пробуренных скважин до t-го года.
Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:
Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:
qtF2 = qt + (qtF- qt)μ0.
Обводненность Аt= (1-qt/qtF)∙100
Среднесуточный дебит одной скважины:
,
где nt0 - число действующих скважин в t-м году;
ξэ – коэффициент эксплуатации скважин;
Для второй и третьей стадии текущий расход закачиваемой воды и среднесуточный дебит скважины рассчитываются по тем же формулам, что и для первой стадии.
2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам:
текущий амплитудный дебит ,
расчетный текущий дебит ,
массовый текущий дебит жидкости: qtF2= qt+(qtF- qt)μ0.
3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой стадии при .
Для первой стадии при t =1, nt0 = 5
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=0,114+(0,119-0,114)∙2,1=0,125 млн.т/год,
,
т/сут.
Для второй стадии при t=9
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=1,11+(1,68-1,11)∙1,68=2,30 млн.т/год,
Для третьей стадии при t=13
млн.т/год,
млн.т/год,
qtF2=0,41+(1,1-0,41)∙2,1=1,86 млн.т/год,
Результаты расчетов приведены в таблице.
Таблица
Показатели разработки Киязлинского месторождения за 20 лет
Годы, t |
qt0, млн.т год |
Qt0, млн.т
|
Добыча, млн.т
|
Суммарная добыча, млн.т |
V закач. агента, млн.т/г qt3 |
Обвод- ненность, Аt,% |
||
нефти qt |
жидкосqtF2 |
∑ qt |
∑ qtF2 |
|||||
1 |
0,11 |
0,91 |
0,11 |
0,12 |
0,11 |
0,12 |
0,18 |
8,57 |
2 |
0,34 |
2,73 |
0,33 |
0,38 |
0,44 |
0,5 |
0,55 |
13,59 |
3 |
0,54 |
4,56 |
0,52 |
0,64 |
0,96 |
1,14 |
0,89 |
19,94 |
4 |
0,75 |
6,38 |
0,68 |
0,91 |
1,64 |
2,08 |
1,22 |
25,68 |
5 |
0,97 |
8,20 |
0,82 |
1,19 |
2,46 |
3,27 |
1,54 |
30,76 |
6 |
1,22 |
10,02 |
0,95 |
1,46 |
3,41 |
4,73 |
1,84 |
35,24 |
7 |
1,50 |
11,85 |
1,06 |
1,74 |
4,47 |
6,47 |
2,13 |
39,20 |
8 |
1,78 |
13,30 |
1,11 |
1,96 |
5,57 |
8,43 |
2,34 |
43,58 |
9 |
2,05 |
13,30 |
1,11 |
2,30 |
6,68 |
10,73 |
2,58 |
51,86 |
10 |
2,43 |
13,30 |
1,11 |
2,74 |
7,79 |
13,47 |
2,90 |
59,61 |
11 |
2,97 |
13,30 |
1,11 |
3,35 |
8,90 |
16,82 |
3,34 |
66,94 |
12 |
3,83 |
13,30 |
1,11 |
4,25 |
10,01 |
21,07 |
3,99 |
73,95 |
13 |
3,83 |
13,30 |
0,41 |
1,86 |
10,42 |
22,93 |
1,69 |
77,78 |
14 |
3,83 |
13,30 |
0,36 |
1,82 |
10,78 |
24,75 |
1,62 |
80,14 |
15 |
3,83 |
13,30 |
0,32 |
1,78 |
11,10 |
26,53 |
1,55 |
82,21 |
16 |
3,83 |
13,30 |
0,28 |
1,73 |
11,37 |
28,26 |
1,48 |
84,03 |
17 |
3,83 |
13,30 |
0,24 |
1,69 |
11,62 |
29,95 |
1,42 |
85,64 |
18 |
3,83 |
13,30 |
0,21 |
1,64 |
11,83 |
31,59 |
1,36 |
87,07 |
19 |
3,83 |
13,30 |
0,19 |
1,59 |
12,01 |
33,18 |
1,30 |
88,34 |
20 |
3,83 |
13,30 |
0,16 |
1,54 |
12,18 |
34,72 |
1,25 |
89,48 |