Головна сторінка Випадкова сторінка
КАТЕГОРІЇ:
АвтомобіліБіологіяБудівництвоВідпочинок і туризмГеографіяДім і садЕкологіяЕкономікаЕлектронікаІноземні мовиІнформатикаІншеІсторіяКультураЛітератураМатематикаМедицинаМеталлургіяМеханікаОсвітаОхорона праціПедагогікаПолітикаПравоПсихологіяРелігіяСоціологіяСпортФізикаФілософіяФінансиХімія
Удосконалювання технології кулінарної продукції
Дата добавления: 2015-10-19; просмотров: 1255
|
|
Отчет
по практической работе № 1
дисциплины «Разработка нефтяных месторождений»
Расчет технологических показателей разработки пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой по методу Баклея- Леверетта
Выполнил: ст.гр. БГР-09-01, ГНФ Садиков И.Ф.
Проверил: доцент Г.А.Шамаев
Уфа-2012
Вариант №1.
Ход работы.
Согласно варианту задания, в таблице №1 приведены исходные данные для расчета технологических показателей разработки месторождения с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой по методу Баклея-Леверетта.
Таблица 1
| Параметр | Значение параметра |
| 1. Нефтенасыщенная площадь месторождения Sнн, 104 ´м2 | |
| 2. Ширина элемента b, м | |
| 3. Длина элемента a, м | |
| 4. Время равномерного разбуривания месторождения Tразб, годы | |
| 5. Толщина пласта h, м | |
| 6. Коэффициент пористости пласта m | 0,2 |
| 7. Начальная водонасыщенность S0 | 0,15 |
| 8. Динамическая вязкость нефти в пластовых условиях mн, мПа.с | 5,0 |
| 9. Динамическая вязкость воды в пластовых условиях mв, мПа.с | 1,1 |
| 10. Коэффициент охвата пласта заводнением Кохв | 0,75 |
| 11. Остаточная нефтенасыщенность Sн.ост | 0,25 |
12. Значение степени «n» в уравнении относительной проницаемости породы для нефти 
| 1,85 |
13. Значение степени «n» в уравнении относительной проницаемости породы для воды 
| 1,85 |
| 14. Дебит скважины по жидкости q, м3/сут | |
| 15. Конечная обводненность продукции nв, % |
Сначала определили водонасыщенность пласта к моменту завершения процесса разработки : Sв.ост = 1 – Sн.ост, получили Sв.ост =0,75. Для качественного построения графических зависимостей далее определили интервал изменения текущей водонасыщенности таким образом, чтобы количество точек на графике не было менее 20: DSi = (Sв.ост – S0)/20. Получили, что DSi =0,03. Далее определили значения фазовых проницаемостей по воде Kв и нефти Кн (таблица 2) при различных фиксированных значениях текущей водонасыщенности Si согласно уравнению :
.
Так же определили функцию Баклея-Леверетта при различных фиксированных значениях текущей водонасыщенности Si (рис.1), где mн – динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, а mв – динамическая вязкость воды в пластовых условиях. После определили дифференциал от функции Баклея –Леверетта (рис.2).
Рисунок 1 – Функция Баклея-Леверетта
Рисунок 2 – Дифференциал от функции Баклея-Леверетта
Результаты вычислений представлены в таблице №2.
