Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 286
Скачиваний: 14
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
(3.27)
Подставляя числовые значения, получим:
Результаты расчетов свойств пластовой воды сведем в таблицу 9
Таблица 9 – Результаты расчетов свойств пластовой воды
3.4 Подсчет запасов газа/нефти объемным методом
Исходные данные для подсчета запасов газа приведены в таблице 12
Таблица 10 – Исходные данные для подсчета запасов газа
Подсчитаем запасы газа объемным методом по формуле:
(3.28)
где S – площадь газоносности, тыс. м2;
H – средняя эффективная газонасыщенная толщина, м;
– пористость
– коэффициент газонасыщенности
????н- поправка за отклонение от идеального газа
????н- начальное пластовое давление
????к - поправка за отклонение от идеального газа
????к - конечное пластовое давление, МПа
- стандартное давление, МПа
- стандартная температура, К
- начальная пластовая температура, К
Возьмем исходные данные из таблицы 10 и подставим в формулу:
,
и 
,
Рассчитаем начальные запасы газа в пласте:
.
Подсчитаем запасы нефти объемным методом по формуле:
(3.24)
где S – площадь нефтеносности, м2
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м;
- средний коэффициент пористости, д. ед.;
– коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.;
– пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д. ед.;
– плотность нефти, т/м3.
Пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, определим по формуле:
(3.25)
где
– объемный коэффициент нефти, д. ед.
Исходные данные для подсчета запасов нефти приведены в таблице 13
Таблица 11 – Исходные данные для подсчета запасов нефти
Произведем подсчет запасов нефти для залежи АВ2-3:
Заключение
В ходе курсовой работы были изучены пласты Юрхаровского месторождения:
- приведена геолого-физическая характеристика (таблица 1);
- изучены состав и свойства пластовых флюидов (пластовая вода и пластовая нефть);
- рассчитаны PVT свойства газа (таблица 2)
Коэффициент сверхсжимаемости по формуле В.В. Латонова – Г.Р. Гуревича равен 0,863. Плотность газа при заданных термобарических условиях равна 169,87 кг/м3. Вязкость газа при заданных термобарических условиях равна 0,0036 мПа*с. Объемный коэффициент газа составляет 0,0055 долей единиц.
- рассчитаны свойства пластовой нефти (таблица 5) и физические свойства пластовых вод (таблица 9)
Объемный коэффициент по результатам расчета для нефти составил 1,32 долей единиц и 1,28 долей единиц по геолого-физической характеристике пласта. Плотность пластовой воды по результатам расчета составила 1018 кг/м3 и 1007 кг/м3 по геолого-физической характеристике пласта. Погрешность вычислений приблизительно составляет 2%;
- объемным методом были подсчитаны запасы газа и нефти, их величина составила 1,279 трлн. м3 1,01 млрд. т нефти для залежи.
Список использованной литературы
1. Е.Г. Богатырёва, А.Ю. Востриков, Т.Г. Шлякова, С.В. Гусев, А.Г. Лепихин, В.П. Горшенина «Технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта» Интесификация добычи нефти по скважинам АО «Юганскнефтегаз» с помощью гидроразрыва пласта», Тюмень, Нефтеюганск 2006 год;
2. А.Н. Дмитриевский»Фундамент новых технологий нефтегазодобывающей промышленности», МОСКВА, «Вестник российской академии наук», том 67 №10, 2017 год;
3. Е.И. Бухалин.»ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН» 2013 год, изд.»НЕДРА»г.МОСКВА
4. И.Т. Мищенко СБОРНИК ЗАДАЧ ПО ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКЕ НЕФТЕДОБЫЧИ 2018 год, изд.»НЕДРА»г.МОСКВА
5. РЕГЛАМЕНТ НА ТЕХНОЛОГИЮ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОНЫХ ОБРАБОТОК НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ»ГЛАВ-ТЮМЕННЕФТЕГАЗА»», СТО № 51.00.026-86.
6. В.Филиппов, С.Жданов»СОЗДАНИЕ И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ» Журнал»НЕФТЬ и КАПИТАЛ», июнь 2017г.
7.А.В. Белов,»Авторский надзор за разработкой Приразломного месторождения НГДУ»ПН»», Тюмень 2016 год.
8. И.Т. Мищенко,»Расчеты в добыче нефти», Москва, Недра, 2019 год.
9. В.И. Щуров, «Техника и технология добычи нефти», Москва, Недра, 2019 год.
10.О состоянии ведения опытно промысловых работ по разработкам ВНИИЦ»НЕФТЕГАЗТЕХНОЛОГИЯ»на месторождениях АО» ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ», г. УФА, 2015 г.
