Разработка месторождения: комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

Разработка месторождения - комплекс работ по извлечению нефтяного флюида из пласта-коллектора.

Изначально выработка недр осуществлялась путем нерегулируемой разработки на естественных режимах. По мнению автора [1], как отдельная наука, РНГМ начала возникать в 30-х гг. ХХ в., когда в ведущих НИИ мира для изучения нефтяных пластов стали применять методы математического моделирования; стал систематизироваться и использоваться весь накопленный запас знаний о физике и химии пласта, процессах подземной фильтрации и извлечения флюидов.

Разработка нефтяных месторождений как наука достаточно активно развивается и по сей день. Приоритетными направлениями в ней стали новые технологии извлечения нефти из недр, новые методов геологического, геофизического и гидродинамического изучения пласта, внутрипластовых процессов, управление разработкой месторождений, использование совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений, развитие методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе компьютерного моделирования.

Система разработки нефтяного месторождения - совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.

Объект разработки - искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов извлечение из недр которых осуществляется с помощью определенной группы скважин.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

Геолого-физические свойства пород коллекторов нефти и газа

Физико-химические свойства нефти и газа

Фазовое состояние углеводородов и режим пласта

Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений

Техника и технология эксплуатации скважин

В данной работе мы рассматриваем систему разработки с воздействием на пласт законтурным заводнением при однорядной схеме расположения скважин (рисунок 1) .

1 - контур нефтеносности; 2 - нагнетательная скважина; 3 - добывающая скважина; 4 - элемент однорядной системы разработки

Рисунок 1 - Схема расположения скважин при однорядной системе разработки.

Тенденция в развитии методик расчетов технологических показателей состоит в максимальном приближении математических моделей к реальным условиям месторождений (различие вязкостей, многофазность движения, неоднородность пласта и др.).

Цель проекта - расчет технических показателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения нефти водой.



1. ОСНОВЫ ТЕОРИИ ПОРШНЕВОГО И НЕПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ

Согласно источнику, водонапорный режим вытеснения нефти водой -- основной в практике разработки нефтяных месторождений. Тенденция в развитии методик расчетов технологических показателей состоит в максимальном приближении математических моделей к реальным условиям месторождений (различие вязкостей, многофазность движения, неоднородность пласта и др.).

1.1 Поршневое вытеснение

Автор пишет, что поршневое вытеснение нефти-- это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте между нефтью и водой образуется четкая граница раздела, впереди которой движется только нефть, а позади -- только вода, т. е. текущий ВНК совпадает с фронтом вытеснения.

В ряде случаев получают показатели, близкие к реальным, при расчете разработки нефтяных месторождений с помощью модели, состоящей из моделей процесса поршневого вытеснения нефти водой и слоистого пласта.

Итак, на пласт создается постоянный перепад давления. Постоянные давления соответственно на контуре пласта и на галерее (остальные поверхности непроницаемые). Жидкости считаются несжимаемыми, взаимно нерастворимыми и химически не реагирующими одна с другой и с пористой средой. Полагается, что плоскость контакта нефти и воды вертикальная. Это справедливо для случая либо предельно анизотропного пласта (проницаемость в вертикальном направлении равна нулю), либо равной плотности нефти и воды. Различны только вязкости нефти и воды.В пласте выделяются водяная, заводненная и нефтяная зоны. В первых двух движется вода, а в третьей -- нефть. До начала вытеснения насыщенность неподвижной связанной водой в нефтяной зоне составляетSCB. В заводненной зоне остаточная нефтенасыщенность остается постоянной и равной S0H, а связанная вода неподвижна и смешивается с закачиваемой водой (Рисунок 2).

Рисунок 2 - Модель прямолинейного пропластка при поршневом вытеснении.

Скорость фильтрации и расход изменяются с перемещением ВНК, т. е. во времени. Следовательно, несмотря на постоянство перепада давления движение жидкости неустановившееся.

