2018-03-09
215
Министерство образования И НАУКИ российской федерации
ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение
Высшего образования
«ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Филиал ТИУ в г. Сургуте
Кафедра «Нефтегазовое дело»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
к выполнению контрольных работ по дисциплине: «Особенности разработки месторождений нефти»
для студентов специальности 21.03.01 «Нефтегазовое дело»
всех форм обучения
Сургут, 2017
Методические указания для выполнения контрольных работ по дисциплине Основы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений для студентов всех форм обучения по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» /сост. Янукян А.П.; Тюменский индустриальный университет филиал ТИУ в г.Сургуте.
Составитель: Янукян Арам Погосович, к.э.н.
ВВЕДЕНИЕ
Целью методического указания по дисциплине «Основы разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений» является изучение студентами основных технологических процессов, происходящих в пласте и скважине при разработке нефтяных и газовых месторождений, режимов и систем разработки, основных принципов, стадийности и методологии проектирования разработки месторождений нефти и газа, методов повышения нефте- и газоотдачи пластов. Студент должен изучить и овладеть методиками расчетов, принятыми в нефтедобывающей и газодобывающей промышленностях, а также методиками технологических расчетов наиболее перспективных процессов и технических средств.
|
|
|
Задача 1.1
Определить количество рабочего агента при проведении процесса поддержания пластового давления, приемистость скважин, количество нагнетательных скважин и давление нагнетания. Данные для расчета в таблице 1.
Таблица 1.
| Параметры | Варианты | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
| Добыча из пласта нефти, Qн, тыс.т/сут | 5 | 7 | 8 | 10 | 12 | 15 | 17 | 20 |
| Добыча из пласта воды, Qв, тыс.м3/сут | 2 | 3 | 5 | 7 | 8 | 10 | 12 | 14 |
| Добыча из пласта газа, Vr, тыс. м3/сут | 90 | 100 | 200 | 300 | 400 | 500 | 600 | 700 |
| Объемный коэффициент нефти, вн | 1,11 | 1,12 | 1,15 | 1,2 | 1,17 | 1,25 | 1,16 | 1,13 |
| Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3 ∙МПа | 7,8 | 7,9 | 8 | 8,1 | 8,2 | 8,3 | 8,4 | 8,5 |
| Плотность нефти, ρ, кг/ м3 | 861 | 862 | 863 | 864 | 865 | 866 | 867 | 868 |
| Коэффициент сжимаемости газа, Z | 0,81 | 0,82 | 0,83 | 0,84 | 0,85 | 0,86 | 0,87 | 0,88 |
| Пластовое давление, Рпл, МПа | 7,5 | 8,5 | 9,5 | 10 | 11,5 | 12 | 12,5 | 13 |
| Пластовая температура, Т0 К | 316 | 318 | 320 | 322 | 324 | 326 | 328 | 330 |
| Проницаемость пласта для воды, к, м2 | 0,4х 10-12 | 0,5х 10-12 | 0,41х 10-12 | 0,42х 10-12 | 0,43х 10-12 | 0,44х 10-12 | 0,45х 10-12 | 0,46х 10-12 |
| Эффективная мощность пласта, h, м | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 3,1 |
| Перепад давления на забое, ∆Р=(Рзаб-Рпл), МПа | 4 | 4,1 | 4,2 | 4,3 | 4,4 | 4,5 | 4,6 | 4,7 |
| Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважин, φ | 0,7 | 0,71 | 0,72 | 0,73 | 0,74 | 0,75 | 0,76 | 0,77 |
| Вязкость воды, µ,мПа с | 1 | 1 | . 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Половина расстояния между нагнетательными скважинами, R, м | 400 | 300 | 350 | 250 | 200 | 150 | 400 | 300 |
| Радиус забоя скважин, гс, м | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 |
| Стоимость нагнетательной скважины, Сскв, руб. | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 |
| Коэффициент приемистости скважин, кп, м3/сут∙МПа | 200 | 210 | 220 | 230 | 240 | 250 | 260 | 270 |
| КПД насосных установок, η | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| Продолжительность работы нагнетательных скважин, t, лет | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
| Стоимость 1кВт ч электроэнергии, Св, руб | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 |
| Количество энергии, затрачиваемой на нагнетание 1м3 воды при повышении давления на 0,1 Мпа, W, кВт ч | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 |
| Гидростатическое давление столба воды в скважине, Рст, МПа | 14 | 14,5 | 14,3 | 15 | 15,5 | 16 | 16,3 | 16,5 |
| Потери давления на трение при движении воды от насоса до забоя, Ртр, МПа | 2,3 | 2,4 | 2,5 | 2,6 | 2,7 | 2,8 | 2,9 | 3 |
|
|
|
Продолжение Таблица 1.
