трусики женские украина

На головну

 Розрахунок технологічних показників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення нафти водою - Геологія

Кафедра "Розробки і експлуатації нафтових і газових родовищ"

Факультет курс IV група 2

Курсова робота

З дисципліни Розробка та експлуатація нафтових і газових родовищ

На тему

Розрахунок технологічних показників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення нафти водою

Керівник Л.Н. Іконнікова

2010

ВИХІДНІ ДАНІ:

;;;

;;;;;

;;;;;

;;.

Реферат

Курсова робота обсягом ___ сторінка, містить 11 малюнків, 7 таблиць.

Мета роботи - розрахунок технічних показників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення нафти водою.

Робота складається з трьох розділів. У першому розділі представлена ??теорія поршневого і непоршневого витіснення. У другому розділі - основи методу еквівалентних фільтраційних опорів. У третьому розділі - розрахунок технологічних показників розробки пласта з використанням моделі непоршневого витіснення; розрахунок зміни забійного тиску і перепаду тиску від нагнітальної свердловини до добувної залежно від мінливого фронту води.

В результаті виконаних розрахунків мною знайдено зміну в часі видобутку нафти, води, обводнення продукції та поточної нафтовіддачі для елемента системи розробки та для родовища в цілому. Розглянуто динаміку зміни тиску в залежності від мінливого фронту води.

Дата __________ Підпис __________

Зміст

Введення

1. Основи теорії поршневого і непоршневого витіснення

2. Метод еквівалентних фільтраційних опорів

3. Розрахункова частина

3.1 Розрахунок технологічних показників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення

3.2 Розрахунок загальної депресси, забійного тиску pcпрі змінюваному фронті витіснення

Висновок

Список використаних джерел

Введення

Газова та нафтова галузі займають важливе місце в економіці країни, сприяючи вирішенню соціальних проблем суспільства і розвитку інших галузей. У стані цих галузей провідне місце належить розробці нафтових і газових родовищ. Їх промислове освоєння повинно забезпечувати необхідні рівні видобутку нафти і газу, можливо більш повне використання надр як по родовищах, які розробляються тривалий час, так і по знову вводиться. Перед працівниками нафтової і газової промисловості стоять великі завдання забезпечення необхідних темпів розробки, підвищення нефтегазоотдачі, оптимального поєднання зусиль, спрямованих на освоєння нових родовищ та на максимальне використання надр тривало розроблюваних родовищ.

Для обліку видобутку обводненной продукції була створена модель непоршневого витіснення нафти водою або модель двухфазной фільтрації. Ця модель, початок якої було покладено американськими дослідниками Баклеев і Льоверетт, послужила основою багатьох методик розрахунків розробки нафтових пластів з урахуванням спільної фільтрації нафти і води.

Облік непоршневого характеру витіснення нафти водою привів до необхідності використання відносних проницаемостей, які, природно, неоднакові для різних пластів. Модель процесу непоршневого витіснення нафти водою навіть у поєднанні з моделлю однорідного пласта дозволяє розраховувати дані розробки пласта в період видобутку обводненной продукції. Проте необхідно було якось враховувати і реальну неоднорідність пластів. Однією з перших методик, по якій брали до уваги непоршневой характер витіснення нафти водою з моделі шарувато-неоднорідного пласта, стала методика, запропонована Ю.П. Борисовим і розвинена ним згодом за участю ряду авторів. Ця методика отримала назву "методика ВНДІ-1".

За цією методикою пласт складається з набору окремих шарів - пропластков (трубок струму). Розподіл абсолютної проникності встановлюють на основі певного ймовірносно-статистичного закону. Найчастіше як такого закону використовують логарифмічно нормальний закон. Наближено приймають, що витрата води, що надходить в кожен окремий шар, пропорційний абсолютній проникності цього шару. Для розрахунку фільтраційного опору в зоні спільного руху нафти і води використовують емпіричні залежності, отримані на основі апроксимації відносних проницаемостей.

Визначати видобуток обводненной продукції можна також на основі поєднання моделі поршневого витіснення нафти водою з моделлю шарувато-неоднорідного пласта.

