Реферати українською » Геология » Розрахунок технологічних показників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення нафти водою


Реферат Розрахунок технологічних показників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення нафти водою

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Кафедра "Розробки і експлуатації нафтових та газових родовищ"

Факультет курс IV група 2

>КУРСОВАЯ РОБОТА

По дисципліни Розробка і експлуатація нафтових та газових родовищ

На тему

Розрахунок технологічних показників розробки однорідної пласта з допомогою моделінепоршневого витіснення нафти водою

Керівник Л. Н.Иконникова

2010


>ИСХОДНЫЕДАННЫЕ:

; ; ;

; ; ; ; ;

; ; ; ; ;

; ; .


>Реферат

Курсова робота обсягом ___ сторінка, містить 11 малюнків, 7 таблиць.

Мета роботи - розрахунок технічних показників розробки однорідної пласта з допомогою моделінепоршневого витіснення нафти водою.

Робота складається з трьох розділів. У першому його розділі представлена теорія поршневого інепоршневого витіснення. У другому розділі - основи методу еквівалентних фільтраційних опорів. У третьому розділі - розрахунок технологічних показників розробки пласта з допомогою моделінепоршневого витіснення; розрахунок зміни забійного тиску і перепаду тиску віднагнетательной свердловини до видобувної залежно від мінливого фронту води.

Через війну виконаних розрахунків мною знайдено зміна у часі видобутку нафти, води, обводненості продукції і на поточної нафтовіддачі для елемента системи розробки та для родовища загалом.Рассмотрена що зміни тиску залежно від мінливого фронту води.

Дата__________ Підпис__________


>Оглавление

Запровадження

1. Основи теорії поршневого інепоршневого витіснення

2. Метод еквівалентних фільтраційних опорів

3. Розрахункова частина

3.1 Розрахунок технологічних показників розробки однорідної пласта з допомогою моделінепоршневого витіснення

3.2 Розрахунок загальноїдепресси, забійного тискуpз при змінюваному фронті витіснення

Укладання

Список використовуваних джерел


Запровадження

Газова і нафтова галузі займають важливе місце у економіці країни, сприяючи вирішення соціальних проблем нашого суспільства та розвитку інших галузей. У стані цих галузей чільне місце належить розробці нафтових та газових родовищ. Їх промислове освоєння має забезпечувати необхідні рівні видобутку нафти і є, максимально повне користування надрами як у родовищам, розроблюваним тривалий час, і по зновувводимим. Перед працівниками нафтової та газової промисловості стоять великі завдання забезпечення необхідних темпів розробки, підвищеннянефтегазоотдачи, оптимального поєднання зусиль, вкладених у часом з'являтимуться нові родовищ і максимальне користування надрами довго розроблюваних родовищ.

Для врахування видобуткуобводненной продукції було створено модельнепоршневого витіснення нафти водою чи модельдвухфазной фільтрації. Ця модель, започаткована ще було покладено американськими дослідникамиБаклеем іЛевереттом, стала основою багатьох методик розрахунків розробки нафтових пластів із урахуванням спільної фільтрації нафти та води.

Облікнепоршневого характеру витіснення нафти водою призвів до необхідності використання відноснихпроницаемостей, які, природно, неоднакові щодо різноманітних пластів. Модель процесунепоршневого витіснення нафти водою навіть у поєднані із моделлю однорідної пласта дає змоги розраховувати дані розробки пласта під час видобуткуобводненной продукції. Проте необхідно було якось враховуватиме й реальну неоднорідність пластів. Однією із перших методик, через яку приймали до увагинепоршневой характер витіснення нафти водою з моделіслоисто-неоднородного пласта, стала методика, запропонованаЮ.П. Борисовим і розвинена ним згодом з участю низки авторів. Цю методику отримав назву "методикаВНИИ-1".

З цієї методиці пласт складається з набору окремих верств -пропластков (трубок струму). Розподіл абсолютної проникності встановлюють з урахуванням певноговероятностно-статистического закону. Найчастіше за ролі такого закону використовуютьлогарифмически нормальний закон.Приближенно приймають, що витрати води, що надходить окремий шар, пропорційний абсолютної проникності цього. Для розрахунку фільтраційного опору у зоні спільного руху нафти та води використовують емпіричні залежності, отримані з урахуванням апроксимації відноснихпроницаемостей.

