Файл: Курсовой проект по дисциплине Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений на Арктическом шельфе.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 436
Скачиваний: 11
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
bн.
Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти:
нд = рнд/pв = 808/1000 = 0,808.
Находим значение коэффициента
λ0 = 10-3[4,3+0,858∙1,165+5,2∙10-3 (1
1,5∙10-3∙149) 149 3,54∙0,808] = 0,00304.
Рассчитываем ан:
ан = 10-3∙2,638(1,169 0,808) = 0,952∙10-3.
Принимая bн = 5,6∙10-4 1/МПа, вычисляем объемный коэффициент нефти:
bн = 1+0,00304∙149+0,952∙10-3(72 20) 6,5∙10-4∙23,3=1,487.
Таким образом, объемный коэффициент нефти bн = 1,497.
Определяем плотность нефти в пластовых условиях:
рнп =
(808+1,165∙149) = 660кг/м3.
Балансовые запасы по (1)
Qнб = 70,882∙106∙7∙0,27∙0,7∙660∙10-3 = 61892744 т.
Балансовые запасы по (2)
Q'нб = 70,882∙106∙7∙0,27∙0,7∙660∙10-3∙ = 50956101 т.
Совершенно очевидно, что разница Qнб - Q'нб составляет массу растворенного в нефти при пластовых условиях газа Qг, которая в нашем случае равна 10936643 т.
Подсчет запасов газовой залежи
Для новых месторождений (залежей) или для залежей, из которых отобрано значительное количество газа, рекомендуется объемный метод подсчета запасов газа. Балансовые запасы газа в залежи, приведены к стандартным условиям, рассчитывают по следующей формуле:
Vr = Fhmsr∙∙ рпл Тст / р0 Тплz , (1)
где Vr - балансовые запасы газа, приведенные к стандартным условиям, м3; sr - средняя газонасыщенность пласта; рпл, р0 - соответственно пластовое и нормальное давление, МПа; Тст, Тпл - соответственно пластовая и стандартная температура, К; z - коэффициент сверхсжимаемости реального газа.
Иногда вместо газонасыщенности пласта задают содержание в порах связанной воды sв. В этом случае газонасыщенность
sr = 1 sв. (2)
Задача 1. Определить балансовые запасы газа в залежи, имеющей следующую характеристику: площадь продуктивной части пласта 7,15∙108 м2; средняя газонасыщенная толщина пласта 9,72 м; средний коэффициент открытой пористости 0,28; содержание в порах связанной воды 0,33; пластовое давление 31,6 МПа; пластовая температура 76 °С; коэффициент сверхсжимаемости газа, вычисленный по его компонентному составу 0,913.
Решение. Рассчитываем газонасыщенность по формуле (2)
sr = 1 0,33 = 0,67.
Подставляем исходные и вычисленные параметры в (1)
Vr = 7,15∙108∙9,72∙0,28∙0,67∙(31,6∙293/0,1∙349∙0,913) = 3788,4678∙108 м3 = 378,85 млрд. м3.
Таким образом, балансовые запасы залежи составляют 378,85 млрд. м3 газа.
Исследование на приток нефтяной скважины. Вычисление коэффициента продуктивности.
Исследование скважин — один из основных источников получения достоверной информации, используемой не только для установления оптимальных режимов работы скважин и оборудования, но также для постоянного и повсеместного (в пределах месторождения) контроля разработки. Известно много методов исследования скважин, но ниже рассмотрены только гидродинамические методы.
Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление
уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.
Исследование на приток обычно проводится при стационарной работе скважины на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.
Задача 1. Рассчитать коэффициент продуктивности безводной фонтанной скважины по данным ее исследования методом пробных откачек. Результаты исследования скважины представлены ниже.
Замер забойных давлений проведен скважинным манометром.
Решение. По результатам исследований строим индикаторную линию скважины (рис. 1). Предварительно рассчитываем депрессию на каждом режиме работы
∆р = рпл – рзаб' (1)
где рпл – пластовое давление, Мпа; рзаб' – забойное давление, МПа.
рис.1. Линейная индекаторная скважины
Из результатов исследований рпл = 20 МПа.