Положение ВНК не параллельно галерее (искривлено). Чем больше длина ВНК, тем больше v и q. Значит, в тех сечениях, где длина больше или граница раздела ближе к галерее, будет происходить опережающее перемещение ВНК и дальнейшее искривление линии раздела. Отсюда приходим к выводу, что если на границе раздела образовался «язык обводнения», то в дальнейшем он не только не исчезает, но еще больше вытягивается, продвигаясь с большей скоростью. Искривленное, вернее горизонтальное положение ВНК по отношению к галерее, отмечается в наклонных пластах, что приводит к более быстрому обводнению галереи по подошве пласта. В реальных условиях неизбежны возмущения на границе раздела (например, изменение проницаемости) и образование «языков обводнения», т. е. проявляется вязкостная неустойчивость вытеснения. Если движение образовавшихся «языков обводнения» замедляется, то такое перемещение границы раздела называют устойчивым.

Поскольку движение жидкостей неустановившееся, то это вызывает изменение давления в разных точках пласта. В случае сжимаемых жидкостей такое перераспределение давления приводит к изменению скоростей движения.

Время перераспределения давления за счет сжимаемости жидкостей существенно меньше, чем время вытеснения, поэтому влиянием сжимаемости на процесс вытеснения можно пренебречь.

1.2 Непоршневое вытеснение

Модель непоршневого вытеснения нефти была создана американскими учеными Баклеем и Левереттом для учета добычи обводненной продукции, как утверждает автор [2].

Непоршневое вытеснение нефти-- это вытеснение, при котором за его фронтом движутся вытесняющий и вытесняемый флюиды, т. е. за фронтом вытеснения происходит многофазная фильтрация.

Многофазная фильтрация с учетом всех влияющих факторов представляет собой весьма сложную задачу. Приближенную математическую модель совместной трехфазной фильтрации нефти, газа и воды предложили М. Маскет и М. Мерее (1936г.), которые считают[2] , что углеводороды представлены жидкой и газовой фазами, переход между ними подчиняется линейному закону Генри, движение изотермическое, а капиллярными силами можно пренебречь. Модель двухфазной фильтрации без учета капиллярных сил рассматривали С. Баклей и М. Леверетт (1942 г.). В 1953 г. Л. Рапопорт и В. Лис предложили модель двухфазной фильтрации с учетом капиллярных сил.

Согласно наиболее простой модели Баклея-- Левереттапо данным источника [2] непоршневое вытеснение описывается уравнением доли вытесняющей жидкости (воды) в потоке и уравнением скорости перемещения плоскости с постоянной насыщенностью.

Теория непоршневого вытеснения нефти основана на зависимости проницаемости породы для движущихся фаз от насыщенности порового пространства той или иной фазой.

По модели НВН перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него -- одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте, а затем обводненность медленно нарастает (рисунок 3). Расчет модели непоршневого вытеснения идет по заданным зависимостям относительных проницаемостей.

Хф - фронт вытеснения; Sсв - начальная водонасыщенность; Sф - водонасыщенность на фронте; Sно - нефтенасыщенность за водный период

Рисунок 3 - Модель непоршневого вытеснения



2. МЕТОД ЭКВИВАЛЕНТНЫХ ФИЛЬТРАЦИОННЫХ СОПРОТИВЛЕНИЙ

Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений - основной аналитический метод определения количественной связи между дебитами скважин и давлениями на их забоях и на контуре питания пласта (нагнетания воды) в условиях жесткого водонапорного режима. Сущность метода состоит в замене полного фильтрационного сопротивления эквивалентными (равнозначными) последовательными или параллельными фильтрационными сопротивлениями простейших (прямолинейно-параллельных, плоскорадиальных) потоков.

При решении задачи таким методом фильтрационные сопротивления в пласте с системой скважин делятся на:

внутренние, существующие вблизи скважин когда фронт вытеснения занимает положение

внешние, возникающие при движении нефти и воды между рядами нагнетательных и добывающих скважин, то есть при положении фронта вытеснения

Наглядно эта ситуация представлена на рисунке 4.

