Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»
Факультет курс IV группа2
КУРСОВАЯ РАБОТА
По дисциплине Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
На тему
Расчет технологических показателей разработки однородного пласта с использованиеммодели непоршневого вытеснения нефти водой
Руководитель Л.Н. Иконникова
2010
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ:
/>; />; />;
/>; />; />; />; />;
/>; />; />; />; />;
/>; />; />.
Реферат
Курсовая работа объемом ___ страница,содержит 11 рисунков, 7 таблиц.
Цель работы — расчет техническихпоказателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснениянефти водой.
Работа состоит из трех разделов.В первом разделе представлена теория поршневого и непоршневого вытеснения. Во второмразделе — основы метода эквивалентных фильтрационных сопротивлений. В третьем разделе- расчет технологических показателей разработки пласта с использованием модели непоршневоговытеснения; расчет изменения забойного давления и перепада давления от нагнетательнойскважины до добывающей в зависимости от изменяющегося фронта воды.
В результате выполненных расчетовмною найдено изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности продукции итекущей нефтеотдачи для элемента системы разработки и для месторождения в целом.Рассмотрена динамика изменения давления в зависимости от изменяющегося фронта воды.
Дата__________ Подпись__________
Оглавление
Введение
1. Основы теории поршневого и непоршневого вытеснения
2. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений
3. Расчетная часть
3.1 Расчет технологических показателейразработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения
3.2 Расчет общей депресси, забойного давления pc приизменяющемся фронте вытеснения
Заключение
Список используемых источников
Введение
Газовая и нефтяная отрасли занимаютважное место в экономике страны, способствуя решению социальных проблем обществаи развитию других отраслей. В состоянии этих отраслей ведущее место принадлежитразработке нефтяных и газовых месторождений. Их промышленное освоение должно обеспечиватьтребуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр какпо месторождениям, разрабатываемым длительное время, так и по вновь вводимым. Передработниками нефтяной и газовой промышленности стоят большие задачи обеспечения необходимыхтемпов разработки, повышения нефтегазоотдачи, оптимального сочетания усилий, направленныхна освоение новых месторождений и на максимальное использование недр длительно разрабатываемыхместорождений.
Для учетадобычи обводненной продукции была создана модель непоршневого вытеснения нефти водойили модель двухфазной фильтрации. Эта модель, начало которой было положено американскимиисследователями Баклеем и Левереттом, послужила основой многих методик расчетовразработки нефтяных пластов с учетом совместной фильтрации нефти и воды.
Учетнепоршневого характера вытеснения нефти водой привел к необходимости использованияотносительных проницаемостей, которые, естественно, неодинаковы для различных пластов.Модель процесса непоршневого вытеснения нефти водой даже в сочетании с моделью однородногопласта позволяет рассчитывать данные разработки пласта в период добычи обводненнойпродукции. Тем не менее необходимо было как-то учитывать и реальную неоднородностьпластов. Одной из первых методик, по которой принимали во внимание непоршневой характервытеснения нефти водой из модели слоисто-неоднородного пласта, стала методика, предложеннаяЮ.П. Борисовым и развитая им впоследствии с участием ряда авторов. Эта методикаполучила название «методика ВНИИ-1».
По этойметодике пласт состоит из набора отдельных слоев — пропластков (трубок тока). Распределениеабсолютной проницаемости устанавливают на основе определенного вероятностно-статистическогозакона. Чаще всего в качестве такого закона используют логарифмически нормальныйзакон. Приближенно принимают, что расход воды, поступающей в каждый отдельный слой,пропорционален абсолютной проницаемости этого слоя. Для расчета фильтрационногосопротивления в зоне совместного движения нефти и воды используют эмпирические зависимости,полученные на основе аппроксимации относительных проницаемостей.
Определятьдобычу обводненной продукции можно также на основе сочетания модели поршневого вытеснениянефти водой с моделью слоисто-неоднородного пласта.
1. Основы теории поршневого и непоршневого вытеснения
Водонапорныйрежим вытеснения нефти водой — основной в практике разработки нефтяных месторождений.Тенденция в развитии методик расчетов технологических показателей состоит в максимальномприближении математических моделей к реальным условиям месторождений (различие вязкостей,многофазность движения, неоднородность пласта и др.).
Поршневоевытеснение нефти— это идеальный случайвытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая границараздела, впереди которой движется только нефть, а позади — только вода, т.е. текущийВНК совпадает с фронтом вытеснения.
