Разработка нефтяных и газовых месторождений

 

26. Определим  закачку воды, тыс.м³ с начала разработки на период с 11 по 20 годы:

∑Q_зак сумма годовых закачек вады на текущий год, ∑Q_зак = Q_{зак год n} + Q_{зак год n+1}

 

формулы	расчеты		∑Qзак
∑Qзак 11 = ∑Qзак 10 + Qзак год11	2281,2	+ 577,15	2858,4
∑Qзак 12 = ∑Qзак 11 + Qзак год12	2858,4	+ 577,15	3435,5
∑Qзак 13 = ∑Qзак 12 + Qзак год13	3435,5	+ 577,15	4012,7
∑Qзак 14 = ∑Qзак 13 + Qзак год14	4012,7	+ 577,15	4589,8
∑Qзак 15 = ∑Qзак 14 + Qзак год15	4589,8	+ 577,15	5167,0
∑Qзак 16 = ∑Qзак 15 + Qзак год16	5167,0	+ 577,15	5744,1
∑Qзак 17 = ∑Qзак 16 + Qзак год17	5744,1	+ 577,15	6321,3
∑Qзак 18 = ∑Qзак 17 + Qзак год18	6321,3	+ 577,15	6898,4
∑Qзак 19 = ∑Qзак 18 + Qзак год19	6898,4	+ 577,15	7475,6
∑Qзак 20 = ∑Qзак19 + Qзак год20	7475,6	+ 577,15	8052,7

 

 

 

 

27. Определим  компенсацию отбора жидкости закачкой воды, % за год (текущая) на период с 11 по 20 годы:

К отношение годовой  закачки воды (Q_зак) к годовой добыче жидкости (Q_ж), К_г = Q_зак / Q_ж

К_г11 = Q_зак11 / Q_ж11 = 577,15 / 446,5 = 1,29 * 100 = 129%

т.к. значения Q_зак на период с 11 по 20 годы не меняется и Q_ж на период с 11 по 20 годы остается не изменяемым, тогда и значение К_г на период с 11 по 20 годы оставляем не изменяемым и равным 129%

 

28. Определим  компенсацию отбора жидкости  закачкой воды, % с начала разработки (накопленная компенсация) на период с 11 по 20 годы:

∑К_нак отношение накопленной закачки воды (Q_зак) к накопленному отбору жидкости (Q_ж), ∑К_нак = ∑Q_зак / ∑Q_ж

 

Формула	расчеты		∑Кнак  %
∑Кнак11 = ∑Qзак11 / ∑Qж11	2281,2	/2692,1	84,74
∑Кнак12 = ∑Qзак12 / ∑Qж12	2858,4	/3138,6	91,07
∑Кнак13 = ∑Qзак13 / ∑Qж13	3435,5	/3585,1	95,83
∑Кнак14 = ∑Qзак14 / ∑Qж14	4012,7	/4031,6	99,53
∑Кнак15 = ∑Qзак15 / ∑Qж15	4589,8	/4478,1	102,49
∑Кнак16 = ∑Qзак16 / ∑Qж16	5167,0	/4924,6	104,92
∑Кнак17 = ∑Qзак17 / ∑Qж17	5744,1	/5371,1	106,94
∑Кнак18 = ∑Qзак18 / ∑Qж18	6321,3	/5817,6	108,66
∑Кнак19 = ∑Qзак19 / ∑Qж19	6898,4	/6264,1	110,13
∑Кнак20 = ∑Qзак20 / ∑Qж20	7475,6	/6710,6	111,40

 

 

 

 

 

 

 

29. Определим  добычу нефтяного попутного газа, млн.м³ за год на период с 11 по 20 годы:

Q_г определяется путем умножения годовой добычи нефти (Q_н) на газовый фактор (Г_ф), Q_г = Q_н * Г

формула	расчет			Qг (тыс.м3)
Qг11 = Qн11 * Гф	380,77	*190,83	/ 1000	72,662
Qг12 = Qн12 * Гф	360,66	*190,83	/ 1000	68,825
Qг13 = Qн13 * Гф	341,61	*190,83	/ 1000	65,189
Qг14 = Qн14 * Гф	323,56	*190,83	/ 1000	61,745
Qг15 = Qн15 * Гф	306,47	*190,83	/ 1000	58,484
Qг16 = Qн16 * Гф	290,29	*190,83	/ 1000	55,396
Qг17 = Qн17 * Гф	274,95	*190,83	/ 1000	52,469
Qг18 = Qн18 * Гф	260,43	*190,83	/ 1000	49,698
Qг19 = Qн19 * Гф	246,68	*190,83	/ 1000	47,074
Qг20 = Qн20 * Гф	233,65	*190,83	/ 1000	44,587

 

 

