Файл: Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.pdf

Скачать файл (15,90Мб)

Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 10.04.2024

Просмотров: 202

Скачиваний: 0

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

полос шириной 3,6 км. Расчеты выполняются

дл я

шести

вариантов

по

схемам

размещения

скважин

дл я

трех-

пятирядных

систем.

Вариант

I — пять

рядов

скважин :

2 a X L = 5 0 0 м х 6 0 0

м;

L 0

= 600 M,

Л'э =

250

скв.

В а р и а н т

I I —

пять рядов

с к в а ж и н :

2 о х

/_ = 6 5 0 м х

650

м;

L 0 ~

500 м; УѴЭ

= 200

СКВ.

Вариант

I I I

— пять

рядов

с к в а ж и н :

2 G X L = 7 0 0 M x

750

м;

0 =

300 м;

J V 3 = 1 7 0

скв.

Вариан т

I V —

три

ряда

скважин ;

2 о х

L = 5 0 C M x

600

м;

L 0

—

1200 м;

УѴэ =

150

СКВ.

Вариан т

V —

три

р я д а

с к в а ж и н :

2 а х

1 = 650 м х

650

м;

L 0 =

1500 м; N9 = 120 скв.

Вариан т

V I —

три

ряда

с к в а ж и н :

2 а х

L = 7 0 0 M x

750

м;

L 0

1100

м: / Ѵ э = 1 0 0 скв.

Гидродинамические

расчеты

технологических

показателей

раз

работки дл я трех- и пятирядных систем

выполнены

при

условии,

что все ряды эксплуатационных скважин, кроме центрального стя

гивающего,

выключаются

из

работы

при

80%

обводнения

их

про

дукции,

центральный — при

98%.

Гидродинамические

расчеты

обводнения

по методике

В Н И И

( I )

выполнены на Э В М Б Э С М - З М

по

программе

010/66,

составленной

Л . И. Егоровой,

по

мето

д а м

I I ,

I V —

«вручную».

Р е з у л ь т а т ы расчетов технологических и технико-экономических

показателей

разработки

по

методам

I — I V

при

принятом

одинако

вом дл я всех методов логарифмически нормальном законе распре

деления

проницаемости

о = 0,6

и М ( / е ) = 0 , 2 5

приведены

в табл .

13.

Д и н а м и к а

обводнения

з а л е ж и

нефти

представлена

на

рис.

и 59. На этих рисунках приведены зависимости дебитов

жидкости,

нефти, доли

нефти в

потоке

жидкости,

накопленной

добычи

нефти

и нефтеотдачи в размерной и безразмерной формах . З а

безразмер

ные

дебиты

приняты

о т н о ш е н и я — ? ж

, —

—

за

безразмер -

пое

время

9ж.

і!зч

<7н. нач

\ <7ж W dt -

V U — Рев — Ро.н)'"

И з анализа

табл .

графиков

рис. 58 и 59 следует,

что

дл я

трехрядных

систем

скважи н

при схеме их

размещени я

2 а х

L =

= 500 м х

600

м,

0 = 1200

м, дебит

жидкости,

рассчитанный

по

мето

дике В Н И И

( I ) , до момента отключения первого ряда

относительно

стабилен во времени и составляет 7,5-^-7,8 млн. т/год.

Деби т

жидкости,

определенный

по

методике

Т а т И И П И и е ф т ь ,

снижается во времени с 8,5 до 6,0 млн. т/год в момент

отключения

первого

ряда,

добыча

жидкости,

рассчитанная

по

методике

I ,

258

при этом на 23% выше по сравнению с рассчитанной		по мето
дике I I .
О д н а к о	средние показатели по добыче жидкости и	нефти за
5, 15 и 30	лет разработки з а л е ж и , полученные по	методике

Ь * ^ i

1— 0 5 Ю 15

го

зо

t, годы

t , годы

Рнс. 58. Сопоставление

методов

расчета

технологических

показателей

(трехрядные

системы,

о"=0,6,

Цо=2,5).

Накопленная

добыча

жидкости,

нефти,

д е б и т

жидкости и нефти

во времени дл я

сетки:

а — 750X700

(52,5 га/скв); 6 — 500 x 600

(30

га/скв);

в — т о ж е , д л я

сетки

050X650

м (42 га/скв) . Расчет по методу:

/ — В Н И И

(ІО. П.

