Создан заказ №3226723
8 октября 2018
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОНТУРЕ ПИТАНИЯ КРУГОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ (ТЕМА №1) Имеется нефтяное месторождение
Как заказчик описал требования к работе:
1) Решить 2 задачи на ваш выбор из файла, данные брать для 4 варианта.
2) теоретический вопрос в виде реферата по теме "Режимы работы залежей. Классификация режимов работы залежей по преобладающему виду проявляемой энергии"
Фрагмент выполненной работы:
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОНТУРЕ ПИТАНИЯ КРУГОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ
(ТЕМА №1)
Имеется нефтяное месторождение, контур нефтеносности которого близок к форме круга с радиусом Rк = 2,4 км. Месторождение окружено обширной водоносной областью, которую можно считать бесконечной. Начальное пластовое давление в залежи равно начальному давлению на контуре и составляет величину Рк = 13,4 МПа. Проницаемость пласта в законтурной области равна k = 0,110 мкм2. (работа была выполнена специалистами author24.ru) Коэффициент динамической вязкости воды–µ = 1,08 мПа*с, коэффициент упругоемкости пласта – β = 1,0*10-3, 1/МПа, толщина пласта – h = 22 м.
Рассчитать динамику давления на контуре питания залежи в течение периодов нарастающих отборов и максимальной добычи, если продолжительность периода нарастающих отборов – Tн = 3 года, а максимальных отборов – Tм = 7 лет. Проектный уровень добычи нефти составляет n = 3 % в год от начальных балансовых запасов Qбал = 56,3 млн.т.
Определить необходимое число добывающих скважин, обеспечивающих проектный уровень добычи, а также темп разбуривания залежи, если средний дебит одной скважины равен q = 22 т/сут. Плотность нефти – ρн = 885 кг/м3. Коэффициент эксплуатации скважин принять 0,9.
Решение:
Определим проектный уровень добычи:
qн max=Qбал∙n100 (тыс.т/год)
qн max=Qбал∙n100=56300∙3100=1689 тыс.т/год
2. Определим темп роста годовых отборов
а=qн maxТн∙ρн=16890003∙885=636,1 м3/год
3. Рассчитаем динамику давления в период нарастающих отборов по формуле:
Ркτ=Р∞-а∙μ2∙π∙k∙h∙J(t)
где τ=ж∙tR2 Jt=0.5∙τ-0.1781-11+τ2.81+0.4871+τ∙ln1+τ-τ
ж=1β=10,001=1000 τ=1000∙324002=5.21∙10-4
Jt=0.5∙5,21∙10-4-0.1781-11+5,21∙10-42.81+0.4871+5,21∙10-4∙ln1+5,21∙10-4-5,21∙10-4
Jt=2,60∙10-4-2,57∙10-4+4,87∙10-7=3,49∙10-6
Отсюда
Ркτ=13,4∙106-636,1∙1,08∙10-32∙3,14∙0,11∙10-12∙22∙3,49∙10-6=13,24 МПа
4. Для расчета изменения давления в период максимальных отборов используем формулу:
Ркτ=Р∞-а∙μ2∙π∙k∙h∙Jt-а∙μ2∙π∙k∙h∙Jt-tм
где τ=ж∙tмR2
τ=1000∙724002=12,15∙10-4
Jt-tм=0.5∙τ-0.1781-11+τ2.81+0.4871+τ∙ln1+τ-τ
Jt-tм=0.5∙12,15∙10-4-0.1781-11+12,15∙10-42.81+0.4871+12,15∙10-4∙ln1+12,15∙10-4-5,21∙10-4=0,72∙10-6
Отсюда
Ркτ=13,4∙106-636,1∙1,08∙10-32∙3,14∙0,11∙10-12∙22∙3,49∙10-6-636,1∙1,08∙10-32∙3,14∙0,11∙10-12∙22∙0,72∙10-6=13,27 МПа
5. Необходимое число добывающих скважин определяется по формуле:
N=qн maxq∙0.9∙365=168900022∙0.9∙365=234 скв
6. Темп разбуривания
Тразб=NТн=2343=78 скв/год
РАСЧЕТ НЕКОТОРЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРЯМОЛИНЕЙНОГОПЛАСТА ПРИ ВЫТЕСНЕНИИ НЕФТИ
РАСТВОРОМ ПАВ (ТЕМА №11)
Имеется полосовая залежь длиной L = 0,6 км, шириной b = 0.5 км и толщиной h = 10 м. Пористость пласта m = 20 %, насыщенность породы связанной водой Sсв = 12 %. Нефть, вязкостью µн = 9 мПа*с вытесняется раствором ПАВ вязкостью µр = 11 мПа*с. Вязкость воды µв = 0,9 мПа*с. Сорбция ПАВ на поверхности породы описывается изотермой Генри с =аА, где а=6 кг/кг. Расход закачиваемой воды q = 100 м3/сут.