30. Определим  добычу нефтяного попутного газа, млн.м³ с начала разработки на период с 11 по 20 годы:

∑Q_г сумма годовых отборов газа, ∑Q_г = Q_{г год n} + Q_{г год n+1}

формула	расчеты		∑Qг
∑Qг11 = ∑Qг10 + Qг11	4044,83	+ 72,662	4117,49
∑Qг12 = ∑Qг11 + Qг12	4117,49	+ 68,825	4186,32
∑Qг13 = ∑Qг12 + Qг13	4186,32	+ 65,189	4251,51
∑Qг14 = ∑Qг13 + Qг14	4251,51	+ 61,745	4313,25
∑Qг15 = ∑Qг14 + Qг15	4313,25	+ 58,484	4371,74
∑Qг16 = ∑Qг15 + Qг16	4371,74	+ 55,396	4427,13
∑Qг17 = ∑Qг16 + Qг17	4427,13	+ 52,469	4479,60
∑Qг18 = ∑Qг17 + Qг18	4479,60	+ 49,698	4529,30
∑Qг19 = ∑Qг18 + Qг19	4529,30	+ 47,074	4576,37
∑Qг20 = ∑Qг19 + Qг20	4576,37	+ 44,587	4620,96

 

 

 

 

31. Определим  среднегодовой дебит одной скважины, т/сут по нефти на период с 11 по 20 годы:

Q_скв.д.н отношение годовой добычи нефти (Q_н) к среднегодовому количеству добывающих скважин (n_доб) и количеству дней в году (Т_г), с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (К_э.д), где К_э.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в тес\чение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году. Q_скв.д.н = Q_н / n_доб * Т_г * К_э.д, Т_г * К_э.д принимаем число работы скважин в году равное 350 дней, тогда Q_скв.д.н = Q_н / n_доб * 350

формула	расчеты			Qскв.д.н
Qскв.д.н11 = Qн11/(nдоб11*350)	380,77	/ (53	* 350)	2,05
Qскв.д.н12 = Qн12/(nдоб12*350)	360,66	/ (53	* 350)	1,94
Qскв.д.н13 = Qн13/(nдоб13*350)	341,61	/ (53	* 350)	1,84
Qскв.д.н14 = Qн14/(nдоб14*350)	323,56	/ (53	* 350)	1,74
Qскв.д.н15 = Qн15/(nдоб15*350)	306,47	/ (53	* 350)	1,65
Qскв.д.н16 = Qн16/(nдоб16*350)	290,29	/ (53	* 350)	1,56
Qскв.д.н17 = Qн17/(nдоб17*350)	274,95	/ (53	* 350)	1,48
Qскв.д.н18 = Qн18/(nдоб18*350)	260,43	/ (53	* 350)	1,40
Qскв.д.н19 = Qн19/(nдоб19*350)	246,68	/ (53	* 350)	1,33
Qскв.д.н20 = Qн20/(nдоб20*350)	233,65	/ (53	* 350)	1,26

 

32. Определим  среднегодовой дебит одной скважины, т/сут по жидкости на период  с 11 по 20 годы:

Q_скв.д.ж отношение годовой добычи жидкости (Q_ж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (n_доб) и количеству дней в году (Т_г), с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (К_э.д), Q_скв.д.ж = Q_ж / n_доб * Т_г * К_э.д, Т_г * К_э.д принимаем число работы скважин в году равное 350 дней, тогда

Q_скв.д.ж = Q_ж / (n_доб * 350)

Q_скв.д.ж=446,5/(53*350)=0,024 = 2,4т/сут:

Значение Q_скв.д.ж на период с 11 по 20 годы буде постоянно 10 годом и равным 2,4 т/сут

 

 

 

 

33. Определим  среднегодовую приемистость одной нагнетательной скважины на период с 11 по 20 годы, м³/сут:

Q_скв.н отношение годовой закачки воды (Q_зак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (n_наг) и количеству дней в году (Т_г), с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (К_э.д), Q_скв.н = Q_зак / n_наг * Т_г * К_э.д, Т_г * К_э.д принимаем число работы скважин в году равное 350 дней, тогда

 Q_скв.н = Q_зак / n_наг * 350

Q_скв.н11 = Q_зак11/n_наг11*350 = 577,15 /12*350 = 577,15/4200= 0,137 * 1000 = 137/сут

Т.к. Q_зак на период с 11 по 20 годы остается постоянным и фонд нагнетательных на период с 11 по 20 годы не изменяется, тогда Q_скв.н на период с 11 по 20 годы будет постоянно и равным 137 м³/сут.

 

34. Определим  пластовое давление, МПа на период  с 11 по 20 годы:

Пластовое давление на 20 год разработки близко или равно начальному, т.к накопленная компенсация равна 120 %.

График разработки по основным показателям на фактический  период (20лет).

