|
Содержание работы или список заданий
|
1. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений
Задача 1.1.
В результате геологоразведочных работ, проводимых в нефтедобывающем районе, предполагается вводить в разработку ежегодно qA+B запасов нефти категории А+В при неизменных запасах категории С2, С1 и А+В. Средние за рассматриваемый период времени коэффициенты подтверждаемости запасов приняты соответственно равными: αС2; αС1. Какое количество запасов категории С2 необходимо при этом подготавливать ежегодно?
№
варианта QA+B.106,
т/год αС1 αС2
15 720 0,76 0,45
Задача 1.2.
При проектировании разработки нефтяного месторождения в нем было выделено три 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 ή11, ή12 и ή13 соответственно для первого, второго и третьего 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 всех объектов воздействием ή21, ή22 и ή23 от соответствующих параметров плотности сеток скважин SC1, SC2 и SС3. Эти зависимости оказались линейными и имеют вид ή21=1-0,005.SC1, ή22=1-0,008.SC2 и ή23=1-0,003.SC3. Геологические запасы нефти в пластах первого объекта G1, в пластах второго объекта G2, а в пластах третьего объекта G3. Площадь нефтеносности объектов S1, S2 и S3. На меторождении 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.
N вар. ή11 ή12 ή13 G1.106, т G2.106, т G3.106, т S1.104, м2 S2.104, м2 S3.104, м2 n
15 0,85 0,59 0,80 750 650 350 5500 4070 1430 448
Найти: n1, n2, n3.
1. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах
Задача 2.1.
В неограниченном продуктивном пласте, насыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вязкостью, примерно равной вязкости нефти, пушены в эксплуатацию одновременно две добывающие скважины с равными дебитами q. Толщина пласта и его проницаемость в нефтеносной части и за контуром нефтеносности одинаковы и составляют соответственно h, k. Упругоёмкости β как нефтяной, так и водоносной частей пласта одинаковы, вязкость нефти μн. Расстояние между скважинами L. Требуется определить, как изменяется давление в пласте по сравнению с начальным пластовым на середине расстояния между скважинами спустя t1 после пуска скважины в эксплуатацию, а также в то чке x=0, y= L/2 (см. рис. 1) в моменты времени t2 и t3.
N вар. q, м3/сут h, м к,
мкм2 β, 10-10 1/Па μн, мПа.с L, м t1, сут t2, сут t3, сут
15 15,0 12,0 2,35 1 23,5 350 15 74 148
Задача 2.2.
Между двумя параллельными сбросами находится нефтяная залежь, за пределами которой расположена бесконечно простирающаяся водоносная область. Ширина залежи b, толщина пласта h, проницаемость водносной области k, вязкость законтурной воды μн=1,1 мПа.с. Требуется определить изменение давления на контуре нефтепереносности ∆ Ркон, по сравнению с начальным пластовым давлением через t после начала разработки залежи. Отбор жидкости из залежи изменяется следующим образом: q=α.t при 0
Определить на основе метода материального баланса начальные геологические запасы дегазированной нефти месторождения, разрабатываемого при режиме растворенного газа, если из пласта отобрано количество дегазированной нефти QН, при этом пластовое давление Р0 (давление насыщения) снизилось до Р. Давлению З соответствуют значения объемного коэффициента нефти bН, и газосодержания Г. Средний за рассматриваемый период разработки месторождения газовый фактор , объемный коэффициент газа bг, начальные значения объемного коэффициента нефти и газового фактора соответственно равны bН 0 и Г0. При давлении Р определить нефтеотдачу и текущую нефтенасыщенность, если насыщенность порового объема связанной водой SCB.
N вар QH.104, м3 bн Г,
м3/м3 , м3/м3 bг, м3/м3 bн 0 Г0,
м3/м3 SСВ
15 300 1,484 109 597,7 0,099 1,491 173 0,144
3.Расчет распределения давления в пласте при жестком водонапорном режиме
Задача 3.1.
При разработке нефтяного месторождения длиной L применена трехрядная схема расположения скважин с n числом добывающих и нагнетательных скважин в каждом ряду. Расстояния между рядами добывающих скважин и скважинами в ряду, соответственно равны l12 и 2σ. Расстояние между первым рядом добывающих скважин и рядом нагнетательных скважин l. Радиусы добывающих и нагнетательных скважин равны 10 см. Вязкость нефти в пластовых условиях μв=lПа∙с. Проницаемости пласта, соответственно, для нефти и воды составляют kн, kв, толщина пласта h. При заводнении пласта осуществляется поршневое вытеснение нефти водой. В момент времени, когда вода, вытесняющая нефть, проникает от нагнетательных скважин r=σ/π, в условиях жесткого водонапорного режима наблюдались следующие дебиты рядов: q1, q2. Требуется определить давления на забоях добывающих скважин первого и второго рядов при условии, что давление нагнетание в этот момент разработки месторождения было равным Рн.