1. Основи теорії поршневого і непоршневого витіснення

Водонапірний режим витіснення нафти водою - основний в практиці розробки нафтових родовищ. Тенденція у розвитку методик розрахунків технологічних показників полягає в максимальному наближенні математичних моделей до реальних умов родовищ (відмінність вязкостей, багатофазна руху, неоднорідність пласта та ін.).

Поршневе витіснення нафти - це ідеальний випадок витіснення нафти, коли в пласті між нафтою і водою утворюється чітка межа розділу, попереду якої рухається тільки нафту, а позаду - тільки вода, тобто поточний ВНК збігається з фронтом витіснення.

На пласт створюється постійний перепад тиску постійні тиску відповідно на контурі пласта і на галереї (решта поверхні непроникні). Рідини вважаються нестисливими, взаємно нерозчинними і хімічно реагують одна з одною і з пористої середовищем. Покладається, що площина контакту нафти і води вертикальна. Це справедливо для випадку або гранично анізотропного пласта (проникність у вертикальному напрямку дорівнює нулю), або рівною щільності нафти і води. Різні тільки в'язкості нафти і води. У пласті виділяються водяна, заводнення і нафтова зони. У перших двох рухається вода, а в третьому - нафту. До початку витіснення насиченість нерухомою пов'язаної водою в нафтовій зоні становить SCB. У заводненной зоні залишкова нефтенасищенность залишається постійною і рівною S0H, а зв'язана вода нерухома і змішується з закачиваемой водою (малюнок 1).

Швидкість фільтрації і витрата змінюються з переміщенням ВНК, тобто в часі. Отже, незважаючи на сталість перепаду тиску рух рідини несталий.

Положення ВНК не паралельно галереї (викривлено). Чим більше довжина ВНК, тим більше v і q. Значить, в тих перетинах, де довжина більше або межа розділу ближче до галереї, відбуватиметься випереджаючий переміщення ВНК і подальше викривлення лінії розділу. Звідси приходимо до висновку, що якщо на межі розділу утворився "мову обводнення", то надалі він не тільки не зникає, але ще більше витягується, просуваючись з більшою швидкістю. Викривлене, вірніше горизонтальне положення ВНК по відношенню до галереї, наголошується в похилих пластах, що призводить до більш швидкого обводнення галереї по підошві пласта. У реальних умовах неминучі обурення на межі розділу (наприклад, зміна проникності) і освіта "мов обводнення", тобто проявляється вязкостная нестійкість витіснення. Якщо рух утворилися "мов обводнення" сповільнюється, то таке переміщення кордону розділу називають стійким.

Оскільки рух рідин несталий, то це викликає зміну тиску в різних точках пласта. У разі стисливих рідин такий перерозподіл тиску призводить до зміни швидкостей руху.

Час перерозподілу тиску за рахунок стисливості рідин істотно менше, ніж час витіснення, тому впливом стисливості на процес витіснення можна знехтувати.

Непоршневое витіснення нафти - це витіснення, при якому за його фронтом рухаються витісняє і витісняється флюїди, тобто за фронтом витіснення відбувається багатофазна фільтрація.

Питання витіснення нафти водою вивчалися багатьма дослідниками. Механізм витіснення нафти водою з мікронеоднорідних гідрофільних пористих середовищ можна представити так (по М.Л. Сургучева). У чисто нафтової зоні пористого середовища перед фронтом впровадження води рух нафти відбувається безперервною фазою під дією гідродинамічних сил. За великим поровим каналах нафту рухається швидше, ніж по дрібних. На фронті впровадження води в нафтову зону, в масштабі окремих пір, рух води і нафти повністю визначається капілярними силами, так як вони перевершують гідродинамічні сили на малих відрізках шляху. Вода під дією капілярних сил спрямовується з випередженням переважно в дрібні пори, витісняючи з них нафту в суміжні великі пори до тих пір, поки розбещення великі пори не опиняться з усіх боків блокованими водою. Якщо великі пори утворюють безперервні канали, то вода по них буде рухатися з випередженням. Проте відстала нафту з дрібних пір під дією капілярних сил також переміститься в уже обводнені великі пори і залишиться в них у вигляді окремих глобул.