Видно, что индикаторная линия прямолинейна. В данном случае коэффициент продуктивности
Кпр = tg a = Q/∆p, (2)
где Кпр - коэффициент продуктивности, т /(сут∙МПа); а - угол наклона индикаторной линии;Q - дебит скважины, т/сут; ∆p -депрессия, МПа.
Таким образом, Кпр = 120/8,2 = 14,634 т /(сут∙МПа).
Примечание. В случае получения нелинейной индикаторной линии вычисление коэффициента продуктивности скважины невозможно.
Рассмотрим случай, Когда индикаторная линия нелинейна. Уравнение притока жидкости в скважину в этом случае имеет вид
∆p = AQ+BQ2, (3)
где A - коэффициент, характеризующий потери на трение и имеющий размерность, обратную размерности коэффициента продуктивности, (сут∙ ∙МПа) /т; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери и имеющий размерность (МПа - сут2) /т2.
Разделим выражение (3) на дебит Q:
∆p/Q = A+BQ. (4)
Полученное выражение (4) является уравнением прямой в координатах ∆p/Q Q. Таким образом, обработка результатов исследования по (4) позволяет найти коэффициенты А и В.
Задача 2. Используя результаты исследования фонтанной безводной скважины, представленные ниже, рассчитать коэффициенты А и В. и записать уравнение притока нефти в данную скважину. Давление насыщения рнас= 8 МПа.
Рис.1. Рис.2.
Рисунок 1 –Нелинейная индикаторная линия скважины
Рисунок 2 – Индикаторная линия в координатах ∆p/Q –Q
Решение. Строим индикаторную линию скважины (рис. 1). Индикаторная линия нелинейна и выпукла к оси дебитов. Такая индикаторная линия получается:
- в случае фильтрации однофазной жидкости, когда нарушается закон Дарси (на процесс фильтрации оказывают существенное влияние силы инерции),
- в случае двухфазной фильтрации (фильтрации жидкости со свободным газом).
Сопоставляя замеренные забойные давления на различных режимах работы скважины и сравнивая их с давлением насыщения рнас = 8 МПа, видим, что в процессе исследования забойные давления выше давления насыщения. Это свидетельствует о том, что фильтрация нефти в пласте однофазная (отсутствует газовая фаза в свободном состоянии).
Обрабатываем результаты исследования, используя закон фильтрации (4.4). Рассчитываем величины ∆p/Q:
(∆p/Q)1 = 0,8/45 = 0,0178 МПа∙сут/т;
(∆p/Q)2 = 3.15/99 = 0.0318 МПа∙сут/т;
(∆p/Q)3 = 7,07/153 = 0,0462 МПа∙сут/т;
(∆p/Q)4 = 11,02/195 = 0.0565 МПа∙сут/т.
Строим зависимость ∆p/Q = f (Q) (рис. 2). Экстраполируя полученную прямую до пересечения с осью ∆p/Q, находим коэффициент А:
А = 0,0065 МПа∙сут/т.
Коэффициент в характеризует угол наклона прямой к осиQ (угол β ):
B = tgβ = (∆p/Q)2 - (∆p/Q)1 / Q2 –Q1. (5)
Выбираем на прямой две любые точки 1 и 2, находим для них (∆p/Q)1 = 0,02 и Q1 = 54; (∆p/Q)2 = 0,054 и Q2= 187,5.
Коэффициент
B =
= 
= 2,546∙10-4 МПа∙сут/т2.
Таким образом, уравнение притока нефти для данной скважины имеет вид
∆p = 0,0065Q+2,546∙10-4 Q2 (6)
Данное уравнение используется для установления режима работы скважины. Например, требуется рассчитать забойное давление, если из скважины предполагается отбирать 120 т/сут нефти. В данном случае ∆p = 0.0065
Рассчитываем относительную плотность дегазированной нефти:
нд = рнд/pв = 808/1000 = 0,808.Находим значение коэффициента
λ0 = 10-3[4,3+0,858∙1,165+5,2∙10-3 (1
1,5∙10-3∙149) 149 3,54∙0,808] = 0,00304.Рассчитываем ан:
ан = 10-3∙2,638(1,169
0,808) = 0,952∙10-3.Принимая bн = 5,6∙10-4 1/МПа, вычисляем объемный коэффициент нефти:
bн = 1+0,00304∙149+0,952∙10-3(72
20) 6,5∙10-4∙23,3=1,487.Таким образом, объемный коэффициент нефти bн = 1,497.