Таблица №2
| N п/п | Si | Kв(Si) | Kн(Si) | F(Si) | F/ (Si) |
| 0,15 | 1,174650959 | ||||
| 0,18 | 0,002057071 | 1,068310526 | 0,008676499 | 0,289216634 | |
| 0,21 | 0,007415745 | 0,966623791 | 0,033696755 | 0,834008526 | |
| 0,24 | 0,015700867 | 0,869628672 | 0,075842573 | 1,404860599 | |
| 0,27 | 0,026733775 | 0,777365592 | 0,135186886 | 1,978143779 | |
| 0,3 | 0,040396507 | 0,689877808 | 0,21021276 | 2,500862455 | |
| 0,33 | 0,056601654 | 0,607211813 | 0,29760857 | 2,913193678 | |
| 0,36 | 0,075280186 | 0,52941781 | 0,392591185 | 3,166087175 | |
| 0,39 | 0,096375309 | 0,456550319 | 0,489671182 | 3,235999897 | |
| 0,42 | 0,119838938 | 0,38866892 | 0,583594905 | 3,130790759 | |
| 0,45 | 0,145629483 | 0,325839211 | 0,670133584 | 2,884622643 | |
| 0,48 | 0,173710382 | 0,268134062 | 0,746499677 | 2,545536423 | |
| 0,51 | 0,204049067 | 0,215635282 | 0,811364337 | 2,162155327 | |
| 0,54 | 0,236616219 | 0,168435923 | 0,864597451 | 1,774437132 | |
| 0,57 | 0,271385209 | 0,126643574 | 0,906894287 | 1,409894535 | |
| 0,6 | 0,308331672 | 0,09038531 | 0,939415685 | 1,084046597 | |
| 0,63 | 0,347433168 | 0,059815582 | 0,963506106 | 0,803014045 | |
| 0,66 | 0,38866892 | 0,035129961 | 0,980502927 | 0,56656068 | |
| 0,69 | 0,432019593 | 0,016592386 | 0,991621352 | 0,370614183 | |
| 0,72 | 0,477467121 | 0,008296193 | 0,996191964 | 0,152353721 | |
| 0,75 | 0,49998215 | 0,126934545 |
Далее по полученным данным построили график зависимости функции Баклея-Леверетта f(Si) от текущей водонасыщенности Si, провели касательную линию от S0 к зависимости f(Si) = F(Si) (рис.3) и опрделили значения Sф и f(Sф), где Sф – водонасыщенность на фронте вытеснения нефти водой, f(Sф) – значение функции Баклея-Леверетта на фронте вытеснения нефти водой, Sф=0,475; f(Sф)=0,75.
Рисунок 3 – График зависимости функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности и касательной к этой функции
Далее определили дифференциал функции Баклея-Леверетта, соответствующий водонасыщенности на фронте вытеснения нефти водой, по следующей формуле:
Получили, что f/(Sф) = (0,725 – 0)/(0,49 – 0,2) = 2,5.
По полученным данным определили время безводной эксплуатации добывающей скважины по формуле:
,
где hэф = h´Kохв. Получили t*=750 сут=2,05 года.
Далее предполагая, что при t > t* фронт вытеснения нефти водой существует как фиктивный, т.е. кажущийся фронт вытеснения при r > Rк, определили дифференциал функции Баклея-Леверетта f/(Ś) за водный период разработки элемента залежи:
где 
- кажущаяся водонасыщенность за пределами элемента залежи.
Далее постороили график зависимости дифференциала функции Баклея-Леверетта f'(S) от текущей водонасыщенности Si (рис.4).
Рисунок 4 – График зависимости дифференциала функции Баклея-Леверетта от текущей водонасыщенности
По графику, изображенному на рисунке 4, определили кажущуюся водонасыщенность за водный период разработки элемента залежи по годам разработки, , а по графику, изображенному на рисунке 3, определили функцию Баклея-Леверетта f(S) от кажущейся водонасыщенности за водный период разработки элемента залежи по годам разработки. Полученная функция Баклея-Леверетта соответствует обводненности продукции скважины за водный период разработки элемента залежи:
f(S) = nв. Результаты расчетов представлены в таблице №3.