Борисов);

2 —

В Н И И

(Л. К.

Курбанов);

3 — Гнпровостокнефть;

4 — Б а ш Н И П И н е ф т ь ;

5 — Т а т Н Н П И п е ф т ь .

В Н И И

(I) и Т а т Н И П И н е ф т ь

( I I ) , отличаются

незначительно. Так,,

например, добыча

жидкости

и нефти

за

первые

5 лет по мето

дике I лишь, на 2—2,5%

выше,

чем по методике

I I , а за 15 лет —

добыча

жидкости по методике I выше на 9%, а добыча

нефти н и ж е

17* 259

Сеткаетка, м

.500X600

•650X650

700X750

500X600

650X650

700X750

•260

														Т а б л и ц а		1
					Накопленная добыча.		млн. т				Среднегодовая		добыча, млн. т		1
															1
Годы		жидкости				нефти				жидкости				нефти
Годы
	ВНИИ	БашНППИ-	Гнпровос-	ТатНИПИ-	ВНИИ	БашНИПИ-	Гипровос-	ТатНИПИ		Баш-	Гнпро-	Тат-		БашНИПИ-	Гппровос-	Тат-
	ВНИИ	иефть	ток нефть	нефть	ВНИИ	иефть	тогс нефть	нефть	ВНИИ	НИПИ -	восток-	Н И П И - ВНИИ		нефть	ток нефть	НИПИ -
										нефть	иефть	нефть				нефть
					Т р е х р я д н а я		с и с т е м а
5	39,58	42,35	42,45	38,3	38,73	41,17	40,91	37,80	7,92	8,47	8,49	7,70	7,75	8,23	8,18	7,60
10	77,16	87,80	88,39	71,0	67,69	74,50	73,11	67,80	7,72	8,78	8,84	7,10	6,77	7,45	7,31	6,80
15	114,18	137,24	137,94	104,5	87,33	98,10	96,26	94,70	7,61	9,14	9,20	6,90	5,82	6,54	6,42	6,30
30	187,14	221,20	222,53	187,9	125,97	139,9	136,28	145,20	6,24	7,37	7,41	6,20	4,20	4,66	4,54	4,80
5	37,82	61,72	40,81	38,7	37,03	39,10	38,84	37,40	7,56	12,34	8,16	7,70	7,41	7,82	7,76	7,50
10	74,03	84,42	84,82	74,3	65,07	70,67	69,64	70,00	7,40	8,44	8,48	7,40	6,51	7,07	6,96	7,00
15	109,88	131,75	132,22	107,5	84,29	93,23	92,01	96,00	7,32	8,78	8,81	7,10	5,62	6,21	6,13	6,40
30	176,40	205,30	206,39	191,0	121,61	133,49	: 130,8	145,80	5,88	6,84	6,87	6,30	4,05	4,44	4,36	4,80
5	37,01	39,29	39,46	38,2	36,18	38,13	37,70	37,80	7,40	. 7,86	7,89	7,60	7,23	7,62	7,54	7,50
10	72,68	81,50	82,03	73,1	63,48	68,89	67,62	70,30	7,27	8,15	8,20	7,30	6,35	6,89	6,76	7,00
15	108,14	127,22	127,84	106,0	82,18	91,0	89,42	96,80	7,21	• 8,48	8,52	7,00	5,48	6,06	5,96	6,40
30	169,32	194,63	195,80	190,0	118,96	130,9	127,99	148,80	5,64	6,49	6,52	6,30	3,97	4,36	4,27	5,00
					П я т и р я д н а я		с и с т е м а
5	65,65	76,60	77,40	60,0	49,47	54,80	52,70	52,60	13,30	15,30	15,50	12,00	9,89	10,96	10,54	10,50
10	102,75	122,90	124,0	105,4	77,37	86,10	83,15	89,0	10,27	12,30	12,40	10,54	7,74	8,61	8,32	8,90
15	140,40	162,50	163,80	140,0	94,82	107,10	103,90	117,0	9,36	10,80	10,90	9,30	6,32	7,10	7,00	7,80
30	202,45	244,0	245,80	224,1	130,4	142,10	137,60	176,0	6,74	6,70	8,20	7,40	4,35	4,70	4,60	5,70
5	62,07	70,70	71,01	57,70	47,89	50,70	50,01	51,30	12,41	14,14	14,20	11,50	9,57	10,10	10,00	10,20
10	97,12	114,77	115,48	100,5	74,34	80,30	78,57	88,00	9,71	11,48	11,55	10,00	7,43	8,03	7,86	9,80
15	133,00	151,56	152,37	136,8	91,35	100,20	98,21	115,80	8,86	10,10	10,16	9,10	6,09	6,68	6,54	7,70
30	188,38	221,56	222,86	222,0	126,25	135,10	132,08	167,00	6,27	7,38	7,43	7,40	4,20	4,50	4,40	5,60
5	57,80	64,88	64,78	55,80	46,22	48,03	47,26	49,50	11,56	12,89	12,95	11,10	9,24	9,60	9,45	9,90
10	92,63	107,68	108,25	97,10	71,67	76,37	74,94	84,60	9,26	10,77	10,83	9,70	7,17	7,64	7,49	8,40
15	127,57	143,14	143,79	128,70	88,36	95,41	93,78	111,80	8,50	9,54	9,59	8,50	5,89	6,36	6,25	7,40
30	179,16	206,30	207,62	209,0	122,78	131,64	128,34	154,80	5,97	6,87	6,92	6,90	4,09	4,39	4,28	5 ,"10
																261

