Компенсация отборов закачкой

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Коэффициент текущей компенсации

. (3.3)

— отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

. (3.4)

Числитель в (3.4) — суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель — суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если mн 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано.

Рис. 3.2. Изменение давления вдоль линии нагнетания

В технологии добычи нефти часто пользуются такими понятиями, как «давление на линии нагнетания» и «давление на линии отбора». Введение этих понятий упрощает физическую картину фильтрации жидкости от линии расположения нагнетательных скважин к рядам добывающих скважин, а также позволяет однозначно характеризовать депрессию обусловливающую приток жидкости к линиям отбора. Давление на линии нагнетания — это среднеинтегральное давление в пласте вдоль линии нагнетательных скважин. Вокруг нагнетательных скважин образуются репрессионные воронки, обращенные вверх с наибольшим давлением (вершина воронки) на забоях нагнетательных скважин (рис. 3.2). На рисунке ординаты заштрихованной части эпюры — абсолютные величины давлений в пласте, изменяющиеся вдоль S. Средняя ордината, т. е. высота рн прямоугольника длиной S и площадью РнS, — среднеинтегральное давление.

. (3.13)

, (3.14)

где F — заштрихованная площадь эпюры давлений.

Забойные давления нагнетательных скважин могут быть различны. Закон распределения давления вокруг забоя скважин близок к логарифмическому. Используя формулу для распределения давления при радиальном течении, можно построить кривые распределения давления между нагнетательными скважинами. Таким образом, по эпюре распределения давления вдоль линии нагнетания в реальном конкретном случае может быть определена площадь эпюры F, а по формуле (3.14) найдено давление на линии нагнетания. Существуют весьма простые расчетные методы определения давления на линии нагнетания, однако эти методы справедливы только при одинаковых забойных давлениях во всех нагнетательных скважинах, равных расстояниях между скважинами и однородном пласте. Расчетная формула имеет вид

(3.15)

где Рн — давление на забоях нагнетательных скважин (во всех скважинах одинаковое); Q — суммарный дебит нагнетательного ряда;

— внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательного ряда.

Здесь &#956

Компенсация отбора жидкости закачкой

Компенсация отбора жидкости в пластовых условиях закачкой воды в пласт ( соотношение закачки воды к отбору жидкости в пластовых условиях) – есть отношение (выраженная в % или долях единицы) накопленная на определенную дату объемов закачанной воды и отобранной жидкости в пластовых условиях, характеризующие суммарное восполнение пластовое энергии по эксплуатационному объекту или отдельному пласту.

По результатам анализа, состояния разработки по отдельному блоку, горизонту, группы скважин или отдельно взятой скважины (дебит нефти, жидкости, % обводнения, пластовое и забойное давление, давления закачки), расположения нагнетательной скважины (внутриконтурная, законтурная, приконтурная) планируется компенсация. Оптимальным значением принято считать 100%.

54. Источники водоснабжения.

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления — добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт. Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на какой стадии разработки находится данное месторождение.

В настоящее время ППД стремятся осуществить с самого начала разработки месторождения. В этом случае необходимо большое количество (практически 100%) пресной воды, так как добывающие скважины на этой стадии практически дают безводную продукцию. В дальнейшем скважины все больше обводняются, появляется во все возрастающих количествах попутная вода, которая должна быть утилизирована. В связи с этим системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения. Проектируемая система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысловых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти н др.

Для соблюдения мер по охране природы и окружающей среды система водоснабжения в любом случае должна предусматривать 100%-ную утилизацию сточных вод и работу всей системы ППД по замкнутому технолотическому циклу.

Это усложняет и несколько удорожает систему водоснабжения, так как возникает необходимость специальной подготовки сточных вод, очистки их от нефтепродуктов н взвеси, борьбы с возрастающей коррозией технологического оборудования и водоводов. Однако сточные воды, как правило, содержащие ПАВы, вводимые на установках по обезвоживанию и обессоливанию нефти, обладают улучшенными отмывающими и нефтевытесняющими способностями, что должно привести к увеличению нефтеотдачи пласта.

Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от источников воды для закачки в пласт, которыми могут быть:

открытые водоемы (рек, озер, морей);

грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;

водоносные горизонты данного месторождения;

сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью пластовой воды,

воды отстойных резервуарных парков, установок по подготовке нефти, ливневые воды промысловых объектов. Сточные воды загрязнены нефтепродуктами и требуют специальной очистки.

55.Требования, предъявляемые к нагнетаемой в пласт воде.

Используемая для ППД вода не должна вызывать образование нерастворимых соединений при контакте с пластовой водой, что может привести к закупорке пор, или, как говорят, должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивают в первую очередь следующими параметрами: количеством механических примесей (КВЧ — количество взвешенных частиц), нефтепродуктов, железа и его соединений, дающих при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры пласта, сероводорода (H2S), способствующего коррозии водоводов и оборудования, микроорганизмов, а также солевым составом воды и ее плотностью.

56.Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Нефтяные месторождения могут разрабатываться на естественных природных режимах. Природным режимом залежи называется совокупность естественных сил, которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. Залежь в этом случае может разрабатываться за счет естественной пластовой энергии: напора краевых вод, газа газовой шапки, растворенного газа или под действием силы тяжести самой нефти. Разработка месторождений на естественных природных режимах – это первичные методы, хотя, как правило, в настоящее время этим термином не пользуются.

Под вторичными методами понимают системы разработки с применением искусственного поддержания пластового давления с использованием различных методов заводнения: законтурного, приконтурного, внутриконтурного (разрезание рядами нагнетательных скважин, избирательное, очаговое, площадочное, головное, барьерное).

Вторичные методы на практике подразделяются на традиционные и современные. Под традиционнымипонимают методы стационарного заводнения, применяемые при внедрении первоначально запроектированных систем разработки (линейное разрезание, избирательное или площадочное заводнение, барьерное заводнение). В отличие от этого применяются более прогрессивные, современные вторичные МУН, которые называются гидродинамическими.

Современными методами принято называть все методы объемного воздействия на пласт; исключающие разработку залежей на естественных природных режимах или с применением традиционных вторичных методов стационарного заводнения обычной необработанной водой.

Современные (нетрадиционные) методы разработки залежей нефти можно разделить на вторичные гидродинамические и третичные (Таблица 1, Таблица 2)

Гидродинамические МУН

1. Нестационарное (циклическое) заводнение с изменением направления фильтрационных потоков жидкости в пласте (НЗ).

2. Ввод недренируемых запасов (ВЗ).

3. Форсированный отбор жидкости (ФОЖ).

4. Технология оптимальной выработки пласта.

5. Геолого-физические методы (ГФМ), связанные с комплексными технологиями разработки (КТР) залежей с трудноизвлекаемыми запасами (ТЗН).

6. Барьерное заводнение на газонефтяных залежах.

Третичные МУН

Под третичными понимают методы увеличения нефтеотдачи, не связанные с разработкой месторождений на природных режимах либо с закачкой в пласт обычной необработанной воды.

Смотрите еще:  Проверить штраф видеофиксации

В соответствии с принятой в настоящее время классификацией третичные МУН подразделяются на 6 групп:

1. Физико-химические МУН.

2. Физические МУН.

5. Микробиологические МУН.

6. Рудничные методы.

Цель применения этих методов заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить, либо уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов. По своему назначению и способу воздействия известные методы увеличения нефтеотдачи можно распределить следующим образом (табл.5.1).

( Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4— 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75 — 80 сут.

Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещинновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5 —6 % и более, тогда как на поздней — лишь 1 —1,5%);в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5 — 0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления — сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь необходимо разделить на — отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Полная остановка нагнетательных скважин может потребовать использования высоконапорных насосов, рассчитанных на давления 25 — 40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водоводов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.)

58.Метод перемены направления фильтрационных потоков.

Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды

Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. К числу таких характеристик относится количество нагнетаемой воды. При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям:

, (3.1)

Qнаг — объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м 3 /г); bв — объемный коэффициент нагнетаемой воды, учитывающий увеличение объема воды при нагревании до пластовой температуры и уменьшение ее объема при сжатии до пластового давления (для обычных пластовых температур и давлений bв = 1,01); Qн — объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях (дебит товарной нефти); bн — объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления. (Для каждого конкретного пласта bн определяется экспериментально на установках pVT или приближенно рассчитывается по статистическим формулам. Обычно bн = 1,05 — 1,30, но иногда достигает величины 2,5 для нефтей грозненских месторождений верхнего мела); Qв — объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях; bв ‘ — объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды; Qут — объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); k — коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин на самоизлив, при порывах водоводов и по другим технологическим причинам. Обычно коэффициент k = 1,1 — 1,15.

Из уравнения (3.1) находят расход нагнетаемой воды Qнаг. Очевидно, число нагнетательных скважин nнаг, их средний дебит qнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связаны соотношением

. (3.2)

Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных скважин или по результатам расчета известен их дебит qнаг, то из (3.2) определяют необходимое число нагнетательных скважин nнаг. Если nнаг предопределено схемой размещения скважин, то из (3.2) определяют средний дебит нагнетательной скважины qнаг, который зависит от гидропроводности пласта в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от величины давления нагнетания воды.

Дебит нагнетательной скважины находят гидродинамическими расчетами всей системы добывающих и нагнетательных скважин или приближенно по формуле радиального притока, преобразованной для репрессии. Давление нагнетания и дебиты должны находиться в технически осуществимых пределах и не должны превышать возможностей технологического оборудования. Некоторое регулирование этих величин возможно воздействием на призабойную зону нагнетательных скважин для улучшения их поглотительной способности (кислотные обработки, гидроразрывы и др.).

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации.

Коэффициент текущей компенсации

. (3.3)

— отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки.

Коэффициент накопленной компенсации

. (3.4)

Числитель в (3.4) — суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель — суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если mн 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано.

Рис. 3.2. Изменение давления вдоль линии нагнетания

В технологии добычи нефти часто пользуются такими понятиями, как «давление на линии нагнетания» и «давление на линии отбора». Введение этих понятий упрощает физическую картину фильтрации жидкости от линии расположения нагнетательных скважин к рядам добывающих скважин, а также позволяет однозначно характеризовать депрессию обусловливающую приток жидкости к линиям отбора. Давление на линии нагнетания — это среднеинтегральное давление в пласте вдоль линии нагнетательных скважин. Вокруг нагнетательных скважин образуются репрессионные воронки, обращенные вверх с наибольшим давлением (вершина воронки) на забоях нагнетательных скважин (рис. 3.2). На рисунке ординаты заштрихованной части эпюры — абсолютные величины давлений в пласте, изменяющиеся вдоль S. Средняя ордината, т. е. высота рн прямоугольника длиной S и площадью РнS, — среднеинтегральное давление.

. (3.13)

, (3.14)

где F — заштрихованная площадь эпюры давлений.

Забойные давления нагнетательных скважин могут быть различны. Закон распределения давления вокруг забоя скважин близок к логарифмическому. Используя формулу для распределения давления при радиальном течении, можно построить кривые распределения давления между нагнетательными скважинами. Таким образом, по эпюре распределения давления вдоль линии нагнетания в реальном конкретном случае может быть определена площадь эпюры F, а по формуле (3.14) найдено давление на линии нагнетания. Существуют весьма простые расчетные методы определения давления на линии нагнетания, однако эти методы справедливы только при одинаковых забойных давлениях во всех нагнетательных скважинах, равных расстояниях между скважинами и однородном пласте. Расчетная формула имеет вид

Смотрите еще:  Заявление о перечислении зарплаты

(3.15)

где Рн — давление на забоях нагнетательных скважин (во всех скважинах одинаковое); Q — суммарный дебит нагнетательного ряда;

— внутреннее фильтрационное сопротивление нагнетательного ряда.

Здесь μ — вязкость воды; k — проницаемость; h — толщина пласта; n — число скважин в ряду; σ — половина расстояния между нагнетательными скважинами; rпр — приведенный радиус нагнетательной скважины.