Таким чином, дрібні пори опиняються заводнення, а великі залишаються в різного ступеня нефтенасищенних. У масштабі великої зони пористого середовища, між переднім фронтом внедряющейся води і заднім фронтом рухомий нафти, водонасиченому пласта вздовж потоку зменшується від граничної водонасиченому при нерухомій нафти до деякої фронтальної водонасиченому. У цій зоні йде спільна фільтрація води і нафти. Вода рухається по безперервним заводнення каналам, обтікаючи вже блоковану нафту у великих порах, а нафта переміщується в незаводненной частини середовища. Співвідношення швидкостей руху води і нафти визначається розподілом пор за розмірами, водонасиченому і обсягом нафти, блокованої у великих порах заводненной частини середовища, а також розподілом пір, об'ємом нафти і зв'язаної води в нефтенасищенной частини середовища. В інтегральному вигляді ці умови фільтрації води і нафти виражаються кривими фазових (або відносних) проницаемостей.

За заднім фронтом рухомий нафти нефтенасищенность обумовлена ??наявністю нафти в розрізнених, великих, блокованих водою порах. Безперервних, нефтенасищенних каналів, аж до видобувних свердловин, в цій зоні немає, нафта є залишковою, нерухомою. Але нафту в глобулах не втрачає здатності рухатися при усуненні капілярних сил.

поршневе витіснення нафту вода

Якщо пористе середовище має часткової гидрофобностью, що характерно практично для всіх нафтоносних пластів, то залишкова нафта може залишатися в порах також у вигляді плівки.

У гідрофобних колекторах, які на практиці зустрічаються рідко, зв'язана вода розподілена переривчасто і займає найбільш великі пори. Закачується вода змішується зі зв'язаною водою і залишається у великих порах. Залишкова ж нафта залишається у вигляді плівки у великих порах і в порах меншого розміру. Вона також не втрачає здатності рухатися при усуненні капілярних сил. На цьому засновані теорії методів збільшення нафтовіддачі пластів.

У заводненной зоні гідрофільного пласта залишається розсіяною 20-40% нафти від початкового її змісту в залежності від проникності, розподілу розмірів пор і в'язкості нафти, а в гідрофобному пласті - вже 60-75%.

Багатофазна фільтрація з урахуванням усіх факторів, що впливають являє собою досить складну задачу. Наближену математичну модель спільної трифазної фільтрації нафти, газу та води запропонували М. Маскет і М. мерее (1936р.), Які вважають, що вуглеводні представлені рідкою і газовою фазами, перехід між ними підпорядковується лінійному закону Генрі, рух ізотермічне, а капілярними силами можна знехтувати. Модель двухфазной фільтрації без урахування капілярних сил розглядали С. Баклі і М. Льоверетт (1942). У 1953 Г.Л. Рапопорт і В. Лис запропонували модель двухфазной фільтрації з урахуванням капілярних сил.

Згідно найбільш простий моделі Баклеев - Льоверетт непоршневое витіснення, як відомо з підземної гідрогазодинаміки, описується рівнянням частки витісняє рідини (води) в потоці і рівнянням швидкості переміщення площині з постійною насиченістю.

Рисунок 1 - Залежність нефтенасищеноості від кордону фронту

ВНК при поршневому і непоршневом витісненні ().

2. Метод еквівалентних фільтраційних опорів

Метод еквівалентних фільтраційних опорів - основний аналітичний метод визначення кількісного зв'язку між дебітами свердловин і тисками на їх забоях і на контурі живлення пласта (нагнітання води) в умовах жорсткого водонапорного режиму.

Суть методу полягає в заміні повного фільтраційного опору реального потоку рідин складної конфігурації декількома еквівалентними (рівнозначними) послідовними або паралельними фільтраційними опорами найпростіших (прямолінійно-паралельних, плоскорадіальних) потоків. Зрозуміло, що така заміна вносить певну похибку в результати розрахунку, яка проте припустима при недостатній точності вихідної геолого-промислової інформації.