Сеткаетка, м

500x600

650X650

700X750

500X600

650X650

700X750

262

П р о д о л ж е н и е т а б л . 13

		Годопая закачка	поды, млн. м 3		Себесто-	нмос.ть, руб/т				Приведенные	затраты , р у б / т
Годы
	ВНИИ	БашНИПИ	ГнпропостокТатНИПИ		ВНИИ	БпшНИПИ-	Гипровосток	ТатНИПИ	ВНИИ	БашНИПИ ГппровосТатНИПИ
	ВНИИ	нефть	нефть	нефть	ВНИИ	нефть	нефть	нефть	ВНИИ	нефть	ток нефть	нефть
				Т р е х р я д н а		с и с т е м а
5	11,01	11,76	11,76	10,70	0,95	0,93	0,94	0,96	1,76	1,70	1,72	1,73
10	10,43	11 ,76	11,76	9,70	1,14	1,04	1,06	0,97	2,08	1,90	1,94	1,84
15	9,94	11,76	11,76	9,50	1,26	1,23	1,26	1,12	2,37	2,22	2,28	2,08
30	7,92	9,23	9,23	8,20	1,33	1,29	1,33	1,14	2,90	2,71	2,80	2,42
5	10,52	11,26	11,26	10,70	0,90	1,05	0,90	0,90	1,67	1,79	1,64	1,64
10	10,00	11,27	11,27	10,20	0,96	1,00	1,01	0,94	1,85	1,83	1,85	1,74
15	9,54	11,26	11,26	9,70	1,18	1,18	1,20	1,03	2,23	2,14	2,16	1,92 •
30	7,50	8,62	8,62	8,80	1,23	1,22	1,25	1,09	2,72	2,60	2,62	2,29
5	10,30	10,90	10,91	10,60	0,86	0,85	0,86	0,84	1,60	1,56	1,58	1,53
10	9,81	10,91	10,91	10,10	0,97	0,95	0,97	0,88	1,82	1,74	1,79	1,63
15	9,40	10,90	10,90	9,60	1,14	1,13	1,15	0,95	2,14	2,04	2,09	1,78
30	7,23	8,23	8,23	8,30	1,18	1,17	1,20	1,01	2^50	2,45	2,53	2,09
				П я т и р я д н а я		с и с т е м а
5	17,08	19,70	19,70	16,20	1,15	1,13	1,18	1,03	1,98	1,88	1,97	1,81
10	13,37	15,73	16,50	14,10	1,24	1,19	1,28	1,10	2,31	2,16	2,29	2,03
15	11,82	13,70	13,70	12,40	1,43	1,39	1,44	1,17	2,75	2,57	2,65	2,24
30	8,46	10,00	10,00	9,80	1,43	1,47	1,52	1,13	3,37	3,28	3,39	2,61
5	16,24	18,20	18,20	15,60	1,05	1,04	1,08	0,95	1,80	1,76	1,81	1,64
10	12,69	14,69	14,69	13,50	1,13	1,13	1,17	0,98	2,10	2,05	2,10	1,70
15	11,30	12,77	12,77	12,20	1,32	1,24	1,30	1,05	2,52	2,34	2,43	1,98
30	7,96	9,19	9,18	9,60	1,30	1,26	1,34	0,98	3,05	2,91	3,03	2,27
5	15,26	16,74	16,73	15,10	0,96	0,98	0,99	0,88	1,65	1,65	1,67	1,52
10	12,13	13,82	13,82	13,10	1,05	1,07	1,10	0,92	1,95	1,93	1,97	1,68
15	10,86	12,09	12,08	11,50	1,19	1,19	1,21	0,96	2,29	2,22	2,25	1,83
30	7,61	8,63	8,63	9,50	1,21	1,22	1,26	1,07	2,81	2,72	2,80	2,35
												263