Таблица №3
| № | Si | F(Si) | F'(Si) | T, годы | F'(S')=6,85/t | S'i | F(s'i) |
| Разработка элемента залежи за безводный период эксплуатации | |||||||
| 0,15 | - | - | - | ||||
| 0,18 | 0,0086 | 0,289 | - | - | |||
| 0,21 | 0,0336 | 0,834 | - | - | - | ||
| 0,24 | 0,0758 | 1,404 | 2,74 | - | - | - | |
| Разработка элемента залежи за водный период эксплуатации | |||||||
| 0,27 | 0,135186886 | 1,978 | 2,28 | 0,477 | 0,76 | ||
| 0,3 | 0,21021276 | 2,501 | 1,71 | 0,525 | 0,875 | ||
| 0,33 | 0,29760857 | 2,913 | 1,37 | 0,555 | 0,9 | ||
| 0,36 | 0,392591185 | 3,166 | 1,142 | 0,585 | 0,92 | ||
| 0,39 | 0,489671182 | 3,235 | 0,978 | 0,59 | 0,93 | ||
| 0,42 | 0,583594905 | 3,131 | 0,856 | 0,603 | 0,94 | ||
| 0,45 | 0,670133584 | 2,885 | 0,76 | 0,616 | 0,95 |
Затем по следующей формуле определили суточную добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки: qв = q´nв и определили суточную добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки: qн = q - qв. Далее определили годовую добычу воды за водный период эксплуатации по годам разработки: Qв = 365´ qв и годовую добычу нефти за водный период эксплуатации по годам разработки: Qн = 365´ qн.
Все расчеты ведут до обводненности nв = 96 %.
Затем определили геологические запасы нефти элемента залежи по формуле: Vгеол = b´l´hэф´m(1-S0), получили, что Vгеол =425000 м3. Далее определили накопленную добычу нефти из элемента залежи (дообводненности продукции 96%): Qн.нак = åQнi и текущий коэффициент нефтеотдачи элемента залежи по годам разработки: 
. Результаты этих расчетов представлены в таблице № 4.
Таблица №4
| T, годы | q,м3/сут | qв | qн | nв | Qн,м3/год | Qн.нак | Кно |
| Разработка элемента залежи за безводный период эксплуатации | |||||||
| 0,128824 | |||||||
| 0,257647 | |||||||
| 2,74 | 0,386471 | ||||||
| Разработка элемента залежи за водный период эксплуатации | |||||||
| 0,76 | 0,417388 | ||||||
| 131,25 | 18,75 | 0,875 | 6843,75 | 184233,8 | 0,433491 | ||
| 0,9 | 189708,8 | 0,446374 | |||||
| 0,92 | 194088,8 | 0,456679 | |||||
| 139,5 | 10,5 | 0,93 | 3832,5 | 197921,3 | 0,465697 | ||
| 0,94 | 201206,3 | 0,473426 | |||||
| 142,5 | 7,5 | 0,95 | 2737,5 | 203943,8 | 0,479868 |
Затем построили график динамики показателей разработки элемента залежи (рис.5).
Рисунок 5 – График динамики показателей разработки элемента залежи
Далее определили динамику добычи нефти по всему месторождению, с учетом того, что оно вводится в разработку в течении 10 лет (таблице 5) и определили динамику добычи воды по всему месторождению, так же с учетом того, что оно вводится в разработку в течении 10 лет (таблица 6).