При вирішенні задачі таким методом фільтраційні опору в пласті з системою свердловин поділяються на внутрішні (існуючі поблизу свердловин за умови) і зовнішні, що виникають при русі нафти і води між рядами нагнітальних і видобувних свердловин (малюнок 2).

Витрата води, закачиваемой в одну нагнетательную свердловину буде дорівнює:

(1)

Загальна витрата води в нагнетательной свердловині, проте будемо вважати, що вліво в сторону видобувних свердловин надходить витрату води. Так як режим жестководонапорний, значить загальна витрата води :.

Фільтрація води від ряду нагнітальних свердловин до фронту витіснення нафти водою, віддаленого на відстані, описується законом Дарсі:

. (2)

На ділянці витіснення між низкою видобувних і нагнітальних свердловин:

. (3)

Дебіт на добувної свердловині буде дорівнює:

(4)

1 - фронт витіснення; 2 - контур витіснення свердловин;

3 - видобувна свердловина; 4 - нагнітальна свердловина;

XВ-відстань від осі нагнетательной свердловини до фронту витіснення;

l - відстань між нагнетательной та добувної свердловинами;

? / ? - радіус контуру витіснення свердловини

Малюнок 2 - Модель еквівалентних фільтраційних течій

3. Розрахункова частина 3.1 Розрахунок технологічних показників розробки однорідного пласта з використанням моделі непоршневого витіснення

Вихідні дані:

Нафтове родовища площею нефтеносностірешено розробляти з використанням заводнення при однорядною схемою розташування свердловин. Елемент однорядній схеми, що містить 1 свердловину (1/2 добувної та нагнетательной), має ширину - b = 500 м, l = 600 м.

Родовище вводиться в розробку за 2 роки. щороку по 30 елементів. Розроблюваний пласт родовища має наступні параметри: товщина пласта h, пористість m, насиченість пов'язаної водою, в'язкість нафти в пластових умовах, в'язкість води.

Пласт порівняно однорідний. Встановлено, що витіснення нафти водою відбувається непоршневим способом. Дана залежність відносних проницаемостей для нафти і води. Відносні проникності для нафти і води, залежні від водонасиченому S, виражаються такими формулами:

; (5)

при, (6)

при, (7)

При цьому ,. В пласт з лінії нагнетаніязакачівается вода з витратою. Коефіцієнт охоплення пласта заводнением.

Потрібно знайти зміну в часі видобутку нафти, води, обводнення продукції та поточної нафтовіддачі для елемента системи розробки та для родовища в цілому, а так же побудувати графіки: обводнення, нафтовіддачі, дебіту нафти елемента розробки в залежності від часу () і обводнення, нафтовіддачі, дебіту нафти в цілому по родовищу в залежності від часу () для непоршневого витіснення.

Визначення чисельних значень коефіцієнтів а і b, що входять у наведені залежність

Значення коефіцієнта b знаходимо з умови, що:

;.

Значення коеффіціентаустановім з умови:

;

;

Визначимо відносні проникності нафти і води в залежності від водонасиченому.

Задамося значеніяміотдо 1 і проведемо розрахунки за формулами (5), (6) і (7), будуємо графік на малюнку 3, дані розрахунку заносимо в таблицю 1.

При:

Обчислення функцій, побудова графіка функцій.

У відповідності з теорією фільтрації неоднорідних рідин, розподіл водонасиченому в пластенаходят по функції Баклеев-Льоверетт:

; (8)

Дані записуємо в таблицю 1. Будуємо графік функціізавісімості від (Малюнок 4).

