Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  


Загрузка...

Контрольная работа по дисциплине: Разработка нефтяных и газовых месторождений, вариант №27 - файл 457 заказ.docx


Контрольная работа по дисциплине: Разработка нефтяных и газовых месторождений, вариант №27
скачать (108.1 kb.)

Доступные файлы (3):

27вар.xlsxскачать
457 заказ.docx87kb.10.04.2010 13:34скачать
график 457.docx16kb.07.04.2010 00:19скачать

содержание
Загрузка...

457 заказ.docx

Реклама MarketGid:
Загрузка...
Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования


Пермский государственный технический университет


Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений


К О Н Т Р О Л Ь Н А Я Р А Б О Т А


По дисциплине: «Разработка нефтяных

и газовых месторождений»


Вариант №27


Выполнил: студент гр.________________________________


Проверил: доцент кафедры РНГМ, к.т.н. И.Р. Юшков __________________


г. Пермь, 2010 г




Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования


^ Пермский государственный технический университет

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений




УТВЕРЖДАЮ:

Зав.кафедрой____________

_______________200_____г.


Дисциплина: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»


З А Д А Н И Е

на контрольную работу


Студенту __________________________________________________________


гр.______________________ Вариант 27

1.Тема работы: _______________________________________________________________________________________


2. Срок сдачи законченной работы_________________


3. Исходные данные к работе:

^ 1. Методические разработки кафедры РНГМ к курсовому проектированию.

2. Проект (технологическая схема) разработки месторождения (залежи).

3.Материалы авторского надзора за разработкой (анализ разработки) месторождения (залежи)

4. Паспорт разработки месторождения (залежи).

^ 5. Учебная литература по дисциплине.

4.Содержание расчётно- пояснительной записки, перечень подлежащих разработке вопросов

Введение

1. Геологическая часть. Общие сведения о районе расположения месторождения; стратиграфия; тектоника; литология; нефтегазоносность; строение и коллекторские свойства продуктивных пластов; свойства пластовых флюидов (нефть, газ, вода); энергетические характеристики залежи; сведения о запасах нефти и газа.

2. Технико- технологическая часть. Общая характеристика проектного документа. Анализ состояния разработки на основе сопоставления фактических и проектных показателей разработки. Расчёт перспективного плана добычи нефти на ближайшие пять лет.

^ Графические приложения. График разработки.


Дата выдачи задания «_____»____________200____г.


Руководитель проекта__________________________


Задание принято к исполнению__________________

(подпись студента)




Расчет показателей разработки нефтяных и газовых месторождений


Оценка коэффициента извлечения нефти с применением методов многомерного регрессионного анализа (зависимости по Сопронюку) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме:


КИН= 0,195-0,0078µо + 0,082ℓgK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп

- 0,054Нвнз + 0,275Sн – 0,00086S = 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

^ Здесь относительная вязкость – отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды), K – средняя проницаемость пласта в мкм2, tо – начальная пластовая температура в оС, h – средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м, Кп – коэффициент песчанистости в долях единицы, Нвнз – отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы, Sn – 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.


^ Характеристика основных показателей

разработки нефтяного месторождения


К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеотдачи; дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; пластовое давление и др.


По методике Лысенко В.Д. определены следующие показатели и сведены в таблицу №1:

^ 1. Годовую добычу нефти (qt) и 2. Количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных:

, т/год,






где t – порядковый номер расчётного года (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 – добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e=2,718 – основание натуральных логарифмов; Qост – остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).

n0 - количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (15 лет).


^ 3. Годовой темп отбора нефти t – отношение годовой добычи нефти (qt) к начальным извлекаемым запасам нефти (Qниз):

t низ = qt / Qниз


4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз):

t оиз = qt / Qоиз


^ 5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак):

Сумма годовых отборов нефти на текущий год.


6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов – отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз):

СQ = Qнак / Qниз


7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал):

КИН = Qнак / Qбал


^ 8. Добыча жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.


^ 9.Добыча жидкости с начала разработки (Qж) – сумма годовых отборов жидкости на текущий год.


10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин (W) – отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости(qж):

W = qв / qж


11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 15 год разработки в размере 110-120%.

^ 12. Закачка воды с начала разработки Qзак – сумма годовых закачек воды на текущий год.


13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) –отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж):

Кг = qзак / qж


14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж):

Кнак = Qзак / Qж


^ 15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

qгаза = qt.Гф


^ 16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа.


17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти (qг) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,


где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.




18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкисти (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):


19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,


где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.


20. Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120%; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.




^ ГРАФИК РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ




Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом


Путем экстраполяции графика Q зап= f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:


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

Qдоб (t) – добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м3;

^ Pнач – давление в залежи начальное, МПа;

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

нач и ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). Поправка равняется , где - коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t); Для расчета принимаем Кго= 0,8.

^ Примеры определения показателей представлены в таблице №2.

п.п.

Наименование показателя

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

V извлек газа

18498,487

млн.м3

5

Балансовые запасы газа

Qбал газа

23123,1

млн.м3

6

Среднегодовой темп отбора газа

Тгаз

2,23

%

7

Продолжительность разработки

t

44

год





Выводы по результатам расчётов.

Максимальная годовая добыча нефти достигнута на десятый год разработки и равна 402 тыс.т. Накопленная добыча нефти на последний

расчётный год разработки равна 3013,4 тыс. т, что составляет 31,63% от начальных извлекаемых запасов; КИН на последний расчетный год – 0,14 дол.ед; максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов – 4,219 %, на последний расчетный год 0,38 %; обводнённость добываемой продукции – 92 %; годовая закачка воды- 550 тыс.м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 123,18 и 121,75 %; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно – 16,4 и 26,2 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины – 111,67 м3/сут; текущее пластовое давление – 20 МПа, что ниже начального на 4,4 МПа. Рассматриваемый объект находится на четвертой стадии разработки.

Балансовые (геологические) запасы газа равны 23123,1 млн.м3, извлекаемые запасы газа 18498,487 млн.м3. Среднегодовой темп отбора газа 2,23 %. Продолжительность разработки газовой залежи - 44 года.




Скачать файл (108.1 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации
Рейтинг@Mail.ru