Основні показники розробки нафтового родовища
Вивчення стану нафтового родовища з урахуванням зіставлення фактичних і проектних показників извлечения. Розробка перспективного плану видобутку. Аналіз запасів газу. Оцінка багатовимірного регресійного коефіцієнта видобутку нафти.
Надіслати свою гарну роботу до бази знань просто. Використовуйте форму нижче
Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань у своєму навчанні та роботі, будуть вам дуже вдячні.
Розміщено на http://www.allbest.ru/
Федеральне агентство з освіти
Державнаосвітня установа вищої професійної освіти
Пермськийдержавний технічний університет
Кафедрарозробки нафтових та газових родовищ
З дисципліни: «Розробка нафтових та газових родовищ»
"Основні показники розробки нафтового родовища"
1. Геологічна частина. Загальні відомості про район розташування родовища; стратиграфія; тектоніка; літологія; нафтогазоносність; будова та колекторські властивості продуктивних пластів; властивості пластових флюїдів (нафта, газ, вода); енергетичні характеристики покладу; відомості про запаси нафти та газу.
2. Техніко-технологічна частина. Загальна характеристика проектного документа Аналіз стану розробки з урахуванням зіставлення фактичних і проектних показників розробки. Розрахунок перспективного плану видобутку нафти на п'ять років.
Розрахунок показників розробки нафтових та газових родовищ
Оцінка коефіцієнта вилучення нафти із застосуванням методів багатомірного регресійного аналізу (залежності за Сопронюком) для теригенних колекторів при водонапірному режимі:
КІН = 0,195-0,0078µо + 0,082?gK + 0,00146tо+0,0039h + 0,180Кп-0,054Нвнз + 0,275Sн-0,00086S
КІН = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0, 00086 * 25 = 0,503
Тут відносна в'язкість-відношення в'язкості нафти до в'язкості агента, що витісняє (води).
K-середня проникність пласта в мкм2,
tо-початкова пластова температура С,
h-середня ефективна нафтонасичена товщина пласта в м,
Кп-коефіцієнт піщанистості в частках одиниці,
НВНЗ-відношення балансових запасів нафти у водонафтовій зоні до балансових запасів всього покладу в частках одиниці,
Sn-початкова нафтонасиченість пласта в частках одиниці,
S-щільність сітки свердловин, виражена через відношення загальної площі покладу до всіх свердловин, що перебули в експлуатації, га/скв.
1. Характеристика основних показників розробки нафтового родовища
нафта запас природного газу
До основних технологічних показників, що характеризують процес розробки нафтового родовища (поклади), відносяться: річний та накопичений видобуток нафти, рідини, газу; річне та накопичене закачування агента (води); обводненість продукції, що видобувається; відбір нафти від запасів; фонд видобувних та нагнітальних свердловин; темпи відбору нафти; компенсація відбору рідини закачуванням води; коефіцієнт нафтовіддачі; дебіти свердловин з нафти і з рідини; ємність свердловин; пластовий тиск та ін.
За методикою Лисенка В.Д. визначено такі показники та зведено до таблиці №1:
1. Річний видобуток нафти (qt) і 2. Кількість свердловин (nt) видобувних та нагнітальних:
де t - порядковий номер розрахункового року (t = 1, 2, 3, 4, 5); q0 - видобуток нафти протягом року,попередній розрахунковому, у прикладі за 10 рік; e=2,718 - основа натуральних логарифмів; Qост - залишкові видобуті запаси нафти початку розрахунку (різницю між початковими извлекаемыми запасами і накопиченої видобутком нафти початку розрахункового року, наш приклад за 10 рік).
n0 - кількість свердловин початку розрахункового року; T-середній термін експлуатації свердловини, років; за відсутності фактичних даних за T можна прийняти нормативний термін амортизації свердловини (15 років).
3. Річний темп відбору нафти t - відношення річного видобутку нафти (qt) до початкових запасів нафти (Qниз):
t низ = qt / Qниз
4. Річний темп відбору нафти від залишкових (поточних) запасів - ставлення річного видобутку нафти (qt) до залишкових запасів (Qоиз):
t оіз = qt / Qоіз
5. Видобуток нафти з початку розробки (накопичений відбір нафти (Qнак):
Сума річних відборів нафти цього року.