На пластсоздается постоянный перепад давления постоянные давления соответственно на контурепласта и на галерее (остальные поверхности непроницаемые). Жидкости считаются несжимаемыми,взаимно нерастворимыми и химически не реагирующими одна с другой и с пористой средой.Полагается, что плоскость контакта нефти и воды вертикальная. Это справедливо дляслучая либо предельно анизотропного пласта (проницаемость в вертикальном направленииравна нулю), либо равной плотности нефти и воды. Различны только вязкости нефтии воды. В пласте выделяются водяная, заводненная и нефтяная зоны. В первых двухдвижется вода, а в третьей — нефть. До начала вытеснения насыщенность неподвижнойсвязанной водой в нефтяной зоне составляет SCB. В заводненной зоне остаточная нефтенасыщенность остаетсяпостоянной и равной S0H, а связанная вода неподвижнаи смешивается с закачиваемой водой (рисунок 1).
Скоростьфильтрации и расход изменяются с перемещением ВНК, т.е. во времени. Следовательно,несмотря на постоянство перепада давления движение жидкости неустановившееся.
ПоложениеВНК не параллельно галерее (искривлено). Чем больше длина ВНК, тем больше vи q. Значит, в тех сечениях, где длинабольше или граница раздела ближе к галерее, будет происходить опережающее перемещениеВНК и дальнейшее искривление линии раздела. Отсюда приходим к выводу, что если награнице раздела образовался «язык обводнения», то в дальнейшем он не тольконе исчезает, но еще больше вытягивается, продвигаясь с большей скоростью. Искривленное,вернее горизонтальное положение ВНК по отношению к галерее, отмечается в наклонныхпластах, что приводит к более быстрому обводнению галереи по подошве пласта. В реальныхусловиях неизбежны возмущения на границе раздела (например, изменение проницаемости)и образование «языков обводнения», т.е. проявляется вязкостная неустойчивостьвытеснения. Если движение образовавшихся «языков обводнения» замедляется,то такое перемещение границы раздела называют устойчивым.
Посколькудвижение жидкостей неустановившееся, то это вызывает изменение давления в разныхточках пласта. В случае сжимаемых жидкостей такое перераспределение давления приводитк изменению скоростей движения.
Времяперераспределения давления за счет сжимаемости жидкостей существенно меньше, чемвремя вытеснения, поэтому влиянием сжимаемости на процесс вытеснения можно пренебречь.
Непоршневоевытеснение нефти— это вытеснение,при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т.е. за фронтомвытеснения происходит многофазная фильтрация.
Вопросывытеснения нефти водой изучались многими исследователями. Механизм вытеснения нефтиводой из микронеоднородных гидрофильных пористых сред можно представить так (поМ.Л. Сургучеву). В чисто нефтяной зоне пористой среды перед фронтом внедрения водыдвижение нефти происходит непрерывной фазой под действием гидродинамических сил.По крупным поровым каналам нефть движется быстрее, чем по мелким. На фронте внедренияводы в нефтяную зону, в масштабе отдельных пор, движение воды и нефти полностьюопределяется капиллярными силами, так как они превосходят гидродинамические силына малых отрезках пути. Вода под действием капиллярных сил устремляется с опережениемпреимущественно в мелкие поры, вытесняя из них нефть в смежные крупные поры до техпор, пока разобщенные крупные поры не окажутся со всех сторон блокированными водой.Если крупные поры образуют непрерывные каналы, то вода по ним будет двигаться сопережением. Тем не менее отставшая нефть из мелких пор под действием капиллярныхсил также переместится в уже обводненные крупные поры и останется в них в виде отдельныхглобул.
Такимобразом, мелкие поры оказываются заводненными, а крупные остаются в разной степенинефтенасыщенными. В масштабе большой зоны пористой среды, между передним фронтомвнедряющейся воды и задним фронтом подвижной нефти, водонасыщенность пласта вдольпотока уменьшается от предельной водонасыщенности при неподвижной нефти до некоторойфронтальной водонасыщенности. В этой зоне идет совместная фильтрация воды и нефти.Вода движется по непрерывным заводненным каналам, обтекая уже блокированную нефтьв крупных порах, а нефть перемещается в незаводненной части среды. Соотношение скоростейдвижения воды и нефти определяется распределением пор по размерам, водонасыщенностьюи объемом нефти, блокированной в крупных порах заводненной части среды, а такжераспределением пор, объемом нефти и связанной воды в нефтенасыщенной части среды.В интегральном виде эти условия фильтрации воды и нефти выражаются кривыми фазовых(или относительных) проницаемостей.