Таблица №5
| Годы разработки месторождения | Суммарная добыча нефти из 10 элементов, тыс. м3, вводимых в разработку в году | Годовая добыча нефти по месторождению, тыс. м3 | |||||||||
| 547,5 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | 547,5 | |
| 547,5 | 547,5 | - | - | - | - | - | - | - | - | ||
| 131,4 | 547,5 | 547,5 | - | - | - | - | - | - | - | 1226,4 | |
| 68,43 | 131,4 | 547,5 | 547,5 | - | - | - | - | - | - | 1357,8 | |
| 54,75 | 68,43 | 131,4 | 547,5 | 547,5 | - | - | - | - | - | 815,76 | |
| 43,8 | 54,75 | 68,43 | 131,4 | 547,5 | 547,5 | - | - | - | - | 1272,93 | |
| 38,32 | 43,8 | 54,75 | 68,43 | 131,4 | 547,5 | 547,5 | - | - | - | 1437,18 | |
| 32,85 | 38,32 | 43,8 | 54,75 | 68,43 | 131,4 | 547,5 | 547,5 | - | - | 1470,02 | |
| 27,37 | 32,85 | 38,32 | 43,8 | 54,75 | 68,43 | 131,4 | 547,5 | 547,5 | - | 1497,4 | |
| 27,37 | 32,85 | 38,32 | 43,8 | 54,75 | 68,43 | 131,4 | 547,5 | 547,5 | 1519,29 | ||
| 27,37 | 32,85 | 38,32 | 43,8 | 54,75 | 68,43 | 131,4 | 547,5 | 944,42 | |||
| 27,37 | 32,85 | 38,32 | 43,8 | 54,75 | 68,43 | 131,4 | 396,92 | ||||
| 27,37 | 32,85 | 38,32 | 43,8 | 54,75 | 68,43 | 265,52 | |||||
| - | 27,37 | 32,85 | 38,32 | 43,8 | 54,75 | 197,09 | |||||
| - | - | 27,37 | 32,85 | 38,32 | 43,8 | 142,34 | |||||
| - | - | - | 27,37 | 32,85 | 38,32 | 98,54 | |||||
| - | - | - | - | 27,37 | 32,85 | 60,22 | |||||
| - | - | - | - | - | 27,37 | 27,37 |
Таблица №6
| Годы разработки месторождения | Годовая добыча воды по месторождению, тыс. м3 | ||||||||||
| Суммарная добыча воды из 10 элементов, тыс. м3, вводимых в разработку в году | |||||||||||
| - | - | - | - | - | - | - | - | - | |||
| - | - | - | - | - | - | - | - | ||||
| 416,1 | - | - | - | - | - | - | - | 416,1 | |||
| 479,06 | 416,1 | - | - | - | - | - | - | 895,16 | |||
| 492,75 | 479,06 | 416,1 | - | - | - | - | - | 1387,91 | |||
| 503,7 | 492,75 | 479,06 | 416,1 | - | - | - | - | 1891,61 | |||
| 509,17 | 503,7 | 492,75 | 479,06 | 416,1 | - | - | - | 1921,72 | |||
| 514,65 | 509,17 | 503,7 | 492,75 | 479,06 | 416,1 | - | - | 2915,43 | |||
| 520,12 | 514,65 | 509,17 | 503,7 | 492,75 | 479,06 | 416,1 | - | 3435,55 | |||
| 520,12 | 514,65 | 509,17 | 503,7 | 492,75 | 479,06 | 416,1 | 3435,55 | ||||
| 520,12 | 514,65 | 509,17 | 503,7 | 492,75 | 479,06 | 416,1 | 3435,55 | ||||
| 520,12 | 514,65 | 509,17 | 503,7 | 492,75 | 479,06 | 416,1 | 3435,55 | ||||
| 520,12 | 514,65 | 509,17 | 503,7 | 492,75 | 479,06 | 3019,45 | |||||
| - | 520,12 | 514,65 | 509,17 | 503,7 | 492,75 | 2540,39 | |||||
| - | - | 520,12 | 514,65 | 509,17 | 503,7 | 2047,64 | |||||
| - | - | - | 520,12 | 514,65 | 509,17 | 1543,94 | |||||
| - | - | - | - | 520,12 | 514,65 | 1034,77 | |||||
| - | - | - | - | - | 520,12 | 520,12 |
По полученным данным определили годовую добычу жидкости по всему месторождению. Далее определили обводненность добываемой жидкости по годам разработки по формуле: 
и годовой водонефтяной фактор: 
.
Затем определили накопленную добычу нефти и накопленную добычу воды по всему месторождению по годам разработки, используя следующие формулы соответственно: 
, 
.И используя эти данные, определили накопленный водонефтяной фактор: 
.
