- Главная
- Алгебра
- Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране.
Содержание
- 2. Литература: В.С. Орлов Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М.”Недра” 1973г.
- 3. Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране. 1.Одной из основных проблем
- 4. закона сохранения вещества, закона сохранения энергии, а так же на целом ряде физических, физико-химических и специальных
- 5. 2.Сюда входят методы материального баланса и методы, основанные на экстраполяции фактических характеристик обводнения по известной истории
- 6. Все аналитические методики предполагают по крайне мере четыре следующих допущений: А) Неоднородный по проницаемости пласт представляется
- 7. Метод Стайлса. В дополнение к общим допущениям метод Стайлса предполагает, что: 1. добыча жидкости, нефти и
- 8. Недостающие значения “производительности”, выраженные в долях единиц, в зависимости от нарастающий толщины изображаются в виде кривой.
- 9. – отношение подвижностей воды и нефти с учетом коэффициента объемного расширения нефти в. В уравнении (2)
- 10. В уравнении (4) предполагается, что закачка воды равна добыче жидкости. Знаменатель этого уравнения представляет собой добычу
- 12. Скачать презентацию
Литература:
В.С. Орлов Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения
Литература:
В.С. Орлов Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения
М.Л. Сургучев Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М “Недра” 1968г.
Ю.П. Борисов З.К. Рябинина, В.В. Войнов Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М “Недра” 1976г.
Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей
Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей
1.Одной из основных проблем проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений является надежный прогноз добычи нефти, и жидкости во времени (при вытеснении нефти водой).
К настоящему времени получены многочисленные решения задачи оценки технологических показателей эксплуатации нефтяных месторождений во времени.
Процесс разработки нефтегазового месторождения может описываться системой дифференцируемых уравнений с начальными и граничными условиями. Процедуру расчетов на основе созданной геолого-физической модели пласта называют методикой расчета.
Дифференцируемые уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождения, основаны на использовании двух фундаментальных законов природы:
закона сохранения вещества,
закона сохранения энергии,
а так же на целом
закона сохранения вещества,
закона сохранения энергии,
а так же на целом
где: ν – скорость фильтрации жидкости,
k – коэффициент проницаемости,
μ – вязкость жидкости в пластовых условиях,
– градиент давления в рассматриваемой точке х.
2.Сюда входят методы материального баланса и методы, основанные на экстраполяции фактических
2.Сюда входят методы материального баланса и методы, основанные на экстраполяции фактических
3.Прогноз процесса обводнения можно выполнить путем гидродинамических расчетов с учетом неоднородности пластов. Этот метод применим как на стадии оценки добывных возможностей месторождения, составления технологических схем разработки, так и в более поздних стадиях проектирования и анализа разработки – называется аналитическим.
В нашей стране методика учета неоднородности пластов в расчетах процесса обводнения впервые была предложена во ВНИИ Ю.П. Борисовым в 1957-1959г.
К настоящему времени в различных научно-исследовательских институтах разработан ряд аналитических методик прогноза технологических показателей, которые построены на различных предпосылках и степени учета реальных условий фильтрации флюидов в пористой сфере.
Все аналитические методики предполагают по крайне мере четыре следующих допущений:
А)
Все аналитические методики предполагают по крайне мере четыре следующих допущений:
А)
Б) Расчетная характеристика неоднородности пласта в целом предполагается равной сумме расчетных характеристик однородных пропластков.
В) Между пропластками не существует гидродинамической связи – отсутствуют перетоки жидкости.
Г) Принимается поршневые вытеснения нефти водой.
Д) Пренебрегается гравитационным эффектом.
Метод Стайлса.
В дополнение к общим допущениям метод Стайлса предполагает, что:
Метод Стайлса.
В дополнение к общим допущениям метод Стайлса предполагает, что:
1. добыча жидкости, нефти и закачка воды пропорциональны проницаемости и подвижности κ/μ;
2. коэффициент охвата до прорыва воды постоянен;
3. линейная система вытеснения;
4. в момент прорыва жидкости добыча из прослоя становится мгновенно равной добыче воды (поршневое вытеснения);
5. прослои имеют равную толщину;
6. отсутствует остаточная газонасыщенность.
Исходными данными для расчета показателей разработки служит профиль слоев различной проницаемости, начальная и конечная нефтенасыщенность, вязкость нефти и воды в пластовых условиях.
Данные о проницаемости слоев располагаются сверху вниз упорядоченно в убывающей последовательности. Для каждого пропластка вычисляются произведением проницаемости k на толщину “производительность”.
Недостающие значения “производительности”, выраженные в долях единиц, в зависимости от нарастающий
Недостающие значения “производительности”, выраженные в долях единиц, в зависимости от нарастающий
С помощью этой кривой вычисляются значения доли воды в потоке жидкости и нефтеотдачу R к моменту времени, когда по j- му пропластку прорвалась вода в скважину и пласт в пределах толщины Hj обводнен и дает воду;
(1)
(2)
где: HΣ – общая толщина пласта,
Hj – толщина части пласта, заполненного водой,
J – номер пропластка по которому вода прорвалась в скважину,
– общая производительность пласта,
– производительность части пласта толщиной Hj ,
– отношение подвижностей воды и нефти с учетом
коэффициента объемного
– отношение подвижностей воды и нефти с учетом
коэффициента объемного
В уравнении (2) первый член правой части выражает нефтеотдачу полностью обводненных пропластков, а второй – характеризует нефтеотдачу пропластков, из которых продолжает поступать нефть.
Зная количество извлекаемой нефти (активные запасы), определяют для каждого пропластка дебиты нефти и воды, накопленное количество нефти и воды в пластовых условиях.
Накопленная добыча нефти подсчитывается из уравнения материального баланса:
(3)
Время получения приращения накопленной добычи нефти определяется из соотношения:
(4)
В уравнении (4) предполагается, что закачка воды равна добыче жидкости. Знаменатель
В уравнении (4) предполагается, что закачка воды равна добыче жидкости. Знаменатель
Накопленное время получают суммированием “приращений времени” Δt (4). Существует несколько модификаций метода Стайлса.
Усовершенствованный метод Стайлса (Арпсом)
Допущения – те же.
Принципиальное отличие состоит в том, что этот метод учитывает различную толщину пропластков, пористость, относительные проницаемости, различное количество связанной воды и остаточной нефти по пропласткам.
Доля воды в потоке жидкости определяется из следующего соотношения:
(5)