Определяем плотность нефти в пластовых условиях:
рнп =
(808+1,165∙149) = 660кг/м3.Балансовые запасы по (1)
Qнб = 70,882∙106∙7∙0,27∙0,7∙660∙10-3 = 61892744 т.
Балансовые запасы по (2)
Q'нб = 70,882∙106∙7∙0,27∙0,7∙660∙10-3∙
= 50956101 т.Совершенно очевидно, что разница Qнб - Q'нб составляет массу растворенного в нефти при пластовых условиях газа Qг, которая в нашем случае равна 10936643 т.
Подсчет запасов газовой залежи
Для новых месторождений (залежей) или для залежей, из которых отобрано значительное количество газа, рекомендуется объемный метод подсчета запасов газа. Балансовые запасы газа в залежи, приведены к стандартным условиям, рассчитывают по следующей формуле:
Vr = Fhmsr∙∙ рпл Тст / р0 Тплz , (1)
где Vr - балансовые запасы газа, приведенные к стандартным условиям, м3; sr - средняя газонасыщенность пласта; рпл, р0 - соответственно пластовое и нормальное давление, МПа; Тст, Тпл - соответственно пластовая и стандартная температура, К; z - коэффициент сверхсжимаемости реального газа.
Иногда вместо газонасыщенности пласта задают содержание в порах связанной воды sв. В этом случае газонасыщенность
sr = 1
sв. (2)Задача 1. Определить балансовые запасы газа в залежи, имеющей следующую характеристику: площадь продуктивной части пласта 7,15∙108 м2; средняя газонасыщенная толщина пласта 9,72 м; средний коэффициент открытой пористости 0,28; содержание в порах связанной воды 0,33; пластовое давление 31,6 МПа; пластовая температура 76 °С; коэффициент сверхсжимаемости газа, вычисленный по его компонентному составу 0,913.
Решение. Рассчитываем газонасыщенность по формуле (2)
sr = 1
0,33 = 0,67.Подставляем исходные и вычисленные параметры в (1)
Vr = 7,15∙108∙9,72∙0,28∙0,67∙(31,6∙293/0,1∙349∙0,913) = 3788,4678∙108 м3 = 378,85 млрд. м3.
Таким образом, балансовые запасы залежи составляют 378,85 млрд. м3 газа.
Исследование на приток нефтяной скважины. Вычисление коэффициента продуктивности.
Исследование скважин — один из основных источников получения достоверной информации, используемой не только для установления оптимальных режимов работы скважин и оборудования, но также для постоянного и повсеместного (в пределах месторождения) контроля разработки. Известно много методов исследования скважин, но ниже рассмотрены только гидродинамические методы.
Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП).
Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: 1. пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; 2. пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; 3.пневматические, в которых измеряемое давление
уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру.
Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) - расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами.
Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования.
Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин.
Исследование на приток обычно проводится при стационарной работе скважины на нескольких режимах. Этот метод в промысловой практике получил название метода пробных откачек.
Задача 1. Рассчитать коэффициент продуктивности безводной фонтанной скважины по данным ее исследования методом пробных откачек. Результаты исследования скважины представлены ниже.
| Режим работы скважины | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Дебит нефти, т/сут | 33 | 60 | 95 | 140 | 0 |
| Забойное давление, МПа | 18 | 16,4 | 14,2 | 12 | 20 |
| Депрессия, МПа | 2 | 3,6 | 5,8 | 8 | 0 |
Замер забойных давлений проведен скважинным манометром.
Решение. По результатам исследований строим индикаторную линию скважины (рис. 1). Предварительно рассчитываем депрессию на каждом режиме работы
∆р = рпл – рзаб' (1)
где рпл – пластовое давление, Мпа; рзаб' – забойное давление, МПа.
рис.1. Линейная индекаторная скважиныИз результатов исследований рпл = 20 МПа.