Далее определили геологические запасы нефти всего месторождения по формуле: Vгеол = Sнн´hэф´m´(1-S0). Получили, что Vгеол = 3840000 м3.
Потом определили коэффициент нефтеотдачи по годам разработки по всему месторождению: 
. Результаты этих вычислений представлены в таблице №7.
Используя полученные данные таблицы №7, построили график динамики показателей разработки элемента залежи (рис.6).
Таблица №7
| Годы | Годовая добыча нефти, тыс. м3 | Годовая добыча воды, тыс. м3 | Годовая добыча жидкости, тыс. м3 | Годовая обводненность продукции, % | Годовой водонефтяной фактор | Накопленная добыча нефти, тыс. м3 | Накопленная добыча воды, тыс. м3 | Накопленный водонефтяной фактор | Коэффициент нефтеотдачи |
| 547,5 | 547,5 | 547,5 | 0,012882 | ||||||
| 1642,5 | 0,038647 | ||||||||
| 1226,4 | 416,1 | 1642,5 | 0,253333 | 0,339286 | 2868,9 | 416,1 | 0,1450 | 0,067504 | |
| 1357,8 | 895,16 | 2252,96 | 0,397326 | 0,659272 | 4226,7 | 1311,26 | 0,3149 | 0,09797 | |
| 815,76 | 1387,91 | 2203,67 | 0,629818 | 1,701371 | 5042,46 | 2699,17 | 0,5435 | 0,116843 | |
| 1272,93 | 1891,61 | 3164,54 | 0,597752 | 1,486028 | 6315,39 | 4590,78 | 0,7371 | 0,146536 | |
| 1437,18 | 1921,72 | 3358,9 | 0,572128 | 1,337146 | 7752,57 | 6512,5 | 0,8502 | 0,180223 | |
| 1470,02 | 2915,43 | 4385,45 | 0,664796 | 1,983259 | 9222,59 | 9427,93 | 1,0333 | 0,214683 | |
| 1497,4 | 3435,55 | 4932,95 | 0,696449 | 2,294344 | 10719,99 | 12863,48 | 1,0619 | 0,28502 | |
| 1519,29 | 3435,55 | 4954,84 | 0,693373 | 2,261287 | 12239,28 | 16299,03 | 1,1979 | 0,320124 | |
| 944,42 | 3435,55 | 4379,97 | 0,784378 | 3,637735 | 13183,7 | 19734,58 | 1,3563 | 0,342346 | |
| 396,92 | 3435,55 | 3832,47 | 0,896432 | 8,655523 | 13580,62 | 23170,13 | 1,5501 | 0,351685 | |
| 265,52 | 3019,45 | 3284,97 | 0,919171 | 11,37184 | 13846,14 | 26189,58 | 1,7216 | 0,357933 | |
| 197,09 | 2540,39 | 2737,48 | 0,928003 | 12,88949 | 14043,23 | 28729,97 | 1,8644 | 0,36257 | |
| 142,34 | 2047,64 | 2189,98 | 0,935004 | 14,38556 | 14185,57 | 30777,61 | 1,9790 | 0,365919 | |
| 98,54 | 1543,94 | 1642,48 | 0,940005 | 15,66816 | 14284,11 | 32321,55 | 2,0652 | 0,368238 | |
| 60,22 | 1034,77 | 1094,99 | 0,945004 | 17,18316 | 14344,33 | 33356,32 | 2,1232 | 0,369655 | |
| 27,37 | 520,12 | 547,49 | 0,950008 | 19,00329 | 14371,7 | 33876,44 | 2,1525 | 0,370299 |
Рисунок 6 – График динамики показателей разработки месторождения
Вывод.
В результате работы была изучена модель непоршневого вытеснения нефти водой по методу Баклея-Леверетта и проведены расчеты технологических показателей разработки месторождения.
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
| Технологічні принципи | | | МІНІСТЕРСТВО ОСВІТИ І НАУКИ УКРАЇНИ |