Рис. 3.3. Изменение давления вдоль линии отбора

Давление на линии отбора определяется аналогично, т. е. как среднеинтегральное давление вдоль линии добывающих скважин. В добывающих скважинах депрессионная воронка обращена вершиной вниз (рис. 3.3). Давление на линии отбора равно

(3.16)

, где F — площадь заштрихованной эпюры.

При аналитических расчетах

где Рс — давление на забоях добывающих скважин данного ряда (одинаковые во всем ряду); Q — дебит добывающих скважин данного ряда, расположенных в пределах длины S.

Среднее давление на линии нагнетания меньше забойных давлений в нагнетательных скважинах (Рн ‘ ‘ > Pс). Величина Рн ‘ — Pс ‘ = ΔР, называется депрессией между линией нагнетания и линией отбора. От величины этой депрессии зависит дебит добывающих рядов скважин, который увеличивается с ростом ΔР. Увеличение депрессии может быть достигнуто как за счет увеличения давления на линии нагнетания рн, так и за счет снижения давления на линии отбора Pс.

185.238.139.36 © studopedia.ru Не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования. Есть нарушение авторского права? Напишите нам | Обратная связь.

Отключите adBlock!
и обновите страницу (F5)

очень нужно

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Компенсация — отбор

Компенсация отбора закачкой составляет: текущая — 193 %, накопленная — 211 %, В последние годы наметилась тенденция к сокращению отставания фактических значений в годовой добыче нефти от проектной. Это, в первую очередь, связано с выводом из бездействия нескольких высокодебитных скважин и обеспеченностью компенсации жидкости закачкой воды. [1]

Для компенсации отбора газа из газовой шапки необходимо закачивать в скважины воду с таким же темпом. [2]

О компенсации отбора жидкости закачкой воды по полям более достоверно судить по поведению пластового давления. Судя по кривым среднего пластового давления по зонам отбора ( рис. 10), отбор жидкости на южном и северном полях в течение эксперимента практически компенсировался закачкой воды. [3]

Если накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды по объекту ( участку) меньше 100 %, то для покрытия дефицита закачки воды нормы закачки устанавливают технологическим режимом работы нагнетательных скважин больше нормы текущих отборов жидкости на 30 — 50 % и более, исходя из производительности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин. [4]

Динамика компенсации отбора жидкости закачкой воды по объектам Татарстана и Башкортостана представлена на рис. 6.6. Из рисунка видно, что наиболее высокая компенсация отбора жидкости закачкой воды достигнута в первой стадии разработки до отбора 8 — 10 % начальных балансовых запасов. [5]

При достаточной компенсации отборов нефти закачкой на каком-либо участке в неразбуренной части пласта формируется стационарное поле давления, размер которого, как правило, хотя и отличается от первоначального, но тем не менее слабо меняется во времени. И для вводимых в эксплуатацию скважин неразбуренной части пласта, если предварительно известно в них пластовое давление, учет интерференции будет проводиться по ограниченному числу скважин. [6]

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. [7]

Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. [8]

Если имеется дефицит в компенсации отбора жидкости закачкой воды по объекту ( участку), то для его покрытия нормы закачки устанавливаются в технологическом режиме работы нагнетательных скважин больше суммы норм текущего отбора жидкости на 30 — 50 % и более, исходя из мощности применяемого для закачки воды оборудования и приемистости действующих нагнетательных скважин. [9]

Для определения необходимой величины компенсации отбора жидкости из пласта закачкой вводится коэффициент текущей компенсации ( ггц. [10]

В Башкортостане в девонских отложениях наиболее высокие компенсации отбора жидкости закачкой воды в основной период разработки вплоть до текущей нефтеотдачи 40 % отмечаются на залежах нефти пластов Д-I и Д-IV Шкаповского месторождения. Компенсация отбора жидкости закачкой воды по пласту Д-IV, начиная с 1965 года при текущей нефтеотдаче 27 %, заметно превышает компенсацию по горизонту Д-I. Это обусловлено тем, что приемистость нагнетательных скважин в нижележащем пласте на 20 — 25 % оказалась выше. Учитывая, что на Серафимовском месторождении основной объем воды закачивался через законтурные нагнетательные скважины, то влияние заводнения на обводнение продукции этого месторождения оказалось значительно ниже, чем на Шкаповском месторождении. [11]