1 - фронт вытеснения; 2 - контур вытеснения скважин;3 - добывающая скважина; 4 - нагнетательная скважина; - расстояние от оси нагнетательной скважины до фронта вытеснения, м; - расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м; у/р - радиус контура вытеснения скважины, м.

Рисунок 4 - Модель эквивалентных фильтрационных сопротивлений

Расход воды , закачиваемой в одну нагнетательную скважину будет равен:

Общий расход воды в нагнетательной скважине .Будем считать, что в сторону добывающих скважин поступает расход воды .Тогда можно записать формулу для общего расхода воды так:

Фильтрация воды от ряда нагнетательных скважин до фронта вытеснения нефти водой, отстоящего на расстоянии , описывается законом Дарси:

На участке вытеснения между рядом добывающих и нагнетательных скважин:

.(4)

Дебит на добывающей скважине будет равен:

(5)

3. РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Расчёт технологических показателей разработки однородного пласта с использованием модели непоршневого вытеснения

Исходные данные:

Нефтяное месторождение площадью нефтеносности s=6000 га решено разрабатывать с использованием заводнения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент однорядной схемы, содержащий 1 скважину (1/2 добывающей и нагнетательной), имеет ширину b = 500м., длину l = 600м.

Месторождение вводится в разработку за 4 года. Разрабатываемый пласт месторождения имеет следующие параметры: толщина пласта h=18,пористость m=0,2, насыщенность связанной водой Sсв=0,12, вязкость нефти в пластовых условиях µн=1 мПа•с, вязкость воды µв = 1 мПа•с.

Пласт сравнительно однородный. Установлено, что вытеснение нефти водой происходит непоршневым способом. Дана зависимость относительных проницаемостей для нефти и воды. Относительные проницаемости для нефти и воды kн(s) и kв(s), зависящие от водонасыщенности S, выражаются следующими формулами:

где - значение водонасыщенности, при котором фазовая проницаемость нефти равно нулю,

- точка смачивания.

При этом S* =0,85,S1 = 0,6. В пласт с линии нагнетания х = 0 закачивается вода с расходом 150 м3/сут. Коэффициент охвата пласта заводнением з2=0,8.

Требуется найти: изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки и для месторождения в целомдля непоршневого вытеснения.

Определение численных значений коэффициентов а и b, входящих в приведенные зависимости kн(s) и kв(s).

Исходя из задания, видим, что относительные проницаемости для нефти и воды, зависящие от водонасыщенности, будут иметь вид формул (4) и (5). Найдем значения коэффициентов и . Значение найдем из условия, что :

Подставим численные значения:

При приравняем первую и вторую часть формулы (5) и выразим :

Подставляя численные значения, получим :



Теперь рассчитаем относительные проницаемости для нефти и водыот водонасыщенности по формулам (4) и (5).

Зададимся значениями S от Sсв до 1. Например, для :

Сведем рассчитанные значения в таблицу 1 и построим график относительных фазовых проницаемостей(ОФП) (рисунок 5).

Рисунок 5 - График относительных фазовых проницаемостей

Вычисление значений функций f(s) и построение графика функции

В соответствии с теорией фильтрации неоднородных жидкостей, распределение водонасыщенности в пласте при 0?X?Xв находят по функции Баклея-Леверетта. Она представлена Л. П. Дейком в источнике [1] и определяется следующим соотношением:



Таблица 1 - Значения ОФП для нефти и воды.

