Методика ТатНИПИ
Автор: student | Категория: Технические науки | Просмотров: 2880 | 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*= 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 - QO0;

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- qt0.

 

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- qt0.     

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