Несмотря на меньший фонд нагнетательных скважин, компенсация отбора закачкой составляет: текущая — 107 %, накопленная — 121 %, что связано с высокой приемистостью нагнетательных скважин. Разработка объекта происходит с небольшим превышением фактических показателей над проектными при более меньшем фактическом фонде добывающих скважин. Это объясняется высокими фактическими дебитами скважин и пониженной, по сравнению с проектом, обводненностью продукции скважин. При дальнейшей разработке данного объекта необходимо вывести из бездействия добывающие и нагнетательные скважины и, по возможности, рассмотреть вопрос о разукрупнении объекта. [12]

При внутриконтурном заводнении, как правило, для компенсации отбора закачкой применяется более высокое давление нагнетания, чем при законтурном, что связано с проявлением фазовых проницаемос-тей при закачке пресных вод в чисто нефтяную зону. [13]

Последнее, очевидно, связано с изменением условий компенсации отборов закачкой. Эффект, оцененный по характеристикам вытеснения, составил 10 36 тыс. т нефти. [14]

При этом определенная часть закачки газа идет на компенсацию отбора закачанного газа и фактически расходуется вхолостую. [15]

Основные показатели разработки нефтяного месторождения

Изучение состояния нефтяного месторождения на основе сопоставления фактических и проектных показателей извлечения. Разработка перспективного плана добычи. Анализ запасов природного газа. Оценка многомерного регрессионного коэффициента добычи нефти.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Пермский государственный технический университет

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений

По дисциплине: «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

«Основные показатели разработки нефтяного месторождения»

1. Геологическая часть. Общие сведения о районе расположения месторождения; стратиграфия; тектоника; литология; нефтегазоносность; строение и коллекторские свойства продуктивных пластов; свойства пластовых флюидов (нефть, газ, вода); энергетические характеристики залежи; сведения о запасах нефти и газа.

2. Технико-технологическая часть. Общая характеристика проектного документа. Анализ состояния разработки на основе сопоставления фактических и проектных показателей разработки. Расчёт перспективного плана добычи нефти на ближайшие пять лет.

Расчет показателей разработки нефтяных и газовых месторождений

Оценка коэффициента извлечения нефти с применением методов многомерного регрессионного анализа (зависимости по Сопронюку) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме:

КИН= 0,195-0,0078µо + 0,082?gK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп 0,054Нвнз + 0,275Sн 0,00086S

КИН = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0,00086*25 =0,503

Здесь относительная вязкость отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды).

K средняя проницаемость пласта в мкм2,

начальная пластовая температура в С,

h средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м,

Кп коэффициент песчанистости в долях единицы,

Нвнз отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы,

Sn начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы,

S плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

Смотрите еще:  Договор купли на немецком

1. Характеристика основных показателей разработки нефтяного месторождения

нефть запас природный газ

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеотдачи; дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; пластовое давление и др.

По методике Лысенко В.Д. определены следующие показатели и сведены в таблицу №1:

1. Годовую добычу нефти (qt) и 2. Количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных:

где t — порядковый номер расчётного года (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 — добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e=2,718 — основание натуральных логарифмов; Qост — остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).

n0 — количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (15 лет).

3. Годовой темп отбора нефти t — отношение годовой добычи нефти (qt) к начальным извлекаемым запасам нефти (Qниз):

t низ = qt / Qниз

4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов — отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз):

t оиз = qt / Qоиз

5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак):

Сумма годовых отборов нефти на текущий год.

6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов — отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз):

7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения — отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал):

КИН = Qнак / Qбал

8. Добыча жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.

9.Добыча жидкости с начала разработки (Qж) — сумма годовых отборов жидкости на текущий год.

10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин (W) — отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости(qж):

11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 15 год разработки в размере 110-120%.