За заднимфронтом подвижной нефти нефтенасыщенность обусловлена наличием нефти в разрозненных,крупных, блокированных водой порах. Непрерывных, нефтенасыщенных каналов, вплотьдо добывающих скважин, в этой зоне нет, нефть является остаточной, неподвижной.Но нефть в глобулах не теряет способности двигаться при устранении капиллярных сил.
поршневое вытеснение нефть вода
Еслипористая среда обладает частичной гидрофобностью, что характерно практически длявсех нефтеносных пластов, то остаточная нефть может оставаться в порах также в видепленки.
В гидрофобныхколлекторах, которые на практике встречаются редко, связанная вода распределенапрерывисто и занимает наиболее крупные поры. Закачиваемая вода смешивается со связаннойводой и остается в крупных порах. Остаточная же нефть остается в виде пленки в крупныхпорах и в порах меньшего размера. Она также не теряет способности двигаться приустранении капиллярных сил. На этом основаны теории методов увеличения нефтеотдачипластов.
В заводненнойзоне гидрофильного пласта остается рассеянной 20-40 % нефти от первоначального еесодержания в зависимости от проницаемости, распределения размеров пор и вязкостинефти, а в гидрофобном пласте — уже 60-75 %.
Многофазнаяфильтрация с учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу.Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газаи воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают, что углеводородыпредставлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному законуГенри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазнойфильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт (1942 г.). В 1953 г.Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.
Согласнонаиболее простой модели Баклея — Левереттанепоршневое вытеснение, как известноиз подземной гидрогазодинамики, описывается уравнением доли вытесняющей жидкости(воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью.
/>
Рисунок1 — Зависимость нефтенасыщеноости от границы фронта
ВНК припоршневом и непоршневом вытеснении (/>).
2. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений
Методэквивалентных фильтрационных сопротивлений — основной аналитический метод определенияколичественной связи между дебитами скважин и давлениями на их забоях и на контурепитания пласта (нагнетания воды) в условиях жесткого водонапорного режима.
Сущностьметода состоит в замене полного фильтрационного сопротивления реального потока жидкостейсложной конфигурации несколькими эквивалентными (равнозначными) последовательнымиили параллельными фильтрационными сопротивлениями простейших (прямолинейно-параллельных,плоскорадиальных) потоков. Понятно, что такая замена вносит определенную погрешностьв результаты расчета, которая однако допустима при недостаточной точности исходнойгеолого-промысловой информации.
При решениизадачи таким методом фильтрационные сопротивления в пласте с системой скважин делятсяна внутренние (существующие вблизи скважин при условии />) и внешние, возникающие при движениинефти и воды между рядами нагнетательных и добывающих скважин (рисунок 2).
Расходводы />, закачиваемойв одну нагнетательную скважину будет равен:
/> (1)
Общийрасход воды в нагнетательной скважине />, однако будем считать, что влево всторону добывающих скважин поступает расход воды />. Так как режим жестководонапорный,значит общий расход воды: />.
Фильтрацияводы от ряда нагнетательных скважин до фронта вытеснения нефти водой, отстоящегона расстоянии />, описывается законом Дарси:
/>. (2)
На участкевытеснения между рядом добывающих и нагнетательных скважин:
/>. (3)
Дебитна добывающей скважине будет равен:
/> (4)
/>
1 — фронт вытеснения; 2 — контурвытеснения скважин;
3 — добывающая скважина; 4 — нагнетательнаяскважина;
XВ — расстояниеот оси нагнетательной скважины до фронта вытеснения;
l — расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами;
σ/π — радиус контуравытеснения скважины
Рисунок 2 — Модель эквивалентныхфильтрационных течений
3. Расчетная часть3.1 Расчет технологических показателей разработки однородногопласта с использованием модели непоршневого вытеснения
Исходные данные:
Нефтяное месторождения площадью нефтеносности /> решено разрабатыватьс использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент одноряднойсхемы, содержащий 1 скважину (1/2 добывающей и нагнетательной), имеет ширину — b = 500 м, l = 600 м.
Месторождение вводится в разработку за 2 года. каждый год по 30 элементов. Разрабатываемый пластместорождения имеет следующие параметры: толщина пласта h,пористость m, насыщенность связанной водой />, вязкость нефти в пластовыхусловиях />,вязкость воды />.
