Основни показатели за разработване на нефтени находища
Проучване на състоянието на нефтено находище въз основа на сравнение на действителните и проектните нива на възстановяване. Разработване на перспективен производствен план. Анализ на запасите от природен газ. Оценка на многомерния регресионен коефициент на добива на нефт.
Изпратете добрата си работа в базата знания е лесно. Използвайте формата по-долу
Студенти, докторанти, млади учени, които използват базата от знания в обучението и работата си, ще ви бъдат много благодарни.
Хоствано на http://www.allbest.ru/
Федерална агенция за образование
Държавноучебно заведение за висше професионално образование
ПермДържавен технически университет
Отделразработване на нефтени и газови находища
По дисциплина: "Разработване на нефтени и газови находища"
„Основни показатели за разработване на нефтени находища“
1. Геоложка част. Обща информация за местоположението на депозита; стратиграфия; тектоника; литология; нефтен и газов потенциал; структура и резервоарни свойства на продуктивни образувания; свойства на резервоарния флуид (нефт, газ, вода); енергийни характеристики на находището; информация за запасите от нефт и газ.
2. Технико-технологична част. Обща характеристика на проектния документ. Анализ на състоянието на развитие въз основа на сравнение на действителните и проектните показатели на развитие. Изчисляване на дългосрочен план за производство на нефт за следващите пет години.
Изчисляване на показатели за разработване на нефтени и газови находища
Оценка на коефициента на добив на нефт с помощта на методите на многовариантния регресионен анализ (зависимости според Сопронюк) за теригенни резервоари в режим на водно задвижване:
CIF \u003d 0,195-0,0078µo + 0,082?gK + 0,00146 до+0.0039h + 0.180Kp-0.054Nvz + 0.275Sn-0.00086S
CIN = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0,00086*25 =0,503
Тук относителният вискозитет-е съотношението на вискозитета на маслото към вискозитета на изместващия агент (вода).
K-средна пропускливост на резервоара в µm2,
до-начална температура на образуване в С,
h-средна ефективна дебелина на наситения с нефт резервоар в m,
Кп-съотношение нето към бруто в части от единица,
Nvz-съотношението на балансовите запаси от нефт в нефтено-водната зона към балансовите запаси на цялото находище във фракции от единица,
Sn-първоначално насищане с нефт на пласта във фракции от единица,
S-плътност на мрежата от кладенци, изразена като съотношението на общата площ на находището към броя на всички кладенци, които са били в експлоатация, ha/кладенец.
1. Характеристика на основните показатели за развитието на нефтено находище
нефтен запас природен газ
Основните технологични показатели, характеризиращи процеса на разработване на нефтено находище (находище), включват: годишен и кумулативен добив на нефт, течност, газ; годишно и кумулативно инжектиране на агента (вода); обводняване на произведената продукция; добив на нефт от възстановими запаси; запас от производствени и инжекционни кладенци; нива на добив на нефт; компенсиране на изтеглянето на течност чрез инжектиране на вода; коефициент на възстановяване на маслото; дебит на сондаж за нефт и течност; приемливост на кладенец; резервоарно налягане и др.
По метода на Лисенко В.Д. са определени и обобщени в таблица № 1 следните показатели:
1. Годишен добив на петрол (qt) и 2. Брой кладенци (nt), произвеждащи и инжектиращи:
където t е поредният номер на отчетната година (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - производство на нефт на година,предшестваща изчислената, в нашия пример за 10 години; e=2.718 - основа на естествените логаритми; Qres - остатъчни извличаеми запаси от нефт в началото на изчислението (разликата между първоначалните извличаеми запаси и кумулативния добив на нефт в началото на изчислителната година, в нашия пример за година 10).
n0 - брой кладенци в началото на изчислителната година; T е средният живот на кладенеца, години; при липса на действителни данни, T може да се приеме като стандартен период на амортизация на кладенеца (15 години).
3. Годишен коефициент на добив на нефт t е съотношението на годишния добив на нефт (qt) към първоначалните възстановими запаси от нефт (Qlow):
t bottom = qt / Qbottom
4. Годишният темп на изтегляне на нефт от оставащите (текущи) възстановими запаси е съотношението на годишния добив на нефт (qt) към оставащите възстановими запаси (Qoiz):
t oiz = qt / Qoiz
5. Добив на нефт от началото на разработката (кумулативен добив на нефт (Qnak):
Сумата от годишните тегления петрол за текущата година.