Таблиця 1 - Дані розрахунку відносних проницаемостей і функції

S

 k н (S)

 k в (S) f (S) ?f (S) ?S f '(S)

 0,14 1 0 0 0 0 0

 0,17 0,9173 0,00001 0,00002 0,00002 0,03 0,0007

 0,2 0,8381 0,0002 0,0004 0,00036 0,03 0,0119

 0,25 0,7141 0,0024 0,0050 0,00462 0,05 0,0924

 0,3 0,6001 0,0107 0,0261 0,02106 0,05 0,4213

 0,35 0,4959 0,0318 0,0877 0,06160 0,05 1,2320

 0,4 0,4017 0,0746 0,2180 0,13031 0,05 2,6062

 0,45 0,3174 0,1508 0,4162 0, 19823 0,05 3,9645

 0,5 0,2430 0,2744 0,6287 0,21254 0,05 4,2507

 0,55 0,1785 0,4616 0,7950 0,16626 0,05 3,3252

 0,6 0,1240 0,7314 0,8985 0,10346 0,05 2,0693

 0,65 0,0793 0,7701 0,9357 0,03726 0,05 0,7453

 0,7 0,0446 0,8069 0,9644 0,02871 0,05 0,5743

 0,75 0,0198 0,8422 0,9845 0,02010 0,05 0,4021

 0,8 0,0050 0,8760 0,9962 0,01170 0,05 0,2340

 0,85 0 0,9086 1 0,00376 0,05 0,0752

 0,9 - 0,9401 1 0 0,05 0

 0,95 - 0,9705 1 0 0,05 0

 1 - 1 1 0 0,05 0

Малюнок 3 - Криві відносних проницаемостей

Малюнок 4 - Функція Баклеев-Льоверетт

Визначимо час, при якому нафта почне видобуватимуться разом з водою.

За крівойможно знайти графічним шляхом значеніепрі.

, (9)

де- значення функції на графіку (рисунок 4);

.

Провівши дотичну до крівойіз точки, по точці дотику визначимо ,,.

Визначимо тривалість безводного періоду видобутку нафти, коли фронт витіснення досягне кінця пласта, це можна визначити з співвідношення похідної.

, (10)

, (11)

, (12)

де- час безводного періоду, року;

.

При, тобто прибуде видобуватимуться нафту разом з водою.

Визначимо водонасищенностьіпрі.

Для визначення технологічних показників пріпредставім витіснення нафти водою, таким чином, начебто фронт витіснення, коли, існує, але він проникає за межі елементу, тобто існує фіктивний фронт витіснень при, тоді водонасиченому буде.

Використовуючи відношення похідних, визначимо.

; (13)

; (14)

Знайдемо ставленнядо:

; (15)

Значеніеможно визначити графоаналітичним способом. Для цього необхідно побудувати. Така побудова графіка виконують методом графічного диференціювання.

Для знаходження розрахункової формули перетворимо вираз (15):

, (16)

де- похідна функції водонасиченому;

- Час безводного періоду, року;

- Розрахунковий час, року.

Для побудови графіка похідної на малюнку 5 функції S задамося значеніяміі. Наведемо розрахунок і занесемо дані в таблицю 2.

; (17)

де- зміна функції від S;

- Зміна S;

Малюнок 5 - Функція f '()

Для визначення значеніязадаемся різними значеннями t, знаходимо за графіком похідної знаходимо. Обчислення виробляємо за формулою (16):

.

Обчислені дані заносимо в таблицю 2.

Таблиця 2 - Дані розрахунку ,,,,,.

 1 - - - 180 - 0,104

 2 - - - 180 - 0, 208

 3 - - - 180 - 0,313

 4 - - - 180 - 0,417

 5,1 1,977 0,59 0,882 21, 20 158,80 0,534

 6 1,674 0,604 0,902 17,69 162,31 0,549

 7 1,435 0,608 0,905 17,10 162,90 0,558

 8 1,256 0,613 0,909 16,39 163,61 0,573

 9 1,116 0,615 0,911 16,11 163,89 0,585

 10 1,005 0,617 0,912 15,83 164,17 0,588

 11 0,913 0,618 0,913 15,69 164,31 0,598

 12 0,837 0,62 0,914 15,41 164,59 0,609

 13 0,773 0,638 0,928 13,04 166,96 0,617

 14 0,718 0,642 0,930 12,54 167,46 0,629

 15 0,670 0,661 0,943 10,30 169,70 0,646

Визначимо поточну обводненість елемента розробки.

Значеніесоответствует обводнення продукції елемента.

Отже =, ірассчітивается за формулою (8). Тогдаірассчітиваются за формулами (5), і (6).