Пласт сравнительно однородный. Установлено, что вытеснениенефти водой происходит непоршневым способом. Дана зависимость относительных проницаемостейдля нефти и воды. Относительные проницаемости для нефти и воды />и />, зависящие от водонасыщенностиS, выражаются следующими формулами:
/>; (5)
/> при />, (6)
/> при />, (7)
При этом />, />. В пласт с линиинагнетания /> закачиваетсявода с расходом />. Коэффициент охвата пласта заводнением/>.
Требуется найти изменение во временидобычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системыразработки и для месторождения в целом, а так же построить графики: обводненности,нефтеотдачи, дебита нефти элемента разработки в зависимости от времени (/>) и обводненности,нефтеотдачи, дебита нефти в целом по месторождению в зависимости от времени (/>) для непоршневоговытеснения.
Определение численных значенийкоэффициентов а и b, входящих в приведенные зависимости /> и />
Значение коэффициента b находим из условия,что />:
/>; />.
Значение коэффициента /> установим из условия:
/>;
/>; />
Определим относительные проницаемостинефти и воды в зависимости от водонасыщенности.
Зададимся значениями /> от /> до 1 и произведёмрасчеты по формулам (5), (6) и (7), строим график на рисунке 3, данные расчета заносимв таблицу 1.
При />:
/>
/>
Вычисление функций />, построение графика функций.
В соответствии с теорией фильтрациинеоднородных жидкостей, распределение водонасыщенности в пласте /> находят по функции Баклея-Леверетта:
/>; (8)
/>
Данные записываем в таблицу 1.Строим график функции /> зависимости от /> (Рисунок 4).
Таблица 1 — Данные расчета относительных проницаемостейи функции />S
kн (S)
kв (S) f (S) Δf (S) ΔS f’ (S) 0,14 1 0,17 0,9173 0,00001 0,00002 0,00002 0,03 0,0007 0,2 0,8381 0,0002 0,0004 0,00036 0,03 0,0119 0,25 0,7141 0,0024 0,0050 0,00462 0,05 0,0924 0,3 0,6001 0,0107 0,0261 0,02106 0,05 0,4213 0,35 0,4959 0,0318 0,0877 0,06160 0,05 1,2320 0,4 0,4017 0,0746 0,2180 0,13031 0,05 2,6062 0,45 0,3174 0,1508 0,4162 0, 19823 0,05 3,9645 0,5 0,2430 0,2744 0,6287 0,21254 0,05 4,2507 0,55 0,1785 0,4616 0,7950 0,16626 0,05 3,3252 0,6 0,1240 0,7314 0,8985 0,10346 0,05 2,0693 0,65 0,0793 0,7701 0,9357 0,03726 0,05 0,7453 0,7 0,0446 0,8069 0,9644 0,02871 0,05 0,5743 0,75 0,0198 0,8422 0,9845 0,02010 0,05 0,4021 0,8 0,0050 0,8760 0,9962 0,01170 0,05 0,2340 0,85 0,9086 1 0,00376 0,05 0,0752 0,9 - 0,9401 1 0,05 0,95 - 0,9705 1 0,05 1 - 1 1 0,05
/>
Рисунок 3 — Кривые относительныхпроницаемостей
/>
Рисунок 4 — Функция Баклея-Леверетта
Определим время />, при котором нефтьначнет добываться вместе с водой.
По кривой /> можно найти графическимпутем значение /> при />.
/>, (9)
где /> - значение функции на графике (рисунок4);
/>.
Проведя касательную к кривой /> из точки />, по точке касанияопределим />, />,/>.
Определим длительность безводногопериода добычи нефти />, когда фронт вытеснения достигнетконца пласта />, это можно определить из соотношенияпроизводной.
/>, (10)
/>, (11)
/>, (12)
где /> - время безводного периода, года;
/>.
При />, то есть при /> будет добываться нефть вместес водой.
Определим водонасыщенность /> и /> при />.
Для определения технологическихпоказателей при /> представим вытеснение нефти водой,таким образом, как будто фронт вытеснения, когда />, существует, но он проникает за пределыэлемента, то есть существует фиктивный фронт вытеснений при />, тогда водонасыщенностьбудет />.
Используя отношение производных,определим />.
/>; (13)
/>; (14)
Найдем отношение /> к />:
/>; (15)
Значение /> можно определить графоаналитическимспособом. Для этого необходимо построить />. Такое построение графика выполняютметодом графического дифференцирования.