| Параметры | Варианты | ||||||
| 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | |
| Добыча из пласта нефти, Qн, тыс.т/сут | 22 | 25 | 21 | 23 | 24 | 26 | 27 |
| Добыча из пласта воды, Qв, тыс.м3/сут | 15 | 16 | 13 | 17 | 18 | 19 | 20 |
| Добыча из пласта газа, Vr, тыс. м3/сут | 8000 | 9000 | 10000 | 11000 | 12000 | 13000 | 14000 |
| Объемный коэффициент нефти, вн | 1,14 | 1,15 | 1,3 | 1,16 | 1,17 | 1,18 | 1,19 |
| Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/м3 ∙МПа | 8,6 | 8,7 | 8,05 | 8,15 | 7,95 | 8,25 | 8,55 |
| Плотность нефти, ρ, кг/ м3 | 869 | 870 | 871 | 872 | 873 | 874 | 875 |
| Коэффициент сжимаемости газа, Z | 0,7 | 0,71 | 0,72 | 0,73 | 0,74 | 0,75 | 0,76 |
| Пластовое давление, Рпл, МПа | 13,5 | 14 | 14,5 | 15 | 15,5 | 16 | 16,5 |
| Пластовая температура, Т0 К | 332 | 334 | 336 | 338 | 340 | 342 | 344 |
| Проницаемость пласта для воды, к, м2 | 0,47х 10-12 | 0,48х 10-12 | 0,5х 10-12 | 0,51х 10-12 | 0,52х 10-12 | 0,53х 10-12 | 0,54х 10-12 |
| Эффективная мощность пласта, h, м | 3,2 | 3,3 | 3,4 | 3,5 | 5,5 | 6,5 | 7,5 |
| Перепад давления на забое, ∆Р=(Рзаб-Рпл), МПа | 4,8 | 4,9' | 5 | 5,1 | 5,2 | 5,3 | 5,4 |
| Коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважин, φ | 0,78 | 0,79 | 0,8 | 0,81 | 0,82 | 0,83 | 0,84 |
| Вязкость воды, µ,мПа с | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 | 1 |
| Половина расстояния между нагнетательными скважинами, R, м | 350 | 250 | 300 | 200 | 225 | 325 | 175 |
| Радиус забоя скважин, гс, м | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 | 0,075 |
| Стоимость нагнетательной скважины, Сскв, руб. | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 | 8∙106 |
| Коэффициент приемистости скважин, кп, м3/сут∙МПа | 280 | 290 | 300 | 310 | 320 | 330 | 340 |
| КПД насосных установок, η | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 |
| Продолжительность работы нагнетательных скважин, t, лет | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 | 10 |
| Стоимость 1кВт ч электроэнергии, Св, руб | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 |
| Количество энергии, затрачиваемой на нагнетание 1м3 воды при повышении давления на 0,1 Мпа, W, кВт ч | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 | 0,027 |
| Гидростатическое давление столба воды в скважине, Рст, МПа | 17 | 17,5 | 15,2 | 15,3 | 15,4 | 15,8 | 15,9 |
| Потери давления на трение при движении воды от насоса до забоя, Ртр, МПа | 3,1 | 3,2 | 3,3 | 3,4 | 3,5 | 3,6 | 3,7 |
Методические указания к решению задачи 1.1
Для проведения процесса поддержания пластового давления необходимо, чтобы количество закачиваемого в пласт рабочего агента было не менее извлекаемого объема. Часто стремятся закачать несколько больше извлекаемого объема. Если принять коэффициент избытка К=1,2, то
Vзак=1,2V, м3
Vзак - количество закачиваемого рабочего агента, м3/сут
V- объем, извлекаемый из пласта, который представляет собой сумму объемов, извлекаемых из пласта нефти, газа и воды. Эти объемы должны быть приведены к пластовым условиям, м3.