Вытеснение нефти соответствует поршневой схеме. Поэтому остаточная нефтенасыщенность при вытеснении водой равна (1-S3), а при вытеснении - раствором ПАВ - (1-S1) Линейные зависимости остаточной фазовой проницаемости показаны ниже.
Требуется определить время безводной работы пласта tбезв и время подхода к линии добывающих скважин нефтяного вала t* .
Схема вытеснения имеет вид:
3867152540000
2) Качественные относительные фазовые проницаемости представлены графиком:
447040-63500
3) Скорость фильтрации воды
ϑ=qb∙h=100500∙10=0,02 м/сут
4) Отношение скорости фронта сорбции к скорости фильтрации воды имеет вид:
ωсорϑ=1m∙S3+1a
Отсюда выразим ωсор
ωсор=ϑm∙S3+1a=0,020,2∙0,52+16=0,073 м/сут
5) Для участка пласта от xсор до x*справедливо соотношение расходов воды и нефти в виде
ϑвϑн=ϑ-m∙(S1-Sсв)∙ωсорm∙(S1-Sсв)∙ωсор=кв(S2)кн(S2)∙μнμв
Определяем кв(S2)кн(S2):
кв(S2)кн(S2)=ϑ-m∙(S1-Sсв)∙ωсор∙μвm∙(S1-Sсв)∙ωсор∙μн=(0,02-0,2(0,63-0,12)∙0,073)∙0,9∙10-30,2(0,63-0,12)∙0,073)∙9∙10-3=0,17
Т.к. из условия Кв (S2) = Кн (S2) = 1, то S2 = 0,17 или 17 %.
6) Из соотношения S1-S2∙хсор=(S3-S2)∙х* следует, что скорость перемещения передней границы нефтяного вала может быть определена из выражения:
ω*=dx*dt=S1-S2S3-S2∙ωсор=0,63-0,170,52-0,17∙0,073=0,096 м/сут
7) Время подхода вала нефти к линии добывающих скважин
t*=lω*=6000.096=6253 сут
8) Оценка времени безводной эксплуатации определяется формулой
tбезв=b∙h∙l∙m∙(S3-Sсв)q=500∙10∙600∙0.20∙(0.52-0.12)100=2400 сут
Режимы работы залежей. Классификация режимов работы по преобладающему виду проявляемой энергии
Водонапорный режим
При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием наступающей краевой воды. Условием существования водонапорного режима является связь продуктивного пласта с поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по которым может поступать вода.
Упруго-водонапорный режим связан с преимущественным действием упругих сил пласта – расширением пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления. Внешне действие упруго-водонапорного режима проявляется в продвижении краевых или подошвенных вод. Несмотря на то, что величина упругого расширения пластовой водонапорной системы при снижении давления в пласте ничтожно мала, все же это явление играет большую роль при эксплуатации нефтяных месторождений, так как в этом процессе принимают участие колоссальные объемы воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь.
Основное признак упруго-водонапорного режима – значительное падение давления в начальный период эксплуатации скважин.
В отличие от водонапорного упруго-водонапорный режим характеризуется постепенным снижением динамического пластового давления как в зоне расположения добывающих скважин, так и на окружающих нефтяную залежь площадях...Посмотреть предложения по расчету стоимости
Заказчик
заплатил
заплатил
20 ₽
Заказчик не использовал рассрочку
Гарантия сервиса
Автор24
Автор24
20 дней
Заказчик принял работу без использования гарантии
9 октября 2018
Заказ завершен, заказчик получил финальный файл с работой
5
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЯ НА КОНТУРЕ ПИТАНИЯ КРУГОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ УПРУГОМ РЕЖИМЕ
(ТЕМА №1)
Имеется нефтяное месторождение.jpg
2021-01-20 01:34
Последний отзыв студента о бирже Автор24
Общая оценка
5
Положительно
Автор сделал работу отлично и даже раньше установленного срока. Все четко и понятно.
Хочешь такую же работу?
300 ₽
