Разработка нефтяных и газовых месторождений

Содержание

 

Введение………………………………………………………….…………….……..2

1. Геологическая часть……………………………………………..……….…….3
1. Общие сведения о месторождении………………………………..………………3
2. Технико-технологическая часть………………………………….……………5
1. Расчет коэффициента нефтиотдачи (КИН) по геолого-физическим характеристикам........................................................................................................................5
2. Расчет основных технологических показателей разработки на перспективный период (20 лет)…………………………………………………..………………………5
3. Расчет запасов природного газа по формуле и графическим методом…………..….22

Заключение…………………………………………………………………………24

Литература………………………………………………………………………….25

Приложение

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

Нефтяная промышленность сегодня - это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет и развивается  по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народного  хозяйства страны. Это сырье для нефтехимии в производстве синтетического каучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасс и готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторных топлив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, а также котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых в качестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста. В настоящее  время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 3 место в мире. Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных  нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих  заводов общей мощностью более 300 млн. т/год нефти, а также большое  количество других производственных объектов. На предприятиях нефтяной промышленности и обслуживающих  ее отраслей занято около 900 тыс. работников, в том числе в сфере науки  и научного обслуживания - около 20 тыс. человек.

Нефть - наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

Система разработки –  совокупность мероприятий, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин; мероприятия (методы) по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей.

Нефтяные месторождения  следует разрабатывать по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды. Система разработки залежи должна учитывать её технико-экономические показатели, схему расположения скважин, число их и режим работы, возможность наиболее полного отбора нефти. Она должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи.

 

1.  Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении.

Тип коллектора – терригенный (Т).

Средняя эффективная  нефтенасыщенная толщина (h_н), 11,3 м.

Среднее значение коэффициента пористости (m), 0,14 доли единицы.

Среднее значение коэффициента проницаемости (k), 0,124 мкм².

Начальное значение нефтенасыщенности  пор (S_н), 0,81 доли единицы.

Коэффициент песчанистости (k_п), 0,88 доли единицы.

Коэффициент расчлененности (k_р), 7,29 доли единицы.

Начальная пластовая  температура (t₀), 24⁰С.

Начальное пластовое давление (Р₀), 24,4 МПа.

Давление насыщения пластовой  нефти газом (Р_нас), 15,46 МПа.

Размер водонефтяной зоны (Н),   0,9 доли единицы.

Плотность нефти в пластовых  условиях (r_пл), 739кг/м³.

Плотность дегазированной нефти (r_дег), 840 кг/м³.

Динамическая вязкость пластовой нефти (μ_пл), 1,2 мПа*с.

Динамическая вязкость дегазированной нефти (μ_дег), 4,2 мПа*с.

Газовый фактор (Г_ф), 190,83 м³/т.

Объемный коэффициент  пластовой нефти (b), 1,38 доли единицы.

Коэффициент вытеснения (k_выт), 0,618 доли единицы.

Начальные извлекаемые  запасы нефти (Q_изв.), 9527 тыс.т.

Балансовые (геологические) запасы нефти (Q_бал), 22006 тыс.т.

Плотность сетки скважин (S), 25 га/скв.

Добыча (отбор) газа за 5 лет, 2099,0 млн.м³.

Для расчета дебита одной  добывающей скважины по нефти, по жидкости и приемистости нагнетательной скважины принимаем число работы скважины в году – 350 дней.

 

Исходные показатели разработки на первые 10 лет.