6. Відбір нафти від початкових запасів - ставлення накопиченого відбору нафти (Qнак) до (Qниз):
7. Коефіцієнт нафтовіддачі (КІН) або нафтовидобування - відношення накопиченого відбору нафти (Qнак) до початкових геологічним або балансовим запасам (Qбал):
КІН = Qнак / Qбал
8. Видобуток рідини протягом року (qж). Річний видобуток рідини на перспективний період можна прийняти постійною лише на рівні фактично досягнутої на 10-й рік.
9. Видобуток рідини з початку розробки (Qж) – сума річних відборів рідини на поточний рік.
10. Середньорічна обводненість продукції свердловин (W) - відношення річного видобутку води (qв) до річного видобутку рідини (qж):
11. Закачування води за рік (qзак) на перспективний період приймається в обсягах, що забезпечують накопичену компенсацію відбору рідини на 15 років.розробки у вигляді 110-120%.
12. Закачування води з початку розробки Qзак - сума річних закачування води на поточний рік.
13. Компенсація відбору рідини закачуванням води за рік (поточна) -відношення річного закачування води (qзак) до річного видобутку рідини (qж):
14. Компенсація відбору рідини закачуванням води з початку розробки (накопичена компенсація) - відношення накопиченого закачування води (Qзак) до накопиченого відбору рідини (Qж):
15. Видобуток нафтового попутного газу протягом року визначається шляхом множення річного видобутку нафти (qt) на газовий фактор:
16. Видобуток нафтового попутного газу з початку розробки – сума річних відборів газу.
17. Середньорічний дебіт однієї добувної свердловини з нафти - відношення річного видобутку нафти (qг) до середньорічній кількості свердловин (nдоб) і кількості днів на рік (Тг), з урахуванням коефіцієнта експлуатації свердловин (Ке.д):
qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,
де Ке.д дорівнює відношенню відпрацьованих усіма видобувними свердловинами днів (доби) протягом календарного року до кількості цих свердловин і кількості календарних днів (доби) на рік.
18. Середньорічний дебіт однієї добувної свердловини по рідині - відношення річного видобутку рідкості (qж) до середньорічної кількості свердловин (nдоб) і кількості днів у році (Тг), з урахуванням коефіцієнта експлуатації свердловин (Ке.д):
19. Середньорічна ємність однієї нагнітальної свердловини - відношення річного закачування води (qзак) до середньорічної кількості нагнітальних свердловин (nнаг) та кількості днів у році (Тг), з урахуванням коефіцієнта експлуатації нагнітальних свердловин (Ке.н):
qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,
де Ке.н дорівнює відношенню відпрацьованих усіма нагнітальними свердловинами днів протягомкалендарного року до кількості цих свердловин та кількості календарних днів на рік.
20. Пластовий тиск на 20 рік розробки має тенденцію до зниження, якщо накопичена компенсація менша за 120%; якщо накопичена компенсація в межах від 120 до 150%, то пластовий тиск близько або дорівнює початковому; якщо накопичена компенсація більше 150%, то пластовий тиск має тенденцію до збільшення і може бути вищим за початковий.
Графік розробки родовища подано на гістограмі.
Розрахунок запасів природного газу за формулою та розрахунок видобутих запасів графічним методом
Шляхомекстраполяції графіка Q зап= f (Pср(t)) до осі абсцис визначають видобуті запаси газу або використовуючи співвідношення:
де Q зап-початкові видобуті запаси газу, млн. м3;
Qдоб (t)-видобуток газу з початку розробки за певний період часу (наприклад за 5 років) наведено у додатку 4, млн. м3;
Pнач-тиск у покладі початковий, МПа;
Pср(t)-середньозважений тиск у покладі на період часу вилучення обсягу газу (наприклад за 5 років), Pср(t) =0,9 Рнач., МПа;
поч і ср(t) - поправки на відхилення властивостей реального газу згідно із законом Бойля-Маріотта від властивостей ідеальних газів (відповідно для тисків Pнач і Pср(t)). Поправка дорівнює
Коефіцієнт надстисливості газу визначається за експериментальним кривим Брауна-Катца. Для спрощення розрахунків умовно приймаємо zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина якого відповідає тиску Pср(t); Для розрахунку приймаємо КГО = 0,8.