|
Содержание работы или список заданий
|
1. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений.
Задача 1.1.
При проектировании разработки нефтяного месторождения в нём 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 ?11, ?12 и ?13, 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 подучены зависимости коэффициентов охвата всех объектов воздействием ?21, ?22 и ?23, от соответствующих параметров плотности сеток скважин SС1, SС2 и SС3. Эти зависимости оказались линейными и имеют вид ?21=1-0,005• SС1, ?22=1-0,008•SС2 и ?23=1-0,0033• SС3. 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 месторождении решено пробурить п скважин. Найти, какое число скважин следует пробурить па каждый объект разработки с тем, чтобы суммарные извлекаемы запасы для месторождения в целом, получились максимальными.
№ вар. ?11 ?12 ?13 G1•106, т G2•106, т G3•106, т S1•104, м2 S2•104, м2 S3•104, м2 n
8 0,45 0,19 0,44 650 600 350 9300 6882 2418 578
2. Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах
Задача 2.1.
В неограниченном продуктивном пласте, насыщенном за контуром нефтеносности водой, обладающей вязкостью, примерно равной вязкости нефти, пущены 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 ? как нефтяной, так и водоносной частей пласта одинаковы, вязкость нефти ?н. 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 точке х=0, y=L/2 (см. рис. 1) в моменты времени, t2 и t3.
№ вар. q, м3/сут h, м к, мкм2 ?, 10-10 1/Па ?н, мПа•с L, м t1,
сут t2,
сут t3,
сут
8 11,5 31,0 0,45 3 12,1 250 53 112 224
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 водоносной области ?, вязкость законтурной воды ?н,=1 мПа•с. Требуется определить изменение давления на контуре нефтеносности ?Ркон, по сравнению с начальным пластовым давлением через t после начала разработки залежи. Отбор жидкости из залежи изменяется следующим образом: q=?•t при 0
№
вар b, м h, м к, мкм2 ?, м2/с ?, м3/сут2 t, сут. t0, сут
8 1700 31,0 0,45 1,7 0,83 2825 2036
Задача 2.3.
Определить на основе метода материального баланса начальные геологические запасы дегазированной нефти месторождения, разрабатываемого при режиме растворённого газа, если из пласта отобрано количество дегазированной нефти Qн, при этом пластовое давление Р0 (давление насыщения) снизилось до Р. Давлению Р соответствуют значения объёмного коэффициента нефти bн, и газосодержания Г. Средний за рассматриваемый период разработки месторождения газовый фактор , объёмный коэффициент газа bг, начальные значения объёмного коэффициента нефти и газового фактора соответственно равны bн 0 и Г0. При давлении Р определить нефтеотдачу и текущую нефтенасыщенность. если насыщенность норового объёма связанной водой SCB.
№
вар Qн•104, м3 bн Г, м3/м3 , м3/м3 bг, м3/м3 bн 0 Г0, м3/м3 SCB
8 400 1,421 151 528,4 0,12 1,428 179 0,186
Задача 2.4.
Определить показатели разработки залежи нефти при упругом режиме пласта на 15 лет, когда нефть вытесняется к забоям добывающих скважин водой, поступающей из законтурной области. Радиус условного контура нефтеносности, схематизированного окружностью, R=2760м. Начальное пластовое давление Р =14,9 МПа, давление насыщение нефти газом Рнас=6,3 МПа, газосодержание Г0=162 м3/т., проницаемость пород в нефтеносной части пласта ?=0,30 мкм2, средняя толщина пласта h=15,1 м., вязкость нефти в пластовых условиях ?н=15,87мПа*с.. В водоносной области пласта коэффициент гидропроводности в 3,0 раз больше, чем в приделах залежи. Насыщенность порового объёма пласта связанной водой sсв=0,15. Коэффициент вытеснения нефти водой, определённый по лабораторным исследованиям, ?1=0,60. Коэффициент, характеризующий процесс обводнения продукции скважин, . Коэффициент упругоёмкости законтурной области пласта ? = 6,3*10-10 1/Па. Плотность дегазированной нефти ?н=884 кг/м3, плотность воды ?в=1046 кг/м3. Объёмный коэффициент нефти при начальном пластовом давлении bн 0=1,186. Рассмотреть вариант разработки при следующих условиях: залежь вводится в эксплуатацию в течение t*=5 лет при бурении скважин по равномерной сетке; средний дебит по жидкости одной скважины составляет q1ж=229 м3/сут.. При этом достигается максимальный дебит, равный 15,1 % от начальных геологических запасов нефти в залежи. Коэффициент, учитывающий влияние плотности сетки скважин на нефтеотдачу, ?=0,0545*10-4 скв./м2. Результат расчётов представить в виде таблице, по результатам которой построить графики.
5. Разработка нефтегазовых месторождений
Задача 5.1.
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 объём нефтенасыщенной части залежи Vн, объём пласта, занятого газовой шапкой, Vг. Начальное пластовое давление равно давлению насыщения нефти газом. Объёмный коэффициент нефти при начальном давлении bн 0, объёмный коэффициент газовой шайки bг 0, начальное газосодержание Г0. При отборе из залежи Qн (в стандартных условиях) и воды Qв среднее пластовое давление снизилось. При этом средний газовый фактор Г, объёмный коэффициент нефти Ь„, объёмный коэффициент газа Ьг. Газосодержание уменьшилось и стало равным , Объёмный коэффициент воды bв,
№
вар Vн, млн. м3 Vг, млн. м3 bн 0,
м3/м3 bг 0,
м3/м3 Г 0,
м3/м3 Qн, млн. м3 Qв, млн. м3 , м3/м3 bн,
м3/м3 bг,
м3/м3 Г,
м3/м3 bв, м3/м3
8 286 48,6 1,171 0,00627 117,5 6,08 0,304 142,5 1,11 0,00846 92,5 1,007
Задача 5.2.
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 нефте насыщен ной части пласта составляет hк, удельный вес нефти ?н плотность газа в пластовых условиях ?г. Расстояние между добывающими скважинами при семиточечной схеме расположения на залежи, 2?. Вязкость нефти ?н. Определить интервала перфорации в скважине, диаметр которой 20 см.
№
вар к, мкм2 qн, м3/сут hк, м ?н, Н/м3 ?г, т/м3 2?,м ?н, мПа•с
8 7,65 10,7 10,13 15,87 0,83 300 6,5
Задача 5.3.
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 hк; ; ; вязкость пластовой нефти: ?н; проницаемость к; радиус контура питания Rк. Предельный начальный безгазово-безводный дебит скважины, радиусом 10 см, равен qн. Определить интервал перфорации в скважине.
№
вар hк, м ??1, Н/м3 ??2, Н/м3 ?н, мПа•с к, мкм2 Rк,м qн, м3/сут
8 107 7,65 1,95 15,87 0,45 300 6,5
6. Тепловые методы разработки нефтяных месторождений
Задача 6.1.
Рассчитать температуру на забое нагнетательной скважины через t лет после начала нагнетания горячей воды.
Глубина скважины, диаметр скважины, температура нейтрального слоя 10, геотермический коэффициент, температура горячей воды на устье нагнетательной скважины, темп нагнетания горячей воды в скважину, плотность закачиваемой воды, теплоемкость воды, теплопроводность окружающих скважину пород, температуропроводность окружающих скважину пород.
Задача 6.2.
Задача 6.3.
Задача 6.4.
Задача 6.5.
|