Визначати видобутокобводненной продукції можна також ознайомитися з урахуванням поєднання моделі поршневого витіснення нафти водою з моделлюслоисто-неоднородного пласта.


1. Основи теорії поршневого інепоршневого витіснення

>Водонапорний режим витіснення нафти водою - основний на практиці розробки нафтових родовищ. Тенденція у розвитку методик розрахунків технологічних показників полягає у максимальному наближенні математичних моделей до реальних умовам родовищ (відмінністьвязкостей,многофазность руху, неоднорідність пласта та інших.).

>Поршневое витіснення нафти - це ідеальний випадок витіснення нафти, як у пласті між нафтою та водою утворюється чітка кордон розділу, попереду якої рухається лише українська нафта, а позаду - лише вода, тобто. поточний ВНК збігаються з фронтом витіснення.

На пласт створюється постійний перепад тиску постійні тиску відповідно на контурі пласта і галереї (інші поверхні непроникні). Рідини вважаютьсянесжимаемими, взаємно нерозчинними і хімічно не що реагують одна з іншого і з пористої середовищем.Полагается, що площину контакту нафти та води вертикальна. Це справедливо для випадку або граничноанизотропного пласта (проникність в вертикальному напрямі дорівнює нулю), або рівної щільності нафти та води.Различни лише в'язкості нафти та води. У пласті виділяються водяний,заводненная і нафтова зони. У у перших двох рухається вода, а третьої - нафту. На початок витіснення насиченість нерухомій пов'язаної водою у нафтовій зоні становить P.S>CB. Узаводненной зоні залишкованефтенасищенность залишається постійної і рівної P.S0H, а пов'язана вода нерухома і змішується ззакачиваемой водою (малюнок 1).

Швидкість фільтрації і витрати змінюються з переміщенням ВНК, тобто. у часі. Отже, попри сталість перепаду тиску рух рідини нестале.

Становище ВНК не паралельно галереї (викривлене). Чим більший довжина ВНК, тим більше коштів v і >q. Отже, у його перетинах, де довжина більше або кордон розділу ближчі один до галереї, відбуватиметься випереджувальний переміщення ВНК й подальше викривлення лінії розділу. Звідси доходимо висновку, що й за українсько-словацьким кордоном розділу утворився "мовуобводнения", то подальшому не тільки зникає, але ще більше витягується, просуваючись ще швидше.Искривленное, вірніше горизонтальне становище ВНК стосовно галереї, йдеться у похилих пластах, що зумовлює швидшому обводнювання галереї по підошві пласта. У реальних умов неминучі обурення за українсько-словацьким кордоном розділу (наприклад, зміна проникності) й освіту "мовобводнения", тобто. проявляєтьсявязкостная нестійкість витіснення. Якщо рух які утворилися "мовобводнения" сповільнюється, то таке переміщення кордону розділу називають стійким.

Оскільки рух рідин нестале, це викликає зміна тиску у різних точках пласта. Що стосується стисливих рідин таке перерозподіл тиску призводить до зміни швидкостей руху.

Час перерозподілу тиску з допомогоюсжимаемости рідин значно коротші, ніж час витіснення, тому впливомсжимаемости на процес витіснення можна знехтувати.

>Непоршневое витіснення нафти - це витіснення, у якому над його фронтом рухаються витискає івитесняемий флюїди, тобто. за фронтом витіснення відбуваєтьсямногофазная фільтрація.

Питання витіснення нафти водою вивчалися багатьма дослідниками. Механізм витіснення нафти водою змикронеоднороднихгидрофильних пористих середовищ можна так (поМ.Л.Сургучеву). У нафтової зоні пористої середовища перед фронтом впровадження води рух нафти відбувається безупинної фазою під впливом гідродинамічних сил. По великимпоровим каналам нафту рухається швидше, ніж у дрібним. На фронті впровадження води в нафтову зону, масштабу окремих пір, рух води та нафти повністю визначаєтьсякапиллярними силами, оскільки вони перевершують гідродинамічні сили на малих відтинках шляху. Вода під впливом капілярних сил потрапляє з випередженням переважно у дрібні пори, витісняючи їх нафту суміжні великі певного того часу, поки роз'єднані великі пори не виявляться зусебіч блокованими водою. Якщо великі пори утворюють безперервні канали, то вода із них рухатиметься з випередженням. Проте відстала нафту з дрібних пір під впливом капілярних сил також переміститься у вже обводнені великі пори і у яких як окремихглобул.