 

Годы	Годовая добыча нефти	Годовая добыча жидкости	Годовая закачка агента (воды)	Количество добывающих скважин на конец года	Количество нагнетательных скважин на конец года	Среднее пластовое давление на конец года
	Qн	Qж	Qзак	Nдоб	Nнагн	Рпл
1	28,8	28,8	-	1	-	24,4
2	54,4	54,7	-	5	-	20,8
3	65,5	66,2	-	9	-	20
4	124,0	125,1	-	14	-	19,46
5	187,1	189,4	17,0	24	1	18,81
6	213,5	215,5	251,9	32	7	18,44
7	276,7	278,8	465,5	38	10	18,61
8	378,2	392,6	480,0	49	10	18,54
9	389,4	448,0	531,8	50	12	18,72
10	402,0	446,5	535,0	53	12	18,47

 

Определим утвержденный коэффициент извлечения нефти (КИН), доли единицы:

КИН = Q_низ / Q_бал = 9527 / 22006 = 0,43

 

 

 

 

 

 

2. Технико-технологическая часть.

2.1. Расчет (оценка) коэффициента нефтеотдачи (КИН) по геолого-физическим характеристикам.

Определим расчетный  коэффициент нефтеотдачи (КИН) для  карбонатных коллекторов при водонапорном режиме по формуле:

КИН= 0,195-7,8µ_о^.10^-3 + 0,082ℓgK + 1,46t_о^.10^-3 +3,9h^.10^-3 + 0,180К_п –

                          - 0,054Н_внз + 0,275S_н – 0,86S^.10^-3  .                

Здесь относительная вязкость – отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды), K – средняя проницаемость пласта в мкм², t_о – начальная пластовая температура в ^оС, h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м, К_п – коэффициент песчанистости в долях единицы, Н_внз – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы, S_n – начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы, S – плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

КИН = 0,195-7,8*1,2/4,2*10^-3+0,082*ℓg0,124+1,46*24*10^-3+3,9*11,3*10^-3+

        +0,18*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0,86*25*10^-3=  0,48

2.2. Расчет основных технологических показателей разработки на перспективный период (20лет).

1. Определим  добычу нефти, тыс.т с начала  разработки:

∑Q_нак сумма годовых отборов нефти на текущий год, ∑Q_нак = Q_{н год n} + Q_{н год n+1}

формула	расчет	Qнак (тыс. т)
∑Qнак 1 = Qн год1		28,8
∑Qнак 2 = ∑Qнак 1 + Qн год2	28,8+54,4	83,2
∑Qнак 3 = ∑Qнак 2 + Qн год3	83,2+65,5	148,7
∑Qнак 4 = ∑Qнак 3 + Qн год4	148,7+124,0	242,7
∑Qнак 5 = ∑Qнак 4 + Qн год5	242,7+187,1	459,8
∑Qнак 6 = ∑Qнак 5 + Qн год6	459,8+213,5	673,3
∑Qнак 7 = ∑Qнак 6 + Qн год7	673,3+276,7	950
∑Qнак 8 = ∑Qнак 7 + Qн год8	950+378,2	1328,2
∑Qнак 9 = ∑Qнак 8 + Qн год9	1328,2+389,4	1717,6
∑Qнак 10 = ∑Qнак 9 + Qн год10	1717,6+402,0	2119,6

2. Определим  годовые темпы отбора нефти  от утвержденных извлекаемых  запасов, % от начальных:

t _низ отношение годовой добычи нефти (Q_н) к начальным извлекаемым запасам нефти (Q_низ), t _низ = q_н / Q_низ где Q_низ = 9527 тыс.т

формула	Qн	Qниз	t низ %
t низ1 = Qн1 / Qниз	28,8	9527	0,30
t низ2 = Qн2 / Qниз	54,4	9527	0,57
t низ3 = Qн3 / Qниз	65,5	9527	0,69
t низ4 = Qн4 / Qниз	124,0	9527	1,30
t низ5 = Qн5 / Qниз	187,1	9527	1,96
t низ6 = Qн6 / Qниз	213,5	9527	2,24
t низ7 = Qн7 / Qниз	276,7	9527	2,90
t низ8 = Qн8 / Qниз	378,2	9527	3,97
t низ9 = Qн9 / Qниз	389,4	9527	4,09
t низ10 = Qн10 / Qниз	402,0	9527	4,22

 