Подставляя числовые значения, получим:
Результаты расчетов свойств пластовой воды сведем в таблицу 9
Таблица 9 – Результаты расчетов свойств пластовой воды
| Параметр | Числовое значение |
| 1. Объемный коэффициент, доли ед. | 1,009 |
| 2. Плотность пластовой воды, кг/м3 | 1081,67 |
| 3. Вязкость пластовой воды, мПа*с | 1,747 |
3.4 Подсчет запасов газа/нефти объемным методом
Исходные данные для подсчета запасов газа приведены в таблице 12
Таблица 10 – Исходные данные для подсчета запасов газа
 , км2 | H, м | , доли ед. | , доли ед. | bн доли ед. |   |
| 539 | 8,5 | 0,189 | 0,828 | 1,136 | 342 |
Подсчитаем запасы газа объемным методом по формуле:
(3.28)где S – площадь газоносности, тыс. м2;
H – средняя эффективная газонасыщенная толщина, м;
– пористость – коэффициент газонасыщенности ????н- поправка за отклонение от идеального газа
????н- начальное пластовое давление
????к - поправка за отклонение от идеального газа
????к - конечное пластовое давление, МПа
- стандартное давление, МПа
- стандартная температура, К - начальная пластовая температура, КВозьмем исходные данные из таблицы 10 и подставим в формулу:
, и ,Рассчитаем начальные запасы газа в пласте:
.Подсчитаем запасы нефти объемным методом по формуле:
(3.24) где S – площадь нефтеносности, м2
h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м;
- средний коэффициент пористости, д. ед.; – коэффициент нефтенасыщенности, д. ед.; – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, д. ед.; – плотность нефти, т/м3.Пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти, определим по формуле:
(3.25) где
– объемный коэффициент нефти, д. ед.Исходные данные для подсчета запасов нефти приведены в таблице 13
Таблица 11 – Исходные данные для подсчета запасов нефти
 , км2 | Н, м | , доли ед. | доли ед. | bн доли ед. | т/м3 |
| 1058 | 9,3 | 0,25 | 0,64 | 1,32 | 0,853 |
Произведем подсчет запасов нефти для залежи АВ2-3:
Заключение
В ходе курсовой работы были изучены пласты Юрхаровского месторождения:
- приведена геолого-физическая характеристика (таблица 1);
- изучены состав и свойства пластовых флюидов (пластовая вода и пластовая нефть);
- рассчитаны PVT свойства газа (таблица 2)
Коэффициент сверхсжимаемости по формуле В.В. Латонова – Г.Р. Гуревича равен 0,863. Плотность газа при заданных термобарических условиях равна 169,87 кг/м3. Вязкость газа при заданных термобарических условиях равна 0,0036 мПа*с. Объемный коэффициент газа составляет 0,0055 долей единиц.
- рассчитаны свойства пластовой нефти (таблица 5) и физические свойства пластовых вод (таблица 9)
Объемный коэффициент по результатам расчета для нефти составил 1,32 долей единиц и 1,28 долей единиц по геолого-физической характеристике пласта. Плотность пластовой воды по результатам расчета составила 1018 кг/м3 и 1007 кг/м3 по геолого-физической характеристике пласта. Погрешность вычислений приблизительно составляет 2%;
- объемным методом были подсчитаны запасы газа и нефти, их величина составила 1,279 трлн. м3 1,01 млрд. т нефти для залежи.
Список использованной литературы
1. Е.Г. Богатырёва, А.Ю. Востриков, Т.Г. Шлякова, С.В. Гусев, А.Г. Лепихин, В.П. Горшенина «Технико-экономическое обоснование инвестиционного проекта» Интесификация добычи нефти по скважинам АО «Юганскнефтегаз» с помощью гидроразрыва пласта», Тюмень, Нефтеюганск 2006 год;
2. А.Н. Дмитриевский»Фундамент новых технологий нефтегазодобывающей промышленности», МОСКВА, «Вестник российской академии наук», том 67 №10, 2017 год;
3. Е.И. Бухалин.»ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН» 2013 год, изд.»НЕДРА»г.МОСКВА
4. И.Т. Мищенко СБОРНИК ЗАДАЧ ПО ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКЕ НЕФТЕДОБЫЧИ 2018 год, изд.»НЕДРА»г.МОСКВА
5. РЕГЛАМЕНТ НА ТЕХНОЛОГИЮ ПРОВЕДЕНИЯ КИСЛОНЫХ ОБРАБОТОК НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ»ГЛАВ-ТЮМЕННЕФТЕГАЗА»», СТО № 51.00.026-86.
6. В.Филиппов, С.Жданов»СОЗДАНИЕ И ВНЕДРЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ НЕФТЕИЗВЛЕЧЕНИЯ» Журнал»НЕФТЬ и КАПИТАЛ», июнь 2017г.
7.А.В. Белов,»Авторский надзор за разработкой Приразломного месторождения НГДУ»ПН»», Тюмень 2016 год.
8. И.Т. Мищенко,»Расчеты в добыче нефти», Москва, Недра, 2019 год.
9. В.И. Щуров, «Техника и технология добычи нефти», Москва, Недра, 2019 год.
10.О состоянии ведения опытно промысловых работ по разработкам ВНИИЦ»НЕФТЕГАЗТЕХНОЛОГИЯ»на месторождениях АО» ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ», г. УФА, 2015 г.