О 0,2 0.? 0,6 0,8 i.O 1,2 T

		t,	годы
			S
Рис. 59. Сопоставление методов					расче
та технологических			показателей		разра
ботки	(пятирядныс			системы,	сетка
				^н
500X600	м, С=0,6,		ц„=	— — =2,5).
Зависимости		безразмерных			дебитов
жидкости, нефти и			нефтеотдачи: а — в
безразмерном		времени:		б — в	безраз
мерных	координатах .			Расчеты	выпол

нены по методу: 1 — В Н И И (А. К. Кур-

банов): 2 — В Н И И	(Ю. П. Борисов);
О — ТатНІІПИнефть:	4 — Б а ш Н П П И -

нефть; 5 — Гипровостокнефть.

на	9%	по	сравнению	с	рас
четами		по	методике	I I ; з а
30	лет	разработки		методика
Т а т Н И П И н е ф т ь ( I I )				дает	за

вышенный дебит нефти на 14%.

Д е б и т ы		жидкости,	рассчи
танные	по	методикам	Б а ш -
Н И П И н е ф т и		( I I I ) и Гнпрово-
стокнефти ( I V ) , совпадают во
времени,	но существенно отли

чаются по характеру изменения и абсолютным значениям от дебитов, рассчитанных по ме

тодам I	и I I . Если методы I и
I I д а ю т	относительно	стабиль
ные дебиты жидкости		во вре - (

мени, то дебиты жидкости, р а с считанные по методам I I I и I V / значительно возрастают вовремени н в момент прорыва 1 на 25 и 38% выше дебитов, оп

ределенных	по методам	I и I I
соответственно.
Средние	ж е дебиты	ж и д к о
сти и нефти	за 5 лет, 15 лет и

30 лет разработки, рассчитан ные по методам I I I и IV , отли чаются в ' меньшей степени от

рассчитанных		по	методике
В Н И И	( I ) , а	именно дебиты
жидкости и нефти			з а в ы ш е н ы
по сравнению		с	расчетом п о
методу	I на 7,6; 21 и 16% и на
6, 12 и	10% соответственно.
Следует отметить, что мето
д ы I I I и I V д а ю т з а в ы ш е н н у ю

добычу нефти по сравнению с


расчетом		по методу В Н И И					(I)
и	в	особенности				метод
Т а т Н И П И н е ф т ь — до 44%.
	Таким образом, средние де
биты жидкости и нефти,							р а с
считанные			по	методам		I I , I I I
и IV , в первые пять лет несу
щественно			отличаются			от	р а с
считанных			по	методу	I , g		за
т е м — з а		15 и		30 лет	р а з р а б о т
ки	отличаются			по жидкости на

264

Смотрите также файлы

1 Билет Биохимия наука, изучающая вещества, входящие в состав живых организмов, их превращения, а также взаимосвязь этих превращений с деятельностью органов и тканей..pdf

Петров И.К. Технологические измерения и приборы в пищевой промышленности учебник.pdf

Отчет по лабораторной работе 7 По дисциплине химия наименование.docx

Объектноориентированное программирование на Python.docx

Ст таамдарыны асиеті мол, рі денсаулыа пайдалы.docx

Файл: Орлов В.С. Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой.pdf

Смотрите также файлы

Информация

Списки файлов

Дополнительно