Для нахождения расчетной формулыпреобразуем выражение (15):
/>, (16)
где /> - производная функции водонасыщенности;
/> - время безводного периода, года;
/> - расчетное время, года.
Для построения графика производнойна рисунке 5 функции S зададимсязначениями /> и/>. Приведемрасчет и занесем данные в таблицу 2.
/>; (17)
где /> - изменение функции от S;
/> - изменение S;
/>
/>
Рисунок 5 — Функция f’(/>)
Для определения значения /> задаемся различнымизначениями t, находим /> и по графику производной находим />. Вычисления производимпо формуле (16):
/>.
Вычисленные данные заносим в таблицу2.
Таблица 2 — Данные расчета />, />, />, />, />, />.
/>
/>
/>
/>
/>
/>
/> 1 - - - 180 - 0,104 2 - - - 180 - 0, 208 3 - - - 180 - 0,313 4 - - - 180 - 0,417 5,1 1,977 0,59 0,882 21, 20 158,80 0,534 6 1,674 0,604 0,902 17,69 162,31 0,549 7 1,435 0,608 0,905 17,10 162,90 0,558 8 1,256 0,613 0,909 16,39 163,61 0,573 9 1,116 0,615 0,911 16,11 163,89 0,585 10 1,005 0,617 0,912 15,83 164,17 0,588 11 0,913 0,618 0,913 15,69 164,31 0,598 12 0,837 0,62 0,914 15,41 164,59 0,609 13 0,773 0,638 0,928 13,04 166,96 0,617 14 0,718 0,642 0,930 12,54 167,46 0,629 15 0,670 0,661 0,943 10,30 169,70 0,646
Определим текущую обводненностьэлемента разработки />.
Значение /> соответствует обводненностипродукции элемента />.
Следовательно />= />, и />рассчитываетсяпо формуле (8). Тогда /> и /> рассчитываются по формулам (5), и(6).
При/> = 0,59,/>;
/>;
/>.
Определим текущую добычу нефтииз элемента разработки /> при/> по формуле:
/>; (18)
где /> - текущая добыча нефти из элемента разработки, />; /> - текущая добычажидкости из элемента разработки, />; /> - текущая обводненность элемента;
/>.
Определим текущую добычу водыиз элемента разработки /> по формуле:
/>; (19)
где /> - текущая добыча воды из элементаразработки, />;/> - текущаядобыча жидкости из элемента разработки, />; /> - текущая обводненность элемента;
/>
Определим текущую нефтеотдача/> для элемента разработки.
Безводный период разработки.
при />:
/>; (20)
/>.
Водный период разработки.
при />:
/>; (21)
где /> - функция водонасыщенности;
/> - производная от функции водонасыщенности;
/>.
Полученные значения введем в таблицу2.
Определим добычу нефти и водыпо группам элементов.
Определим количество элементоввводимых каждый год.
/>; (22)
/>
Определим добычу нефти по группамэлементов.
/> (23)
где /> - текущая добыча нефти из элемента разработки, />;
/>.Результаты расчета сведем в таблицу3.
Таблица 3 — Данные расчета /> по группам элементов и />
Т, годы
/> по группам элементов, />
/> 1 (100) 2 (125) 1 22500 22500 2 22500 22500 45000 3 22500 22500 45000 4 22500 22500 45000 5 22500 22500 45000 6 2211 22500 24711 7 2138 2211 4348 8 2048 2138 4186 9 2013 2048 4062 10 1978 2013 3992 11 1961 1978 3939 12 1927 1961 3888 13 1630 1927 3557 14 1568 1630 3198 15 1287 1568 2855
Определим добычу нефти из месторождения.
/>:
/>45000 м3/сут (24)
Определим добычу воды по группамэлементов.
t = 6 лет:
/> (25)
Определим добычу воды из месторождения.
/>:
/>20289 м3/сут. (26)
Определим текущую обводненностьместорождения.
/>; (27)
где /> - добыча воды из месторождения, />;
/> - добыча нефти из месторождения, />;
/>:
/>
Результаты расчета сведем в таблицу4.
Таблица 4 — Данные расчета /> по группам элементов, /> и />Т, годы
/> по группам элементов, />
/>
/> 1 (125) 2 (125) 1 - 2 3 4 5 6 20289 20289 0,451 7 20362 20289 40652 0,903 8 20452 20362 40814 0,907 9 20487 20452 40938 0,910 10 20522 20487 41008 0,911 11 20539 20522 41061 0,912 12 20573 20539 41112 0,914 13 20870 20573 41443 0,921 14 20932 20870 41802 0,929 15 21213 20932 42145 0,937
Определим текущую нефтеотдачуместорождения.
