Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром. Бесплатный доступ к решению задач

Реферат.Справочник
Решенные задачи по нефтегазовому делу
Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром

Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром .pdf

Зарегистрируйся в 2 клика в Кампус и получи неограниченный доступ к материалам с подпиской Кампус+ 🔥

Условие

Нефтяное месторождение имеет в плане форму близкую к круговой. Продуктивный пласт выклинивается непосредственно за этим контуром, так что из законтурной области в нефтенасыщенную часть пласта вода практически не поступает. Месторождение начали разрабатывать при среднепластовом давлении равном давлению насыщения: Pср= Pнас. Исходные данные для расчета показателей разработки при газонапорном режиме приведены в таблице. Отбор газа (текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях) из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону (Рис.1): Определить как изменяются в течение через 10 лет после начала разработки: 1) Значение среднего пластового давления. 2) Объем газовой шапки и ее доля от порового объема пласта, охваченного разработкой. 3) Нефтеотдача месторождения. Построить графики изменения этих параметров от времени. Наименование исходных Значение параметров 6 Радиус контура нефтеносности R [м] 2500 Давление насыщения PНАС[МПа] 7,0 Пористость пород пласта m 0, 20 Толщина пласта h [м] 18 Насыщенность пласта связанной водой SСВ 0,05 Коэффициент охвата пласта разработкой η2 0,85 Плотность нефти ρ2 [т/м3] 0,850 Плотность газа в атмосферных условиях ρ1АТ[т/м3] 8,50E-04 Кажущаяся плотность растворенного в нефти газа ρ1К[т/м3] 0,3 Коэффициент растворимости газа в нефти α[т/(т∙Па)] 9,00E-09 Среднее отношение коэффициентов сверхсжимаемости φср 9,00E-01 газа при пластовом и атмосферном давлении В течение 10 лет отбор нефти (текущая добыча дегазированной qн [м3/год] 1,20E+06 нефти) из месторождения составляет Отбор газа (текущая объемная добыча газа, замеренная при атмосферных условиях) из месторождения изменяется в течение 10 лет по следующему закону: qг = q0 [м³/год] при0 ≤ t ≤ 2 года qг = q0+ β(t-2)½ [м³/год] при 2 < t ≤ 10 лет [м³/год] 1,20E+08

Нужно полное решение этой работы?

Решение

Потяни, чтобы посмотреть

Определим объем пласта, охваченный разработкой
V оп = 0, 20*(1-0,05)* 0,85*3.14*2500 2 *18 = 57049875 м3
В начальном состоянии в пласте, кроме связанной воды, содержались только нефть и растворенный в ней газ. Поэтому можно написать соотношения материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте в начале разработки:
N 02= 57049875 / (1850+9*10-9*7*1060,3) = 41 147 555
Будем считать, что газ растворяется в нефти по закону Генри:
N 01= 9*10-9*41147555*7*106 = 2592295
2) Полная масса дегазированной нефти в пласте в каждый момент времени разработки пласта при известном значении начальной массы нефти и добыче нефти из месторождения может быть определена c учетом накопленной добычи:
Полная масса газа в пласте (включая свободный газ и газ, растворенный в нефти) в каждый момент времени разработки пласта при известном значении начальной массы газа и текущей объемной добыче газа определяется выражением (как разность между начальной массой и накопленной добычей):
3) Изменение во времени среднего пластового давления в пласте исходя из материального баланса веществ в пласте в целом (материального баланса для суммы объемов компонентов в пласте в каждый момент времени разработки пласта):
(где : G1 – полная масса свободного газа, L1 – полная масса газа, растворенного в нефти, 1- плотность свободного газа в пласте) и уравнения состояния реального газа:
описывается квадратным уравнением:
где: N 1 - полная масса газа в пласте, включая свободный газ и газ, растворенный в нефти . N 2- полная масса дегазированной нефти в пласте Решение этого уравнения имеет два корня, а именно:
Если 2a PСР b 0 , то справедлив меньший корень.
Если 2a PСР b 0 , то справедлив больший корень.
4) Для определения справедливого корня в соотношении (2) величину:
2a PСР b 0 то справедлив меньший корень.
5) Объем образующейся в процессе разработки залежи вторичной газовой шапки в каждый момент времени можно определить, учитывая формулу закона Генри и уравнение состояния реального газа из следующего соотношения:V1 , м3
Отсюда доля объема газовой шапки от порового объема пласта, охваченного разработкой, будет определяться как отношение:
6) Нефтеотдача на каждый момент времени разработки пласта составит:
где q t 2 н - накопленная добыча нефти

50% задачи недоступно для прочтения

Переходи в Кампус, регистрируйся и получай полное решение

Получить задачу