2.3 Розрахунок

2.3.1 Нафтова частина

Розрахунок показників розробки. Для даного покладу вихідні дані беремо відповідно до завдання.

1.Розробляємо поклад по рівномірній квадратичній сітці свердловин з відстанню між ними 600 м (сітка свердловин 600Ч600 м). Знаючи площу нафтоносності та щільність нагнітальних і видобувних свердловин

Приймаємо свердловин.

2. Визначаємо співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин, при якому досягається максимум амплітуди дебіту

.

де - показник, який враховує відмінності середніх коефіцієнтів продуктивності нагнітальних і видобувних свердловин - коефіцієнт, що враховує відмінності рухомостей води і нафти в пластових умовах.

Виходячи з аналітичних розрахунків, доведено, що максимальний темп відбору основної частини видобувних запасів нафти досягається при початковому співвідношенні нагнітальних і видобувних свердловин , тобто отримане вище значення збільшується в 1,2 рази. Максимальне значення не повинне перевищувати восьми, так як при рівномірній квадратній сітці свердловин на першій лінії навколо нагнітальної розташовується максимум вісім видобувних свердловин.

3. Визначаємо відносний коефіцієнт продуктивності свердловин, які вибираються під нагнітання води

4. Визначаємо функцію відносної продуктивності свердловин

5. Визначаємо амплітудний дебіт всього розглядуваного нафтового покладу

де - прийнятий перепад тиску між вибоями нагнітальних і видобувних свердловин в даному родовищі, Па.

Вносимо розрахункові дані в табл.1.

Розрахунок кінцевої характеристики використання запасів нафти.

1.Рухомі запаси нафти

де - баластові запаси нафти; - коефіцієнт сітки, що показує частку дренуємого обєму нафтових пластів при даній сітці свердловини

;

- постійний коефіцієнт, що змінюється для різних пластів 0,2 до 0,5 (приймаємо ); площа, яка приходиться на одну свердловину, км2; - коефіцієнт витіснення, що показує частку відбору дренуємих запасів нафти при необмеженому великій прокачці води. Цей коефіцієнт визначають за результатами досліджень на моделях пластів.

2. Розрахункова пошарова неоднорідність пласта , що знаходиться за допомогою коефіцієнта , визначається за допомогою пошарової неоднорідності , яка спостерігається в свердловинах , а також з врахуванням язикоутворення фронту води поблизу видобувних свердловин і нерівномірності просування фронту агента з різних сторін до свердловин стягуючого видобувного ряду.

визначаємо за формулою(1) за допомогою фактичних даних дослідження свердловин на приток.

3. Гранична доля води в дебіті рідини видобувної свердловини

,

де

гранична масова доля води приймаємо 90%(0,9); коефіцієнт, що враховує відмінності витісняю чого агента і нафти в пластових умовах за рухомістю в раз і за щільністю в раз ( співвідношення щільностей витісняю чого агенту і нафти в пластових умовах).

4. Коефіцієнт використання пересувних запасів нафти (К3)при заданій пошаровій неоднорідності пласта і граничній частці агента (А)

де

5. Розрахунковий сумарний відбір рідини в долях рухомих запасів нафти F визначається із співвідношення

6. Початкові видобувні запаси рідини () і нафти () знаходяться із наступних формул:

млн. т.

млн. т.

При цьому масові початкові добувні запаси рідини () в поверхневих умовах буде дорівнювати:

7. Середня масова частка води ( обводненість )у сумарному видобутку рідини

а нафтовіддача пластів

Визначені дані запишемо в таблицю 2.

Розрахунок динаміки дебітів нафти та води.

Приймається наступна програма розробки нафтового покладу.

Нафтовий поклад із загальним числом свердловин n0 =500 розбурюється і вводиться в розробку кожного року по 106 свердловин.

На першій стадії за розрахунок введення нових свердловин неперервно зростає поточний дебіт нафти. Поклад розробляється з мінімальним амплітудним дебітом.