12. Закачка воды с начала разработки Qзак — сумма годовых закачек воды на текущий год.

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) -отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж):

14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) — отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж):

15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки — сумма годовых отборов газа.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти — отношение годовой добычи нефти (qг) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,

где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.

18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости — отношение годовой добычи жидкисти (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины — отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,

где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

20. Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120%; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

График разработки месторождения представлен на гистограмме.

Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом

Путем экстраполяции графика Q зап= f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:

где Q зап начальные извлекаемые запасы газа, млн. м3;

Qдоб (t) добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м3;

Pнач давление в залежи начальное, МПа;

Pср(t) средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), Pср(t) =0,9 Рнач., МПа;

нач и ср(t) — поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). Поправка равняется

Коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t); Для расчета принимаем Кго= 0,8.

Petroleum Engineers

Компенсация отбора

Как считать компенсацию отборов жидкости с закачкой газа?Как считать суммарную компенсацию отборов жидкости с закачкой газа и воды?

Все флюиды приводить к пластовым условиям

То что нужно приводить к пластовым условиям это понятно. Подскажите саму формулу?!

Когда по воде считаем, формула компенсации следующая: Qзак.воды(м3)/(Qнефти(м3)*Во+Qводы) * 100.

А как выглядит формула компенсации отборов жидкости газом?! И как посчитать суммарную компенсацию закачкой водой и газом.

Kazhymukan, посмотри — [Qinj.gas(standard m3)*Binj.gas]/[Qoil*Boil + Qw*Bw.prod+(Qg.prod — Qoil*Rs)*Bg.prod] * 100. Тебе надо Bg (и если закачиваемый и добываемый газ различается по составу, то возможно отдельно надо рассчитывать Binj.gas и Bg.prod) рассчитывать на конкретное давление p и температуру T, а также Rs (solution gas oil ratio на заданный p,T).

Суммарная компенсация наверное будет выглядеть так.

— накопленная закачка воды за период от t1 до t2, здесь Bw.inj наверное изменяется несущественно и близко к 1. То же и для Bw.prod.

— накопленная закачка газа за период от t2 до t3 например. Здесь на каждый шаг по времени нужно задавать свой p и T и соответственно рассчитывать Bgas, Rs. От него же на каждый шаг считать [Qgas(standard m3)*Bgas] и складывать. Также и по Boil можно считать на каждом шаге. В итоге, если был только 1 период закачки воды и 1 период закачки газа, то расчет может выглядеть следующим образом:

Похожие статьи:

  • Доплата к пенсии пенсионеру мвд Доплата к пенсии пенсионеру мвд Статья 17. Надбавки к пенсии за выслугу лет К пенсии за выслугу лет, назначаемой лицам, указанным в статье 1 настоящего Закона (в том числе исчисленной в […]
  • Побои престарелому Побои престарелому Адрес: 660049, г. Красноярск пр. Мира, 32 Электронная почта: [email protected] Телефон приемной: (391) 265-84-00 Телефон дежурного прокурора: (391) 227-48-78 Суд по […]
  • Сколько стоит лицензия 64 бит Как установить Windows 10 и сколько это стоит? Сегодня состоялся официальный релиз Windows 10 в 190 странах мира, в том числе в России. Как и было обещано, это обновление могут бесплатно […]
  • Вов что такое экспертиза Экспертиза медальонов, солдатских книжек и других документов советских солдат ВОВ Экспертно-консультационное бюро «Кольчуга» приглашает к сотрудничеству организации любой […]
  • Медицинская экспертиза в новгороде ГОБУЗ «Новгородское областное бюро судебно-медицинской экспертизы» Адрес: 173024, Новгородская область, г. Великий Новгород, пр. А. Корсунова, д. 34, корп.3 Телефон: +7 (8162) 654116 Факс: […]
  • 34 Государственная пошлина 34 Государственная пошлина "Налоговый кодекс Российской Федерации " Принят Государственной Думой 19 июля 2000 года Одобрен Советом Федерации 26 июля 2000 года Опубликован: Собрание […]
Перспектива. 2019. Все права защищены.