3. Определим  годовые темпы отбора нефти от утвержденных извлекаемых запасов, % от текущих (остаточных):

t _оиз отношение годовой добычи нефти (q_н) к остаточным извлекаемым запасам (Q_оиз), t _оиз = Q_н / Q_оиз = Q_н / Q_низ – ∑Q_нак

 

формула	Qн	расчет			Qоиз %
t оиз1 = Qн1 / Qоиз1 = Qн1 / Qниз – ∑Qнак1	28,8	9527 -	28,8		0,303
t оиз2 = Qн2 / Qоиз2 = Qн2 / Qниз – ∑Qнак2	54,4	9527 -	83,2		0,576
t оиз3 = Qн3 / Qоиз3 = Qн3 / Qниз – ∑Qнак3	65,5	9527 -		148,7	0,698
t оиз4 = Qн4 / Qоиз4 = Qн4 / Qниз – ∑Qнак4	124,0	9527 -		242,7	1,336
t оиз5 = Qн5 / Qоиз5 = Qн5 / Qниз – ∑Qнак5	187,1	9527 -		459,8	2,063
t оиз6 = qн6 / Qоиз6 = qн6 / Qниз – ∑Qнак6	213,5	9527 -		673,3	2,411
t оиз7 = Qн7 / Qоиз7 = Qн7 / Qниз – ∑Qнак7	276,7	9527 -		950	3,226
t оиз8 = Qн8 / Qоиз8 = Qн8 / Qниз – ∑Qнак8	378,2	9527  -		1328,2	4,613
t оиз9 = Qн9 / Qоиз9 = Qн9 / Qниз – ∑Qнак9	389,4	9527  -		1717,6	4,986
t оиз10 = Qн10 / Qоиз10 = Qн10 / Qниз – ∑Qнак10	402,0	9527 -		2119,6	5,427

 

4. Определим  отбор нефти от утвержденных  извлекаемых запасов, %: С_Q отношение накопленного отбора нефти (Q_нак) к (Q_низ), С_Q= ∑Q_нак / Q_низ

 

формула	расчет		СQ %
СQ1 = ∑Qнак1 / Qниз	28,8 / 9527		0,302
СQ2 = ∑Qнак2 / Qниз	83,2 / 9527		0,873
СQ3 = ∑Qнак3 / Qниз	148,7 / 9527		1,561
СQ4 = ∑Qнак4 / Qниз	242,7 / 9527		2,547
СQ5 = ∑Qнак5 / Qниз	459,8 / 9527		4,826
СQ6 = ∑Qнак6 / Qниз	673,3 / 9527		7,067
СQ7 = ∑Qнак7 / Qниз	950 / 9527		9,972
СQ8 = ∑Qнак8 / Qниз	1328,2 / 9527		13,941
СQ9 = ∑Qнак9 / Qниз	1717,6 / 9527		18,029
СQ10 = ∑Qнак10 / Qниз	2119,6 / 9527		22,248

 

 

5. Определим  коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения, дол. ед.:

КИН отношение накопленного отбора нефти (Q_нак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Q_бал), КИН = ∑Q_нак / Q_бал

 

формула	∑ Q	Q бал	КИН (доли единиц)
КИН1 = ∑Qнак1 / Qбал	28,8	22006	0,001
КИН2 = ∑Qнак2 / Qбал	83,2	22006	0,004
КИН3 = ∑Qнак3 / Qбал	148,7	22006	0,007
КИН4 = ∑Qнак4 / Qбал	242,7	22006	0,011
КИН5 = ∑Qнак5 / Qбал	459,8	22006	0,021
КИН6 = ∑Qнак6 / Qбал	673,3	22006	0,031
КИН7 = ∑Qнак7 / Qбал	950	22006	0,043
КИН8 = ∑Qнак8 / Qбал	1328,2	22006	0,060
КИН9 = ∑Qнак9 / Qбал	1717,6	22006	0,078
КИН10 = ∑Qнак10 / Qбал	2119,6	22006	0,096