Отже, дрібні пори виявляютьсязаводненними, а великі залишаються у різного рівнянефтенасищенними. У масштабі великий зони пористої середовища, між переднім фронтомвнедряющейся води та заднім фронтом рухомий нафти,водонасищенность пласта вздовж потоку зменшується від граничноюводонасищенности при нерухомій нафти до деякою фронтальнійводонасищенности. У цьому зоні йде спільна фільтрація води та нафти. Вода рухається по безперервнимзаводненним каналам, огинаючи вже блоковану нафту великих порах, а нафту переміщається внезаводненной частини середовища. Співвідношення швидкостей руху води та нафти визначається розподілом пір за величиною,водонасищенностью і обсягом нафти, блокованої у крупних порахзаводненной частини середовища, і навіть розподілом пір, обсягом нафти і пов'язаної води внефтенасищенной частини середовища. У інтегральному вигляді цих умов фільтрації води та нафти виражаються кривими фазових (чи відносних)проницаемостей.

За заднім фронтом рухомий нафтинефтенасищенность обумовлена наявністю нафти на розрізнених, великих, блокованих водою порах.Непреривних,нефтенасищенних каналів, до видобувних свердловин, у цій зоні немає, нафту є залишкової, нерухомій. Але нафтуглобулах не втрачає здібності рухатися при усуненні капілярних сил.

поршневе витіснення нафту вода

Якщо пориста середовище має частковоїгидрофобностью, типові практично всім нафтоносних пластів, то залишкова нафту може бути в порах й у вигляді плівки.

Угидрофобних колекторах, котрі з практиці трапляються нечасто, пов'язана вода розподілено переривчасто і найбільші пори.Закачиваемая вода змішується зі пов'язаної водою і залишається у крупних порах. Залишкова ж нафту залишається як плівки у крупних порах й у порах меншого розміру. Вона теж втрачає здібності рухатися при усуненні капілярних сил. У цьому засновані теорії методів збільшення нафтовіддачі пластів.

Узаводненной зонігидрофильного пласта залишається розсіяною 20-40 % нафти від початкового її вмісту у залежність від проникності, розподілу розмірів пір і в'язкості нафти, агидрофобном пласті - вже 60-75 %.

>Многофазная фільтрація з урахуванням інтересів усіх впливають чинників є дуже складне завдання.Приближенную математичну модель спільноїтрехфазной фільтрації нафти, газу й води запропонували М.Маскет і М.Мерее (>1936г.), хто вважає, що вуглеводні представлені рідкої і представники газової фазами, перехід з-поміж них підпорядковується лінійному закону Генрі, рухизотермическое, акапиллярними силами можна знехтувати. Модельдвухфазной фільтрації не враховуючи капілярних сил розглядали З.Баклей і М.Леверетт (1942 р.). У 1953г.Л. Рапопорт і У. Лис запропонували модельдвухфазной фільтрації з урахуванням капілярних сил.

Відповідно до найпростіший моделіБаклея -Леверетта >непоршневое витіснення, як знаємо з підземноїгидрогазодинамики, описується рівнянням часткивитесняющей рідини (води) серед і рівнянням швидкості переміщення площині із постійною насиченістю.

Малюнок 1 - Залежністьнефтенасищеноости від кордону фронту

ВНК при поршневому інепоршневом витіснення ().


2. Метод еквівалентних фільтраційних опорів

Метод еквівалентних фільтраційних опорів - основний аналітичний метод визначення кількісної зв'язок міждебитами свердловин ідавлениями з їхньої вибоях і контурі харчування пласта (нагнітання води) за умов жорсткоговодонапорного режиму.

Сутність методу полягає у заміні повного фільтраційного опору реального потоку рідин складної конфігурації кількома еквівалентними (рівнозначними) послідовними чи паралельнимифильтрационними опорами найпростіших (>прямолинейно-параллельних,плоскорадиальних) потоків. Зрозуміло, що ця заміна вносить певну похибка в результати розрахунку, яка проте припустима при недостатньою точності вихідноїгеолого-промисловой інформації.