/> (28)
где /> - текущая нефтеотдача соответствующегоэлемента;
/>:
/>
Результаты расчета сведем в таблицу5.
Таблица 5 — Данные расчета текущей нефтеотдачи по группамэлементов
Т, годы Текущая нефтеотдача по группам элементов
/> 1 (125) 2 (125) 1 0,104 - 0,052 2 0, 208 0,104 0,156 3 0,313 0, 208 0,260 4 0,417 0,313 0,365 5 0,534 0,417 0,475 6 0,549 0,534 0,541 7 0,558 0,549 0,554 8 0,573 0,558 0,566 9 0,585 0,573 0,579 10 0,588 0,585 0,587 11 0,598 0,588 0,593 12 0,609 0,598 0,604 13 0,617 0,609 0,613 14 0,629 0,617 0,623 15 0,646 0,629 0,637
Как видно из выполненных расчетовчерез 15 лет после начала разработки месторождения нефтеотдача достигнет значения0,64 при обводненности 94%.
Построим графики зависимостейобводненности, текущей нефтеотдачи и дебита нефти элемента от времени.
/>
Рисунок 6 — Зависимость νэ,ηэ,qн. э от t
Построим графики зависимостейобводненности, нефтеотдачи и дебита нефти месторождения от времени.
/>
Рисунок 7 — Зависимость ν,η, Qн от3.2 Расчет общей депресси, забойного давления pc при изменяющемся фронте вытеснения
Определяем изменения забойногодавления и перепада давления в зависимости от положения изменяющегося фронта вытеснения.Схема внутренних и внешних фильтрационных сопротивлений при вытеснении нефти водойизображена на рисунке 2.
1) при />
/>; (29)
где /> - перепад давления между нагнетательной и добывающей скважинойпри положении фронта вытеснения на участке внутренних сопротивлений в пределах контуравытеснения нагнетательной скважины,/>;
/> - расстояние от оси нагнетательнойскважины до фронта вытеснения, м;
σ/π — радиус контуравытеснения скважины.
/> - радиускругового контура вытеснения, м.
/>
2) при />
/>; (30)
/>
3) при />
/>; (31)
/>
Давление на добывающей скважинеопределяется по формуле:
/>; (32)
где /> - давление на нагнетательной скважине,/>;
/>.
Значения давления в зависимостиот времени представлены в таблице 6. Зависимость давления и перепада давления отфронта вытеснения представлены на рисунках 9 и 8 соответственно.
Таблица 6 — Результаты расчета изменения забойного давленияи перепада давления от нагнетательной скважины до добывающей в зависимости от изменяющегосяфронта воды
xв, м 0,10 10,00 20,00 40,00 60,00 79,58 110,00 120,00
∆р, МПа 7,74 7,05 6,95 6,84 6,78 6,74 6,63 6,62
рс, МПа 24,26 24,95 25,05 25,16 25,22 25,26 25,37 25,38
xв, м 350,00 520,42 540,00 560,00 580,00 590,00 599,90
∆р, МПа 6,41 6,25 6,13 6,07 5,96 5,86 5,16
рс, МПа 25,59 25,75 25,87 25,93 26,04 26,14 26,84
/>
Рисунок 8 — Зависимость перепададавления от фронта вытеснения
/>
Рисунок 9 — Зависимость давленияот фронта вытеснения
Заключение
В результате выполненных расчетовбыло найдено, что нефть начнет добываться вместе с водой через 5,1 года, каждыйгод на месторождении будет вводиться по 125 элементов в течении 2 лет, через 15лет после начала разработки месторождения нефтеотдача достигнет значения 0,64 приобводненности 94%.
Найдено изменение во времени добычинефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системыразработки и для месторождения в целом. В зависимости от положения фронта вытеснения,по мере его приближения к добывающей скважине, забойное давление растет, а перепаддавления — падает.
Список используемых источников
1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов.- 2-е издание, переработанное и дополненное. — М.: НЕДРА, 1998.
2. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений / Ю.П. Коротаев.- М.: НЕДРА, 1975.
3. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей / И.Д. Амелин.- М.: НЕДРА, 1978.
4. Пирвердян А.М. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовыхместорождений / Под ред. д-ра техн. наук А.М. Пирвердяна. — М.: НЕДРА, 1978.
5. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебникдля вузов. — М.: НЕДРА, 1990.