S	kн(s)	kв(s)
0,12	1	0	0	0,05	0	0
0,15	0,91949	1,126·	0,00001	0,05	1,225·	0,00041
0,2	0,79283	0,00057	0,00071	0,05	0,00071	0,01412
0,25	0,67554	0,00397	0,00584	0,05	0,00512	0,10258
0,3	0,56764	0,01460	0,02508	0,05	0,01923	0,38472
0,35	0,46913	0,03893	0,07663	0,05	0,05154	1,03095
0,4	0,37999	0,08551	0,18370	0,05	0,10707	2,14142
0,45	0,30024	0,16499	0,35464	0,05	0,17094	3,41885
0,5	0,22987	0,29010	0,55791	0,05	0,20326	4,06534
0,55	0,16888	0,47565	0,73797	0,05	0,18005	3,60117
0,6	0,11728	0,73854	0,86296	0,05	0,12498	2,49977
0,65	0,07506	0,77606	0,91181	0,05	0,04884	0,97698
0,7	0,04222	0,81184	0,95056	0,05	0,03875	0,77508
0,75	0,01876	0,84611	0,97830	0,05	0,02773	0,55478
0,8	0,00469	0,87904	0,99469	0,05	0,01638	0,32777
0,85	0	0,91079	1	-	0,00530	0,10616
0,9	0	0,94146	1	-	-	-
0,95	0	0,97117	1	-	-	-
1	0	1	1	-	-	-

По формуле (8) рассчитаем её значения и сведем их в таблицу 1. Так, для :

Исходя из данных, представленных в таблице 1, построим график функции Баклея-Леверетта (рисунок 6).

Рисунок 6 - График функции Баклея-Леверетта.

Определение времени t*, при котором нефть начнет добываться вместе с водой

По кривойможно найти графическим путем значение Sв при х = хв.

,(11)

где - значение функции на графике (Рисунок 6);

- водонасыщенность;

- насыщенность связанной водой;

.

По графику на рисунке 6 можно определить водонасыщенность на фронте вытеснения графическим путем. Проведем касательную к графику из точки и опустим из неё перпендикуляры на оси. Тогда имеем и .

Определим длительность безводного периода добычи нефти, т.е. момент времени, когдаt = t*, когда фронт вытеснения достигнет конца пластаx в = l, это можно определить из соотношения производной.

,(12)

,(13)

,(14)

где t* - время безводного периода, года;

m- пористость;

b- ширина элемента однорядной схемы, м;

h- толщина пласта, м;

l- длина элемента однорядной схемы, м;

q- расход воды,;

При t ? t*, то есть при t ? 11,2года будет добываться нефть вместе с водой.

Определение водонасыщенности ипри t ? t*

Для определения технологических показателей при t ? t*представим вытеснение нефти водой, таким образом, как будто фронт вытеснения, когда х = хв, существует, но он проникает за пределы элемента, то есть существует фиктивный фронт вытеснений при X = l, тогда водонасыщенность будет S = .

Используя отношение производных, определим .

,(15)

,(16)

Найдем отношениек:

.(17)

Значениеможно определить графоаналитическим способом.Для этого необходимо построить. Такое построение графика выполняют методом графического дифференцирования.

Для нахождения расчетной формулы преобразуем выражение (17):

,(18)

где - производная функции водонасыщенности;

- время безводного периода, год;

t- расчетное время, год.

Для построения графика производной на рисунке 7 функции зададимся значениямии. Приведем расчет и занесем данные в Таблицу 1.

,(19)

где - изменение функции отS;

- изменение S;

Например, для :



Строим график функции (рисунок7).

Рисунок 7 - График функции

Для определения значения задаемся различными значениями t, находим и по графику производной находим. Вычисления производим по формуле (16).

.

Вычисленные данные заносим в Таблицу 2.