За позитивного рішення завдання в такий спосіб фільтраційні опору в пласті і системи свердловин діляться на внутрішні (існуючі поблизу свердловин за умови ) і його зовнішні, які під час русі нафти та води між рядами нагнітальних і видобувних свердловин (малюнок 2).

Витрата води ,закачиваемой до однієїнагнетательную свердловину дорівнюватиме:

 (1)

Загальний витрата води внагнетательной свердловині , проте вважатимемо, що вліво убік видобувних свердловин надходить витрата води . Оскільки режимжестководонапорний, отже загальний витрата води: .

>Фильтрация води від створення низки нагнітальних свердловин до фронту витіснення нафти водою,отстоящего з відривом , описується законом Дарсі:

. (2)

На ділянці витіснення між поруч видобувних і нагнітальних свердловин:

. (3)

>Дебит на видобувної свердловині дорівнюватиме:

 (4)


1 - фронт витіснення; 2 - контур витіснення свердловин;

3 - видобувна свердловина; 4 -нагнетательная свердловина;

XУ - відстань від осінагнетательной свердловини до фронту витіснення;

l - відстань міжнагнетательной і видобувної свердловинами;

>/ - радіус контуру витіснення свердловини

Малюнок 2 - Модель еквівалентних фільтраційних течій


3. Розрахункова частина 3.1 Розрахунок технологічних показників розробки однорідної пласта з допомогою моделінепоршневого витіснення

Вихідні дані:

Нафтове родовища площеюнефтеносности вирішено розробляти з допомогоюзаводнения приоднорядной до схеми розміщення свердловин. Елементоднорядной схеми, у якому 1 свердловину (1/2 видобувної інагнетательной), має ширину - b = 500 м, l = 600 м.

Родовище вводять у розробку за 2 року. щороку по 30 елементів. Розроблюваний пласт родовища має такі параметри: товщина пласта h, пористість >m, насиченість пов'язаної водою , в'язкість нафти на шарових умовах , в'язкість води .

Пласт порівняно однорідний. Встановлено, що витіснення нафти водою відбуваєтьсянепоршневим способом. Дана залежність відноснихпроницаемостей для нафти та води. Відносні проникності для нафти та води і , залежать відводонасищенности P.S, виражаються такими формулами:

; (5)

 при , (6)

 при , (7)

У цьому , . У пласт з лінії нагнітання закачується вода з витратою . Коефіцієнт охоплення пластазаводнением .

Потрібна знайти зміна у часі видобутку нафти, води, обводненості продукції і на поточної нафтовіддачі для елемента системи розробки та для родовища загалом, а як і побудувати графіки: обводненості, нафтовіддачі, дебіту нафти елемента розробки залежно від часу () і обводненості, нафтовіддачі, дебіту нафти на цілому в родовищу залежно від часу () длянепоршневого витіснення.

Визначення про чисельні значень коефіцієнтів а і b, які входять у наведені залежності і

Значення коефіцієнта b знаходимо з умови, що :

; .

Значення коефіцієнта встановимо з умови:

;

;

>Определим відносні проникності нафти та води залежно відводонасищенности.

Поставмо значеннями від до 1 іпроизведем розрахунки з формулам (5), (6) і (7), будуємо графік малюнку 3, дані розрахунку заносимо в таблицю 1.

При :

>Вичисление функцій , побудова графіка функцій.

Відповідно до теорією фільтрації неоднорідних рідин, розподілводонасищенности в пласті знаходять по функціїБаклея-Леверетта:

; (8)

Дані записуємо в таблицю 1. Будуємо графік функції залежність від (Малюнок 4).

Таблиця 1 - Дані розрахунку відноснихпроницаемостей і функції

P.S

>kзв (P.S)

>kв (P.S)

>f (P.S) >f (P.S) >S >f’ (P.S)
0,14 1 0 0 0 0 0
0,17 0,9173 0,00001 0,00002 0,00002 0,03 0,0007
0,2 0,8381 0,0002 0,0004 0,00036 0,03 0,0119
0,25 0,7141 0,0024 0,0050 0,00462 0,05 0,0924
0,3 0,6001
Страница 1 из 3 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація