Файл: Отчет по Практическим работам по дисциплине Прикладная экология.docx
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 125
Скачиваний: 1
СОДЕРЖАНИЕ
где Qгi – добыча газа за i-тый год, м3 ,
Qнi – добыча нефти за i-тый год, т;
ri = Qгi / Qнi=7,4/111,6=0,066
ri = Qгi / Qнi=19,9/316,4=0,062
ri = Qгi / Qнi=30,7/573,3=0,053
ri = Qгi / Qнi=46,7/733,5=0,063
ri = Qгi / Qнi=57,7/887,1=0,065
ri = Qгi / Qнi=71/1079,4=0,065
Годовую добычу жидкости (Qжi): Qжi = Qнi + Qвi ,
где Qнi , Qвi – добыча соответственно нефти и воды за i-тый год, т;
Qжi = Qнi + Qвi=316,4+7,1=323,5
Qжi = Qнi + Qвi=573,3+16,2=589,5
Qжi = Qнi + Qвi=733,5+20,4=753,9
Qжi = Qнi + Qвi=887,1+40,2=927,3
Qжi = Qнi + Qвi=1079,4+60,8=1140,2
∑ i=1 н.нак.i = н.i N Q=42,8+111,6+186+316,4+422+573,3+733,5+887,1+1079,4=1,54
∑ i=1 г.нак.i = г.i N Q=2,7+7,4+11,5+19,9+26,6+30,7+46,7+57,7+71=2,92
N Q Q i 1 в.нак.i в=7,1+13+16,2+20,4+40,2+60,8=9,99
Среднегодовой процент воды в добываемой жидкости (nв.i): nв.i = Qвi × 100% / Qжi ;
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/42,8=0
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/111,6=0
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/186=0
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=7,1× 100%/323,5=0,021
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=13× 100%/435=0,029
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=16,2× 100%/589,5=0,027
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=20,4× 100%/753,9=0,027
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=40,2× 100%/927,3=0,043
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=60,8× 100%/1140,2=0,053
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 42,8/(13,6-13,5)=428
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 111,6/(13,6-13,4)=558
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 186/(13,6-13,3)=620
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 316,4/(13,6-12,5)=287,7
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 422/(13,6-11,8)=234,4
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 573,3/(13,6-10,7)=197,7
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 733,5/(13,6-9,9)=198,2
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 887,1/(13,6-9,1)=197,1
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 1079,4/(13,6-8,3)=203,6
Порядок работы
1. Ознакомиться с условиями проявления режимов нефтяных залежей в различных геогидродинамических зонах и их геолого-эксплуатационными характеристиками.
2. В соответствии с вариантом задания, рассчитать на каждый год разработки залежи: Среднегодовой газовый фактор (ri): ri = Qгi / Qнi ,
где Qгi – добыча газа за i-тый год, м3 ,
Qнi – добыча нефти за i-тый год, т;
ri = Qгi / Qнi=2,7/42,8=0,063
ri = Qгi / Qнi=7,4/111,6=0,066
ri = Qгi / Qнi=11,5/186=0,061
ri = Qгi / Qнi=19,9/316,4=0,062
ri = Qгi / Qнi=26,6/422=0,063
ri = Qгi / Qнi=30,7/573,3=0,053
ri = Qгi / Qнi=46,7/733,5=0,063
ri = Qгi / Qнi=57,7/887,1=0,065
ri = Qгi / Qнi=71/1079,4=0,065
Годовую добычу жидкости (Qжi): Qжi = Qнi + Qвi ,
где Qнi , Qвi – добыча соответственно нефти и воды за i-тый год, т;
Qжi = Qнi + Qвi
Qжi = Qнi + Qвi=42,8+0=42,8
Qжi = Qнi + Qвi=111,6+0=111,6
Qжi = Qнi + Qвi=186+0=186
Qжi = Qнi + Qвi=316,4+7,1=323,5
Qжi = Qнi + Qвi=422+13=435
Qжi = Qнi + Qвi=573,3+16,2=589,5
Qжi = Qнi + Qвi=733,5+20,4=753,9
Qжi = Qнi + Qвi=887,1+40,2=927,3
Qжi = Qнi + Qвi=1079,4+60,8=1140,2
Накопленную добычу нефти (Qн.нак.i),тыс.т, газа (Qг.нак.i),млн.м3 , воды (Qв.нак.i),тыс.т, жидкости (Qж.нак.i),тыс.т.: ∑ i=1 н.нак.i = н.i N Q Q , ∑ i=1 г.нак.i = г.i N Q Q , N Q Q i 1 в.нак.i в.i , N Q Q i 1 ж.нак.i ж.i где N – количество лет разработки залежи, год;∑ i=1 н.нак.i = н.i N Q=42,8+111,6+186+316,4+422+573,3+733,5+887,1+1079,4=1,54
∑ i=1 г.нак.i = г.i N Q=2,7+7,4+11,5+19,9+26,6+30,7+46,7+57,7+71=2,92
N Q Q i 1 в.нак.i в=7,1+13+16,2+20,4+40,2+60,8=9,99
N Q Q i 1 ж.нак.i ж.i=42,8+111,6+186+323,5+435+589,5+753,9+927,3+1140,2=13,95Среднегодовой процент воды в добываемой жидкости (nв.i): nв.i = Qвi × 100% / Qжi ;
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/42,8=0
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/111,6=0
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=0× 100%/186=0
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=7,1× 100%/323,5=0,021
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=13× 100%/435=0,029
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=16,2× 100%/589,5=0,027
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=20,4× 100%/753,9=0,027
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=40,2× 100%/927,3=0,043
nв.i = Qвi × 100% / Qжi=60,8× 100%/1140,2=0,053
Удельную добычу нефти, т.е. количество нефти, добываемой на единицу падения пластового давления (∆Qнi), т/Мпа: ∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi),
где Рi-1, Рi – пластовые давления соответственно за предыдущий и последующий i-ый год разработки, МПа.