Таблица 2 - Данные расчета, , , , ,

t, годы
1	-	-	0	150	0	0,046083
2	-	-	0	150	0	0,092166
3	-	-	0	150	0	0,138249
4	-	-	0	150	0	0,184332
5	-	-	0	150	0	0,230415
6	-	-	0	150	0	0,276497
7	-	-	0	150	0	0,32258
8	-	-	0	150	0	0,368663
9	-	-	0	150	0	0,414746
10	-	-	0	150	0	0,460829
11	-	-	0	150	0	0,506912
11,24	1,75510204	0,62	0,88363102	17,4542303	132,53617	0,527061
12	1,64394083	0,625	0,88856898	16,7135834	133,276817	0,53098
13	1,51748384	0,63	0,89341214	15,9871556	134,003244	0,535526
14	1,40909214	0,635	0,89815911	15,2751563	134,715244	0,539149
15	1,31515266	0,64	0,90280852	14,5777886	135,412611	0,541852

Определение текущей обводненности элемента разработки

Значение соответствует обводненности продукции элемента.

Следовательно, и рассчитывается по формуле:

.

Тогда и рассчитываются по формулам (4) и (5).

При :

kн() = 0,099;

kв() = ;

.



Определение текущей добычи нефти из элемента разработкипри по формуле:

;(20)

где- текущая добыча нефти из элемента разработки,;

- текущая добыча жидкости из элемента разработки,;

- текущая обводненность элемента;

.

Определение текущей добычи воды из элемента разработки

;(21)

где - текущая добыча воды из элемента разработки,;

- текущая добыча жидкости из элемента разработки,;

- текущаяобводненность элемента;

.

Определение текущей нефтеотдачу для элемента разработки

а) Безводный период разработки

Приt =1 год:

;(22)

где - текущая добыча нефти из элемента разработки,;

- коэффициент охвата;

m- пористость;

b- ширина элемента однорядной схемы, м;

h- толщина пласта, м;

l- длина элемента однорядной схемы, м;

- насыщенность связанной воды;

б) Водный период разработки

(23)

где - водонасыщенность;

- насыщенность связанной водой;

- функция водонасыщенности;

- производная от функции водонасыщенности;

- коэффициент охвата;

При t = 11,24года:

.

Полученные значения введем в Таблицу 2.

Определение количества элементов вводимых каждый год

;(24)

гдеS - площадь месторождения, м2;

l- длина элемента однорядной схемы, м;

b- ширина элемента однорядной схемы, м;

T- время ввода месторождения в разработку, года;

Определение добычи нефти по группам элементов

,(25)

где - текущая добыча нефти из элемента разработки,;

N- количество элементов вводимых каждый год;

Результаты расчета сведем в Таблицу 3.

Таблица 3 - Данные расчета qни Qнпо группам элементов

t, годы	Добыча нефти по группам элементов,	Qн,
	1 (50)	2 (50)	3 (50)	4(50)
1	7499,52	-	-	-	7499,52
2	7499,52	7499,52	-	-	14999,04
3	7499,52	7499,52	7499,52	-	22498,56
4	7499,52	7499,52	7499,52	7499,52	29998,08
5	7499,52	7499,52	7499,52	7499,52	29998,08
6	7499,52	7499,52	7499,52	7499,52	29998,08
7	7499,52	7499,52	7499,52	7499,52	29998,08
8	7499,52	7499,52	7499,52	7499,52	29998,08
9	7499,52	7499,52	7499,52	7499,52	29998,08
10	7499,52	7499,52	7499,52	7499,52	29998,08
11	7499,52	7499,52	7499,52	7499,52	29998,08
12	835,679172	7499,52	7499,52	7499,52	23334,2392
13	799,357781	835,6792	7499,52	7499,52	16634,077
14	763,757814	799,3578	835,679172	7499,52	9898,31477
15	728,889428	763,7578	799,357781	835,679172	3127,6842

Определение добычи воды по группам элементов

При t =1 год:

.

При t =12 лет:

.

Определение текущейобводненности месторождения

, (26)

где - добыча воды из месторождения,;

- добыча нефти из месторождения,;

При t =12 лет,

Результаты расчета сведем в Таблицу 4.

Таблица 4 - Данные расчета qвпо группам элементов Qв

t, годы	Добыча воды по группам элементов,
	1 (50)	2 (50)	3 (50)	4(50)
1	0	-	-	-	0	0
2	0	0	-	-	0	0
3	0	0	0	-	0	0
4	0	0	0	0	0	0
5	0	0	0	0	0	0
6	0	0	0	0	0	0
7	0	0	0	0	0	0
8	0	0	0	0	0	0
9	0	0	0	0	0	0
10	0	0	0	0	0	0
11	0	0	0	0	0	0
12	6663,84	0	0	0	6663,84	0,22214
13	6700,16	6663,84	0	0	13364,00	0,44549
14	6735,76	6700,16	6663,84	0	20099,76	0,67003
15	6770,63	6735,76	6700,16	6663,84	26870,39	0,89573

Определение текущей нефтеотдачи месторождения

пласт непоршневой нефть забойный

. (27)

При t =5лет,

Результаты расчета сведем в Таблицу 5

Таблица 5 - Данные расчета текущей нефтеотдачи по группам элементов

t, годы	Текуща янефтеотдача по группам элементов,
	1 (50)	2 (50)	3 (50)	4(50)
1	0,046	-	-	-	0,046
2	0,092	0,046	-	-	0,069
3	0,138	0,092	0,046	-	0,092
4	0,184	0,138	0,092	0,046	0,115
5	0,230	0,184	0,138	0,092	0,161
6	0,276	0,230	0,184	0,138	0,207
7	0,322	0,276	0,230	0,184	0,253
8	0,368	0,322	0,276	0,230	0,299
9	0,414	0,368	0,322	0,276	0,345
10	0,460	0,414	0,368	0,322	0,391
11	0,527	0,460	0,414	0,368	0,443
12	0,530	0,527	0,460	0,414	0,483
13	0,535	0,530	0,527	0,460	0,513
14	0,539	0,535	0,531	0,527	0,533
15	0,541	0,539	0,535	0,530	0,536

Как видно из выполненных расчетов коэффициент нефтеотдачи составил по месторождению 0,536.

3.2 Расчёт общей депрессии забойного давления при изменяющемся фронте вытеснения

Определяем изменения забойного давления и перепада давления в зависимости от положения изменяющегося фронта вытеснения. Схема внутренних и внешних фильтрационных сопротивлений при вытеснении нефти водой изображена на рисунке 4.

При ; 20 м:

(28)

где - перепад давления от радиуса нагнетательной скважины до радиуса добывающей скважины при положении фронта вытеснения между радиусом нагнетательной скважины и радиусом контура нагнетательной скважины,;

- вязкость воды,;

- радиус скважины, ;

- проницаемость воды,;

- вязкость нефти,;

- проницаемость нефти,.

.

При ;

;(29)

где - перепад давления от радиуса нагнетательной скважины до радиуса добывающей скважины при положении фронта вытеснения между радиусом контура нагнетательной скважины и радиусом контура добывающей скважины,;

.

При ;

;(30)

где - перепад давления от радиуса нагнетательной скважины до радиуса добывающей скважины при положении фронта вытеснения между радиусом контура добывающей скважины и радиусом добывающей скважины,;



.

Давление на добывающей скважине определяется по формуле:

;(31)

где - давление на нагнетательной скважине,;

- перепад давления,;

.

Значения давления в зависимости от изменяющегося фронта воды представлены в Таблице 6. Зависимость давления и перепада давления от изменяющегося фронта воды показаны на рисунках 8 и 9 соответственно.

Таблица 6 - Значение депрессии и забойного давления в зависимости от положения фронта вытеснения.