N вар n L,
м l,
м ll2, м 2σ, м μн, мПа∙с кн, мкм2 кв, мкм2 h, м q1, м3/сут q1, м3/сут Рн, мПа
15 5 1600 1200 1100 320 9,3 0,28 0,1 15 350 125 18,5
Задача 3.2.
Заводнение нефтяного месторождения с целью его разработки осуществляется с использованием семиточечной схемы расположения скважин. В начальный период разработки, когда вода, вытесняющая нефть поршневым способом, продвинулась до радиуса rв, давление нагнетания равнялось Рн. Исходные данные для расчета: параметр плотности сетки скважин, равный отношению всей нефтеносной площади месторождения к числу скважин, включая нагнетательные и добывающие, Sc. Радиусы добывающих и нагнетательных скважин равны 10 см. Вязкость нефти в пластовых условиях μн, вязкость воды μв=1 мПа.с. Проницаемости пласта, соответственно, для нефти и воды составляют kн, kв, толщина пласта h. Требуется определить расход закачиваемой в нагнетательную скважину воды и дебиты добывающих скважин.
N вар rв,
м Рн, мПа Рзаб, мПа Sc, га/скв h,
м μн,
1мПа.с Кн, мкм2 Кв, мкм2
15 150 18,5 14,9 161 15 9,3 0,28 0,1
4. Разработка нефтегазовых месторождений
Задача 4.1.
Подсчитать начальные запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи при разработке нефтегазовой залежи, характеризующейся отсутствием гидродинамической связи с пластовым водонапорным бассейном примерно на границе нефтенасыщенной части. Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн, объем пласта, занятого газовой шапкой, Vr. Начальное пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. Объемный коэффициент нефти при начальном давлении bн o, объемный коэффициент газовой шапки br o, начальное газосодержание Г0. При отборе из залежи Qн (в стандартных условиях) и воды Qв среднее пластовое давление снизилось. При этом средний газовый фактор Г, объемный коэффициент нефти bн, объемный коэффициент газа br. Газосодержание уменьшилось и стало равным Г. Объемный коэффициент воды bв.
N вар Vн, млм м3 Vr, млм м3 bн о, м3/м3 br о, м3/м3 Г о, м3/м3 Qн, млм м3 Qв, млм м3 Г, м3/м3 bно, м3/м3 br, м3/м3 Г, м3/м3 bн
15 272 46,2 1,256 0,00223 135,0 5,78 0,289 160,0 1,19 0,00842 110,0 1,022
Найти: Gн, ή
Задача 4.2.
Скважина, которая эксплуатирует нефтенасыщенную толщу нефтегазовой залежи, проницаемостью k, имела начальный предельный безгазовый дебит qн. Для обеспечения добычи нефти с наиболее низким газовым фактором вскрытие пласта осуществлялось таким образом, что верхние перфорационные отверстия находятся ниже первоначального положения газонефтяного контакта. Начальная толщина нефтенасыщенной части пласта составляет hк, удельный вес нефти γн, плотность газа в пластовых условиях ρк. Расстояние между добывающими скважинами при семиточечной схеме расположения на залежи, 2σ. Вязкость нефти μн. Определить интервала перфорации в скважине, диаметр которой 20 см.
N вар к,
мкм2 qн, м3/сут hк,
м γн,
Н/м ρr,
т/м3 2σ,
м μн, мПа∙с
15 7,30 11,4 10,83 13,81 0,77 600 4,8
Задача 4.3.
Скважина, предназначенная для разработки нефтяной оторочки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, перфорируется только в интервале, расположенном в середине нефтенасыщенной толщи. Параметры пласта, насыщающих его нефти, газа и воды, а также скважины и системы разработки следующие: начальная толщина нефтенасыщенной части пласта составляет hĸ; ∆γ1═γн-γr, ∆γ2═γн-γв; вязкость пластовой нефти μн; проницаемость k; радиус контура питания Rk. Предельный начальный безгазово-безводный дебит скважины, радиусом 10 см, равен qн. Определить интервал перфорации в скважине.
N
вар hĸ,
м ∆γ1,
H/м3 ∆γ2,
H/м3 μн, мПа∙с k,
мкм2 Rĸ,
м qн, м3/сут
15 114 7,30 1,60 13,81 0,28 600 4,75
|