6. Добив на нефт от първоначалните възстановими запаси - съотношението на кумулативния добив на нефт (Qsat) към (Qlow):
7. Коефициент на добив на нефт (ORF) или добив на нефт - отношението на кумулативния добив на нефт (Qsak) към първоначалните геоложки или балансови запаси (Qbal):
ORF \u003d Qsak / Qbal
8. Течно производство на година (ql). Годишният течен добив за перспективния период може да се приеме за постоянен на действително постигнатото през 10-та година ниво.
9. Производство на течности от началото на разработката (Qzh) - сумата от годишните изтегляния на течности за текущата година.
10. Средна годишна водност на производството на кладенец (W) - съотношението на годишното производство на вода (qv) към годишното производство на течност (ql):
11. Инжектирането на вода за годината (qzak) за бъдещия период се взема в обеми, които осигуряват натрупаната компенсация за изтегляне на течност за 15-та годинаразвитие в размер на 110-120%.
12. Водна инжекция от началото на разработката Qzak - сумата от годишните водни инжекции за текущата година.
13. Компенсация на изтеглянето на течност чрез инжектиране на вода за годината (текуща) - съотношението на годишното инжектиране на вода (qzak) към годишното производство на течност (ql):
14. Компенсация на изтеглянето на течност чрез инжектиране на вода от началото на разработката (кумулативна компенсация) - съотношението на кумулативното впръскване на вода (Qzak) към кумулативното изтегляне на течност (Ql):
15. Производството на свързан с нефт газ за годината се определя чрез умножаване на годишното производство на нефт (qt) по газовия фактор:
16. Добив на съпътстващ нефтен газ от началото на разработката - сумата от годишните добиви на газ.
17. Средният годишен дебит на нефт от един добивен кладенец е съотношението на годишния добив на нефт (qg) към средния годишен брой добивни кладенци (ndr) и броя на дните в годината (Tg), като се вземе предвид коефициентът на експлоатация на добивния кладенец (Ke.d):
qwell.d. = qg / nadd Tg Qe.d,
където C.d е равно на съотношението на дните (дни), отработени от всички добивни кладенци през една календарна година, към броя на тези кладенци и броя на календарните дни (дни) в годината.
18. Средният годишен дебит на един производствен кладенец по отношение на течността е съотношението на годишното производство на течност (ql) към средния годишен брой на производствените кладенци (ndr) и броя на дните в годината (Tg), като се вземе предвид коефициентът на експлоатация на производствения кладенец (Ke.d):
19. Средната годишна инжекция на един инжекционен кладенец е отношението на годишното инжектиране на вода (qzak) към средногодишния брой на инжекционните кладенци (nin) и броя на дните в годината (Tg), като се вземе предвид коефициентът на работа на инжекционните кладенци (Ke.n):
qwell. \u003d qzak / nnag Tg Ke.n,
където Ke.n е равно на съотношението на дните, отработени от всички инжекционни кладенци по време накалендарна година към броя на тези кладенци и броя на календарните дни в годината.
20. Налягането в резервоара за 20-тата година на разработка има тенденция да намалява, ако натрупаната компенсация е по-малка от 120%; ако натрупаната компенсация е в диапазона от 120 до 150%, тогава налягането в резервоара е близко или равно на първоначалното; ако натрупаната компенсация е повече от 150%, тогава налягането в резервоара има тенденция да се увеличава и може да бъде по-високо от първоначалното.
Графикът за развитие на полето е показан в хистограмата.
Изчисляване на запасите от природен газ по формула и изчисляване на извличаемите запаси по графичен метод
Чрезекстраполация на графиката Q zap = f (Pav(t)) към абсцисната ос се определят възстановимите газови запаси или се използва съотношението:
където Q zap-първоначални извличаеми газови запаси, млн. m3;
Qadd (t)-производството на газ от началото на разработката за определен период от време (например за 5 години) е дадено в Приложение 4, милиона m3;
Pini-начално налягане в резервоара, MPa;
Pav(t)-среднопретеглено налягане в находището за периода на обемен добив на газ (например за 5 години), Pav(t) =0,9 Pin., MPa;
initial и avg(t) - корекции за отклонението на свойствата на реалния газ по закона на Бойл-Мариот от свойствата на идеалните газове (съответно за налягания Pini и Pavg(t)). Корекцията е равна
Коефициентът на свръхсвиваемост на газа се определя от експерименталните криви на Браун-Кац. За опростяване на изчисленията условно приемаме zini =0,65, zav(t) =0,66, чиято стойност съответства на налягането Pav(t); За изчисление приемаме Kgo = 0,8.