На наступній (другій ) стадії поточний дебіт нафти стабілізується на досягнутому рівні за рахунок поступового збільшення амплітудного дебіту від мінімального значення до максимального.

Приймаємо, що за рахунок методів інтенсифікації максимальний амплітудний дебіт qt0 буде вдвічі більше мінімального, рівного 1,36 млн. т/рік.

Третя стадія розробки проходить при фіксованих умовах, які утворилися в кінці другої стадії.

Розрахунок проводимо програмою Mіcrosoft Еxсеl, за наступними формулами. Дані зводимо до табл. 3.

На першій стадії поточний дебіт нафти

Де t- роки, - кількість діючих свердловин в t-му році

;

- кількість пробурених свердловин в t-му році - загальна кількість свердловин пробурених до t-го року.

Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах

Масовий поточний дебіт рідини в поверхневих умовах

На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти покладу і розрахунки проводяться за наступними формулами:

Поточний амплітудний дебіт (при )

Розрахунковий поточний дебіт рідини

Масовий поточний дебіт рідини

На третій стадії поклад розробляється при

Результати розрахунків вносимо до табл. 3.

Таблиця 3.

2.3.2. Газова частина

1. Уточнення промислових і залишкових запасів газу і конденсату.

На стадії складання проекту ДПР родовища запаси газу визначають обємним методом, використовуючи залежності:

або

F- площа нафтоносності

m0- коефіцієнт відкритої пористості

h- газонасичена частина пласта

апоч- початковий коефіцієнт газонасичення

Для підрахунку промислових запасів використовують метод найменших квадратів за приведеного газонасиченого порового обєму Щ*. Його значення визначають за формулою:

- значення сумарного видобутку газу на кінець даного року

- початковий і поточний пластовий тиск, МПа;

- коефіцієнт над стисливості газу для відповідних значень тиску.

Визначаємо коефіцієнт над стисливості за кожний рік

Середній критичний тиск і температура:

МПа

К

Визначаємо приведену температуру і тиск:

Визначаємо відношення пластового тиску до коефіцієнта надстисливості:

Визначаємо зведений газонасичений поровий обєм :

Початкові запаси газу рівні:

м3

Визначення поточних і прогнозованих кінцевих коефіцієнтів газоконденсатного вилучення.

Визначаємо коефіцієнт кінцевої газовіддачі за формулою:

Ркінц, zкінц - середній пластовий тиск і відповідний йому коефіцієнт надтисливості газу при температурі Тпл. Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск.

Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску використовують такі формули:

Н - середня глибина залягання родовища, м :

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі характеризує промислову газовіддачу.

Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати за допомогою вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу видобутого на кінець періоду постійного видобутку, буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Для збільшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити своєчасне введення в експлуатацію дожимної компресорної станції та застосування методів підготовки газу в умовах пониження тисків на гирлі свердловин.

Основними напрямами збільшення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі - є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.

МПа

МПа

МПа

Визначаємо приведену температуру на початку і в кінці розглянутого періоду:

Визначаємо приведений тиск при 3-х визначених кінцевих тисках:

Визначаємо коефіцієнти надстисливості і газовіддачі при кінцевих тисках:

Обґрунтування параметрів роботи середньої свердловини

та інших вихідних даних для технологічних розрахунків.

Всі розрахунки проводимо для середньої свердловини. Для визначення параметрів середньої свердловини потрібні режими роботи експлуатаційних свердловин горизонту ГКР.

Визначаємо середній дебіт газу:

де тис.м³/добу;

тис.м³/добу;

тис.м³/добу.

Визначаємо середній гирловий тиск

Глибину свердловини до середини інтервалу перфорації, м L=4253,3 м

За величиною середнього гирлового тиску визначаємо середній вибійний тиск.

Визначаємо коефіцієнт S:

К

Визначаємо коефіцієнт :

- внутрішній діаметр колони труб, см; діаметром 73 мм дорівнює 0,024.

Визначаємо середній вибійний тиск.

МПа

Визначаємо мінімальний необхідний дебіт газу для винесення рідини з стовбуру свердловини:

тис.м3/добу