Видно, что индикаторная линия прямолинейна. В данном случае коэффициент продуктивности
Кпр = tg a = Q/∆p, (2)
где Кпр - коэффициент продуктивности, т /(сут∙МПа); а - угол наклона индикаторной линии;Q - дебит скважины, т/сут; ∆p -депрессия, МПа.
Таким образом, Кпр = 120/8,2 = 14,634 т /(сут∙МПа).
Примечание. В случае получения нелинейной индикаторной линии вычисление коэффициента продуктивности скважины невозможно.
Рассмотрим случай, Когда индикаторная линия нелинейна. Уравнение притока жидкости в скважину в этом случае имеет вид
∆p = AQ+BQ2, (3)
где A - коэффициент, характеризующий потери на трение и имеющий размерность, обратную размерности коэффициента продуктивности, (сут∙ ∙МПа) /т; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери и имеющий размерность (МПа - сут2) /т2.
Разделим выражение (3) на дебит Q:
∆p/Q = A+BQ. (4)
Полученное выражение (4) является уравнением прямой в координатах ∆p/Q
Q. Таким образом, обработка результатов исследования по (4) позволяет найти коэффициенты А и В. Задача 2. Используя результаты исследования фонтанной безводной скважины, представленные ниже, рассчитать коэффициенты А и В. и записать уравнение притока нефти в данную скважину. Давление насыщения рнас= 8 МПа.
| Режим работы скважины | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Дебит, т/сут | 45 | 99 | 153 | 195 | 0 |
| Забойное давление, МПа | 21,2 | 12,85 | 14,93 | 10,98 | 22 |
| Депрессия, МПа | 0,8 | 3,15 | 7,07 | 11,02 | 0 |
| Величина ∆p/Q,МПа∙сут/т | 0,0178 | 0,0318 | 0,0462 | 0,05655 | - |
Рис.1. Рис.2.
Рисунок 1 –Нелинейная индикаторная линия скважины
Рисунок 2 – Индикаторная линия в координатах ∆p/Q –Q
Решение. Строим индикаторную линию скважины (рис. 1). Индикаторная линия нелинейна и выпукла к оси дебитов. Такая индикаторная линия получается:
- в случае фильтрации однофазной жидкости, когда нарушается закон Дарси (на процесс фильтрации оказывают существенное влияние силы инерции),
- в случае двухфазной фильтрации (фильтрации жидкости со свободным газом).
Сопоставляя замеренные забойные давления на различных режимах работы скважины и сравнивая их с давлением насыщения рнас = 8 МПа, видим, что в процессе исследования забойные давления выше давления насыщения. Это свидетельствует о том, что фильтрация нефти в пласте однофазная (отсутствует газовая фаза в свободном состоянии).
Обрабатываем результаты исследования, используя закон фильтрации (4.4). Рассчитываем величины ∆p/Q:
(∆p/Q)1 = 0,8/45 = 0,0178 МПа∙сут/т;
(∆p/Q)2 = 3.15/99 = 0.0318 МПа∙сут/т;
(∆p/Q)3 = 7,07/153 = 0,0462 МПа∙сут/т;
(∆p/Q)4 = 11,02/195 = 0.0565 МПа∙сут/т.
Строим зависимость ∆p/Q = f (Q) (рис. 2). Экстраполируя полученную прямую до пересечения с осью ∆p/Q, находим коэффициент А:
А = 0,0065 МПа∙сут/т.
Коэффициент в характеризует угол наклона прямой к осиQ (угол β ):
B = tgβ = (∆p/Q)2 - (∆p/Q)1 / Q2 –Q1. (5)
Выбираем на прямой две любые точки 1 и 2, находим для них (∆p/Q)1 = 0,02 и Q1 = 54; (∆p/Q)2 = 0,054 и Q2= 187,5.
Коэффициент
B =
= = 2,546∙10-4 МПа∙сут/т2.Таким образом, уравнение притока нефти для данной скважины имеет вид
∆p = 0,0065Q+2,546∙10-4 Q2 (6)
Данное уравнение используется для установления режима работы скважины. Например, требуется рассчитать забойное давление, если из скважины предполагается отбирать 120 т/сут нефти. В данном случае ∆p = 0.0065