При = 0,59 ,;

;

.

Визначимо поточну видобуток нафти з елемента разработкіпріпо формулою:

; (18)

де- поточна видобуток нафти з елемента розробки,; - поточна видобуток рідини з елемента розробки,; - поточна обводненість елемента;

.

Визначимо поточну видобуток води з елемента разработкіпо формулою:

; (19)

де- поточна видобуток води з елемента розробки,; - поточна видобуток рідини з елемента розробки,; - поточна обводненість елемента;

Визначимо поточну нефтеотдачадля елемента розробки.

Безводний період розробки.

при:

; (20)

.

Водний період розробки.

при:

; (21)

де- функція водонасиченому;

- Похідна від функції водонасиченому;

.

Отримані значення введемо в таблицю 2.

Визначимо видобуток нафти і води по групах елементів.

Визначимо кількість елементів вводяться щороку.

; (22)

Визначимо видобуток нафти по групах елементів.

(23)

де- поточна видобуток нафти з елемента розробки ,;

.Результати Розрахунку зведемо в таблицю 3.

Таблиця 3 - Дані расчетапо групам елементів і

 Т, роки

 по групах елементів,

 1 (100) 2 (125)

 1 22500 22500

 2 22500 22500 45000

 3 22500 22500 45000

 4 22500 22500 45000

 5 22500 22500 45000

 Червень 2211 22500 24711

 7 2138 2211 4348

 8 2048 2138 4186

 9 2013 2048 4062

 10 1978 2013 3992

 11 1961 1978 3939

 12 1927 1961 3888

 13 1630 1927 3557

 14 1568 1630 3198

 15 1287 1568 2855

Визначимо видобуток нафти з родовища.

:

45000 м3 / добу (24)

Визначимо видобуток води по групах елементів.

t = 6 років:

(25)

Визначимо видобуток води з родовища.

:

20289 м3 / добу. (26)

Визначимо поточну обводненість родовища.

; (27)

де- видобуток води з родовища ,;

- Видобуток нафти з родовища ,;

:

Результати розрахунку зведемо в таблицю 4.

Таблиця 4 - Дані расчетапо групам елементів, і

 Т, роки

 по групах елементів,

 1 (125) 2 (125)

 1 0 - 0 0

 2 0 0 0 0

 3 0 0 0 0

 4 0 0 0 0

 5 0 0 0 0

 6 20289 0 20289 0,451

 7 20362 20289 40652 0,903

 8 20452 20362 40814 0,907

 9 20487 20452 40938 0,910

 10 20522 20487 41008 0,911

 11 20539 20522 41061 0,912

 12 20573 20539 41112 0,914

 13 20870 20573 41443 0,921

 14 20932 20870 41802 0,929

 15 21213 20932 42145 0,937

Визначимо поточну нефтеотдачу родовища.

(28)

де- поточна нефтеотдача відповідного елемента;

:

Результати розрахунку зведемо в таблицю 5.

Таблиця 5 - Дані розрахунку поточної нафтовіддачі по групах елементів

 Т, роки Поточна нефтеотдача по групах елементів

 1 (125) 2 (125)

 1 0,104 - 0,052

 2 0, 208 0,104 0,156

 3 0,313 0, 208 0,260

 4 0,417 0,313 0,365

 5 0,534 0,417 0,475

 6 0,549 0,534 0,541

 7 0,558 0,549 0,554

 8 0,573 0,558 0,566

 9 0,585 0,573 0,579

 10 0,588 0,585 0,587

 11 0,598 0,588 0,593

 12 0,609 0,598 0,604

 13 0,617 0,609 0,613

 14 0,629 0,617 0,623

 15 0,646 0,629 0,637

Як видно з виконаних розрахунків через 15 років після початку розробки родовища нефтеотдача досягне значення 0,64 при обводнення 94%.

Побудуємо графіки залежностей обводнення, поточної нафтовіддачі і дебіту нафти елемента від часу.

Малюнок 6 - Залежність ?е, ?е, qн. ЕСП t

Побудуємо графіки залежностей обводнення, нафтовіддачі і дебіту нафти родовища від часу.