0,1	1,59062367	26,40937633	330	0,874650877	27,12534912
1	1,45558691	26,54441309	340	0,862967926	27,13703207
2	1,41493680	26,58506320	350	0,851284974	27,14871503
3	1,39115801	26,60884199	360	0,839602023	27,16039798
4	1,37428668	26,62571332	370	0,827919072	27,17208093
5	1,36120027	26,63879973	380	0,816236121	27,18376388
6	1,35050789	26,64949211	390	0,80455317	27,19544683
7	1,34146761	26,65853239	400	0,792870219	27,20712978
8	1,33363657	26,66636343	410	0,781187268	27,21881273
9	1,32672910	26,67327090	420	0,769504317	27,23049568
10	1,32055016	26,67944984	430	0,757821366	27,24217863
20	1,27990004	26,72009996	440	0,746138415	27,25386159
30	1,25612125	26,74387875	450	0,734455464	27,26554454
40	1,23924993	26,76075007	450	0,722772513	27,27722749
50	1,22616351	26,77383649	460	0,711089562	27,28891044
60	1,21547114	26,78452886	470	0,699406611	27,30059339
70	1,20643086	26,79356914	490	0,687723659	27,31227634
80	1,19859981	26,80140019	500	0,676040708	27,32395929
90	1,19169234	26,80830766	504,4586	0,623987778	27,37601222
95,5414	1,18818826	26,81181174	510	0,618554644	27,38144536
100	1,143358751	26,85664125	520	0,607844501	27,39215550
110	1,1316758	26,86832420	530	0,595702344	27,40429766
120	1,119992849	26,88000715	540	0,581685251	27,41831475
130	1,108309898	26,89169010	550	0,56510655	27,43489345
140	1,096626947	26,90337305	560	0,544815859	27,45518414
150	1,084943996	26,91505600	570	0,518656609	27,48134339
160	1,073261045	26,92673896	580	0,481787217	27,51821278
170	1,061578094	26,93842191	590	0,418758574	27,58124143
180	1,049895143	26,95010486	591	0,409178026	27,59082197
190	1,038212192	26,96178781	592	0,398467884	27,60153212
200	1,026529241	26,97347076	593	0,386325726	27,61367427
210	1,014846289	26,98515371	594	0,372308633	27,62769137
220	1,003163338	26,99683666	595	0,355729932	27,64427007
230	0,991480387	27,00851961	596	0,335439241	27,66456076
240	0,979797436	27,02020256	597	0,309279991	27,69072001
250	0,968114485	27,03188551	598	0,272410599	27,72758940
260	0,956431534	27,04356847	599	0,209381956	27,79061804
270	0,944748583	27,05525142	599,9	5,33851E-06	27,99999466
280	0,933065632	27,06693437	-	-	-
290	0,921382681	27,07861732	-	-	-
300	0,90969973	27,09030027	-	-	-
310	0,898016779	27,10198322	-	-	-
320	0,886333828	27,11366617	-	-	-



Рисунок 8- Зависимость перепада давления от изменяющегося фронта вытеснения

Рисунок 9- Зависимость забойного давления от изменяющегося фронта вытеснения



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате выполненных расчетов можно сказать, что нефть начнет добываться вместе с водой через 11,24лет, каждый год на месторождении будет вводиться по 50 элементов в течении4 лет, через 15 лет после начала разработки месторождения нефтеотдача достигнет значения 0,54 при обводненности 90%.

В ходе выполнения курсового проекта было найдено изменение во времени добычи нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки, групп элементов и для месторождения в целом.

В зависимости от положения фронта вытеснения, по мере его приближения к добывающей скважине, забойное давление растет, а перепад давления - падает. Были получены графики зависимостей забойного давления и перепада давлений в зависимости от положения фронта вытеснения.

В данном курсовом проекте были получены теоретические навыки расчета технологических показателей разработки нефтяного месторождения.



СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ДейкЛ.П. «Основы разработки нефтяных и газовых месторождений». -М: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009.

Желтов Ю. П. «Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. - М.: Недра, 1986. 332 с.

Ю. П. Желтов, И. Н. Стрижов, А. Б. Золотухин,В. М. Зайцев. «Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб.пособие для вузов. - М.: Недра, 1985, 296 с.

Размещено на Allbest.ru