1. добыча нефти, тыс.т. в год; (приложение № 2)

2. добыча жидкости, тыс. т. в  год; (приложение № 3)

3. среднегодовая обводнённость  добываемой жидкости, %вес; (приложение  № 4)

4. закачка воды, тыс. м³ в год; (приложение № 5)

5. среднегодовой фонд добывающих  скважин; (приложение № 6)

6. среднегодовой фонд нагнетательных  скважин; (приложение № 7)

7. накопленная (с начала разработки) компенсация отбора жидкости закачкой воды; (приложение № 8)

8. пластовое давление, МПа.  (приложение  № 9)

2.3. Расчет запасов природного газа по формуле и графическим методом.

1. Определим извлекаемые запасы газа по формуле, млн. м³:

Q_зап = Q_доб(t) * (Р_нач*α_нач / Р_нач*α_нач – Р_ср(t)*α_ср(t)),

где Q _зап– начальные извлекаемые запасы газа, млн. м³;

Q_{доб (t)} – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет, млн. м³;

P_нач – давление в залежи начальное, МПа;

P_ср(t) – средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), P_ср(t) =0,9 Р_нач, МПа;

a_нач и a_ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений P_нач и P_ср(t)). Поправка равняется α = 1 / z, где z = PV / RT - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем z_нач = 0,65; z_ср(t) = 0,66, величина которого соответствует давлению P_ср(t);Для расчета принимаем К_го= 0,8.

P_ср(t) =0,9 Р_нач = 0,9 * 24,4 = 21,96 МПа

α = 1 / z; z_нач = 0,65; z_ср(t) = 0,66

α_нач = 1 / z_нач = 1 / 0,65 = 1,54

a_ср(t) = 1 / z_ср(t) = 1 / 0,66 = 1,52

Q_зап = 2099 * (24,4 * 1,54 / (24,4 * 1,54 – 21,96 * 1,52)) = 2099 * (37,6 / (37,6 – 33,38)) = 2099 * (37,6 / 4,22) = 2099 * 8,91 = 18702,09 млн. м³

 

2. Определим балансовые запасы газа, млн. м³:

Q_бал = Q_зап / К_го = 18702,09 / 0,8 = 23377,61 млн. м³

 

3. Определим  среднегодовой темп отбора газа, %:

∑Т_{газа(5 лет)} = ∑ Q_{газа(5лет)} / Q_зап

 ∑Т_{газа(5лет)} = (2099 / 18702,09) * 100 = 11,22 %,

тогда Т_газа = ∑Т_{газа(5лет)} / 5

Т_газа = 11,22 / 5 = 2,244 %

 

 

 

 

 

 

 

4. Определим  продолжительность разработки, лет:

t = Q_зап / Q_газа

Q_газа = ∑ Q_{газа(5лет)} / 5 = 2099 / 5 = 419,8 млн. м³

t = Q_зап / Q_газа = 18702,09 / 419,8 = 44,55 лет

 

Продолжительность разработки будет производиться 45 лет.

№ п.п	Наименование  показателей	Обозначение	Величина	Единицы измерения
1	Начальное пластовое давление	Р пл	24,4	МПа
2	Отбор газа за 5 лет	ΣQгаза	2099	млн.м3
3	Принятый коэффициент газоотдачи	К го	0,8	дол.ед
4	Извлекаемые запасы газа	Qзап	18702,09	млн.м3
5	Балансовые запасы газа	Qбал газа	23377,61	млн.м3
6	Среднегодовой темп отбора газа	Тгаз	2,244	%
7	Продолжительность разработки	t	45	лет

 

 

Заключение.

В процессе проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений выполняются многовариантные расчеты основных технологических и экономических показателей. С этой целью применяются различные программные комплексы, позволяющие выполнять расчеты в режиме перспективного имитационного моделирования. Имеются также методики для оценочных «ручных» расчетов, с помощью которых можно определять (оценивать) те или иные показатели. В данной работе мы рассмотрели основы некоторых методик и результаты расчетов с применением эмпирических и статистических зависимостей.

По результатам расчетов сделаны выводы. Максимальная годовая  добыча нефти достигнута на десятый год разработки и равна 402 тыс.т.; максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов равен 4,22%, Накопленная добыча нефти на последний расчетный год разработки равна 5138,67 тыс. т, что составляет 53,94 % от начальных извлекаемых запасов; максимальная обводненность добываемой продукции – 47,67%, годовая закачка воды –577,15 тыс. м³; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 127 и 120 %; средний дебит добывающих скважин по нефти составляет 1,26 т/сут ; средний дебит добывающих скважин по жидкости равно 2,4 т/сут; средняя приемистость одной нагнетательной скважины – 137 м³/сут; текущее пластовое давление – 18,47 МПа.