- объем извлекаемый из пласта нефти, приведенный к условиям пласта,м3
- объем свободного газа в пластовых условиях, м3
|
|
|
, - объем воды, м3
Объем нефти приводится к условиям пласта по формуле:
где 
- количество нефти, кг/сут, замеренное на поверхности;
- объемный коэффициент нефти;
- плотность нефти, кг/м3;
Объем, занимаемый свободным газом в пластовых условиях, определяется формулой
Где 
- коэффициент сжимаемости;
- объем свободного газа в пласте приведенный к атмосферным условиям, м3;
- атмосферное давление, = 0,1 • 106 Па;
- пластовое давление, Па;
- абсолютная температура пласта, °К;
- абсолютная температура на поверхности 273 °К;
Объем свободного газа в пласте, приведенный к атмосферным условиям, определяется формулой:
где 
- дебит газа, замеренной на поверхности, м3;
- коэффициент растворимости газа в нефти, м3 /м3∙Па;
- количество нефти замеренное на поверхности, кг/ м3;
Для определения приемистости нагнетательных скважин составит:
(перевести м3/сут)
Где 
= 3,14
- проницаемость пласта, м,
- мощность пласта, м;
- депрессия, Па;
- коэффициент совершенства скважины;
- вязкость воды, Па с;
- половина расстояния между нагнетательными скважинами, м;
- радиус скважины, м
Определение количества нагнетательных скважин получается как частное от деления общего количества нагнетаемого рабочего агента на приемистость отдельной скважины
Наивыгоднейшее давление нагнетания при законтурном заводнении может быть определено по формуле проф.Крылова А.П.
Где 
- стоимость нагнетания скважин, руб.
- КПД насосных установок;
„ - коэффициент приемистости, м3/сут Па
- продолжительность работы нагнетания скважин, сут
- количество электроэнергии для закачивания 1 м3 воды при повышении давления на 0,1 МПа, кВт ч;
- стоимость 1 кВт ч электроэнергии, руб.
Задача 1.2
Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима замерены дебит и забойное давление (или динамический уровень).
Определите коэффициенты продуктивности, гидропродуктивность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта.
|
|
|
Данные исследования скважины даны в таблицах 2 и 3. Таблица 2. Данные исследования скважин.
Номера вариантов 1-4
| Режимы работы скважин | Статический уровень, hст, м | Динамический уровень, hд, м | Депрессия ∆h=hд-hст, м | Дебит жидкости Q, т/сут |
| 1 | 580 | 670 | 4,5 | |
| 2 | 580 | 750 | 6,3 | |
| 3 | 580 | 830 | 8,4 | |
| 4 | 580 | 920 | 11,8 |
Номера вариантов 5-8
| Режимы работы скважин | Пластовое давление Рпл, МПа | Забойное давление Рз, МПа | Депрессия ∆P=Pпл- Рз | Дебит жидкости Q, т/сут |
| 1 | 28 | 23,1 | 65,4 | |
| 2 | 28 | 23,95 | 55,0 | |
| 3 | 28 | 25,7 | 32,0 | |
| 4 | 28 | 27,0 | 12,5 |
Номера вариантов 9-12
| Режимы работы скважин | Статический уровень, hст, м | Динамический уровень, hд, м | Депрессия ∆h=hд-hст, м | Дебит жидкости Q, т/сут |
| 1 | 500 | 640 | 3,5 | |
| 2 | 500 | 730 | 5,6 | |
| 3 | 500 | 890 | 8,8 | |
| 4 | 500 | 990 | 11,2 |
Номера вариантов 13-15
| Режимы работы скважин | Пластовое давление Рпл, МПа | Забойное давление Рз, МПа | Депрессия ∆P=Pпл- Рз | Дебит жидкости Q, т/сут |
| 1 | 18 | 15,6 | 56 | |
| 2 | 18 | 13,8 | ПО | |
| 3 | 18 | 11,6 | 180 | |
| 4 | 18 | 8,9 | 270 |
| Таблица 3. Характеристика скважины (варианты 1-8) | ||||||||
| Параметры | Варианты | |||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | |
| Эффективная мощность пласта, h, м | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 10 | 11 |
| Условный радиус контура питания Rк, м | 300 | 350 | 400 | 450 | 500 | 300 | 350 | 400 |
| Диаметр скважины по долоту D0,mm | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 |
| Плотность жидкости рж, кг/м3 | 880 | 870 | 860 | 850 | 840 | 830 | 820 | 810 |
| Динамическая вязкость нефти µ, мПа с | 1,4 | 1,3 | 1,2 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,2 | 1,5 |
| Объемный коэффициент нефти, b | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, φс | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 |
| Таблица 3 Таблица 3. Характеристика скважины (варианты 9-15) | |||||||
| Параметры | Варианты | ||||||
| 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | |
| Эффективная мощность пласта, h, м | 12 | 13 | 14 | 15 | 10 | 11 | 12 |
| Условный радиус контура питания Rк, м | 450 | 500 | 300 | 350 | 400 | 450 | 500 |
| Диаметр скважины по долоту D0,mm | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 | 300 |
| Плотность жидкости рж, кг/м3 | 800 | 810 | 820 | 830 | 840 | 850 | 860 |
| Динамическая вязкость нефти µ, мПа с | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,2 | 1,3 | 1,4 | 1,5 |
| Объемный коэффициент нефти, b | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 | 1,2 |
| Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины, φс | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 | 0,8 |