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 42,8/(13,6-13,5)=428
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 111,6/(13,6-13,4)=558
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 186/(13,6-13,3)=620
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 316,4/(13,6-12,5)=287,7
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 422/(13,6-11,8)=234,4
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 573,3/(13,6-10,7)=197,7
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 733,5/(13,6-9,9)=198,2
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 887,1/(13,6-9,1)=197,1
∆Qнi = Qнi / (Рi-1 – Рi)= 1079,4/(13,6-8,3)=203,6
-
Исходные и расчетные данные необходимо представить в виде таблицы 2.
Годы разработки | Годовая добыча Нефти (Qн. i, тыс.т) | Годовая добыча Газа (Qг. i, млн.м3) | Годовая добыча Воды (Qв. i, тыс.т) | Годовая добыча Жидкости (Qж. i, тыс.т) | Закачка воды (Qвз i, тыс.т) | Накопленная добыча Нефти (Qн.нак. i, тыс.т) | Накопленная добыча Газа (Qг. нак. i, млн.м3) | Накопленная добыча Воды (Qв. нак. i, тыс.т) | Накопленная добыча Жидкости (Qж . нак. i, тыс.т) | Среднегодовой газовый фактор (ri, м3/т) | Количество добывающих скважин (N) | Давление, МПа Начальное пластовое (Р0) | Давление, МПа Пластовое (Рi) | Давление, МПа Насыщения (Рнас.) | Обводненность (nв.i,%) | Удельная добыча нефти (ΔQн.i, т/МПа) |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 |
| 1972 | 42,8 | 2,7 | - | 42,8 | - | 1,54 | 2,92 | 9,99 | 13,95 | 0,063 | 6 | 13,6 | 13,5 | 7,0 | 0 | 428 |
| 1973 | 111,6 | 7,4 | - | 111,6 | - | 0,066 | 10 | 13,4 | 0 | 558 | ||||||
| 1974 | 186 | 11,5 | - | 186 | - | 0,061 | 15 | 13,3 | 0 | 620 | ||||||
| 1975 | 316,4 | 19,9 | 7,1 | 323,5 | - | 0,062 | 33 | 12,5 | 0,021 | 287,7 | ||||||
| 1976 | 422 | 26,6 | 13 | 435 | - | 0,063 | 50 | 11,8 | 0,029 | 234,4 | ||||||
| 1977 | 573,3 | 30,7 | 16,2 | 589,5 | - | 0,053 | 82 | 10.7 | 0,027 | 197,7 | ||||||
| 1978 | 733,5 | 46,7 | 20,4 | 753,9 | - | 0,063 | 113 | 9,9 | 0,027 | 198,2 | ||||||
| 1979 | 887,1 | 57,7 | 40,2 | 927,3 | - | 0,065 | 138 | 9,1 | 0,043 | 197,1 | ||||||
| 1980 | 1079,4 | 71 | 60,8 | 1140,2 | - | 0,065 | 160 | 8,3 | 0,053 | 203,6 |
-
Составить график разработки нефтяной залежи, используя данные таблицы 2.
5. Определить режим работы нефтяной залежи. Записать вывод
Ознакомились с условиями проявления режимов нефтяных залежей в различных геогидродинамических зонах и их геолого-эксплуатационными характеристиками. Рассчитали на каждый год разработки залежи: среднегодовой газовый фактор, годовую добычу жидкости, среднегодовой процент воды в добываемой жидкости. Режим работы залежи определяет не все, а лишь наиболее характерные особенности поведения залежи в процессе разработки. В процессе разработки залежи непрерывно изменяются термобарические условия пласта, физические свойства породы- коллектора, свойства нефти, газа, воды; изменяются технологические условия разработки, на смену одним главным видам пластовой энергии могут прийти другие.