Малюнок 7 - Залежність ?, ?, Qнот3.2 Розрахунок загальної депресси, забійного тиску pcпрі змінюваному фронті витіснення

Визначаємо зміни забійного тиску і перепаду тиску залежно від положення мінливого фронту витіснення. Схема внутрішніх і зовнішніх фільтраційних опорів при витісненні нафти водою зображена на малюнку 2.

1) при

; (29)

де- перепад тиску між нагнетательной та добувної свердловиною при положенні фронту витіснення на ділянці внутрішніх опорів в межах контуру витіснення нагнетательной свердловини ,;

- Відстань від осі нагнетательной свердловини до фронту витіснення, м;

? / ? - радіус контуру витіснення свердловини.

- Радіус кругового контуру витіснення, м.

2) при

; (30)

3) при

; (31)

Тиск на добувної свердловині визначається за формулою:

; (32)

де- тиск на нагнетательной свердловині ,;

.

Значення тиску залежно від часу представлені в таблиці 6. Залежність тиску і перепаду тиску від фронту витіснення представлені на малюнках 9 і 8 відповідно.

Таблиця 6 - Результати розрахунку зміни забійного тиску і перепаду тиску від нагнітальної свердловини до добувної залежно від мінливого фронту води

 x в, м 0,10 10,00 20,00 40,00 60,00 79,58 110,00 120,00

 DР, МПа 7,74 7,05 6,95 6,84 6,78 6,74 6,63 6,62

 р с, МПа 24,26 24,95 25,05 25,16 25,22 25,26 25,37 25,38

 x в, м 350,00 520,42 540,00 560,00 580,00 590,00 599,90

 DР, МПа 6,41 6,25 6,13 6,07 5,96 5,86 5,16

 р с, МПа 25,59 25,75 25,87 25,93 26,04 26,14 26,84

Рисунок 8 - Залежність перепаду тиску від фронту витіснення

Рисунок 9 - Залежність тиску від фронту витіснення

Висновок

В результаті виконаних розрахунків було знайдено, що нафта почне видобуватимуться разом з водою через 5,1 року, щороку на родовищі буде вводитися по 125 елементів на протязі 2 років, через 15 років після початку розробки родовища нефтеотдача досягне значення 0,64 при обводнення 94 %.

Знайдено зміну в часі видобутку нафти, води, обводнення продукції та поточної нафтовіддачі для елемента системи розробки та для родовища в цілому. В залежності від положення фронту витіснення, по мірі його наближення до добувної свердловині, забійні тиск зростає, а перепад тиску - падає.

Список використаних джерел

1. Желтов Ю.П. Розробка нафтових родовищ: Підручник для вузів. - 2-е видання, перероблене і доповнене. - М .: НЕДРА, 1998.

2. Коротаєв Ю.П. Експлуатація газових родовищ / Ю.П. Коротаєв. - М .: НЕДРА, 1975.

3. Амелін І.Д. Особливості розробки нафтогазових покладів / І.Д. Амелін. - М .: НЕДРА, 1978.

4. Пірвердян А.М. Експлуатація та технологія розробки нафтових і газових родовищ / Под ред. д-ра техн. наук А.М. Пірвердяна. - М .: НЕДРА, 1978.

5. Бойко В.С. Розробка та експлуатація нафтових родовищ: Підручник для вузів. - М .: НЕДРА, 1990.

Авіація і космонавтика
Автоматизація та управління
Архітектура
Астрологія
Астрономія
Банківська справа
Безпека життєдіяльності
Біографії
Біологія
Біологія і хімія
Біржова справа
Ботаніка та сільське господарство
Валютні відносини
Ветеринарія
Військова кафедра
Географія
Геодезія
Геологія
Діловодство
Гроші та кредит
Природознавство
Журналістика
Зарубіжна література
Зоологія
Видавнича справа та поліграфія
Інвестиції
Інформатика
Історія
Історія техніки
Комунікації і зв'язок
Косметологія
Короткий зміст творів
Криміналістика
Кримінологія
Криптологія
Кулінарія
Культура і мистецтво
Культурологія
Логіка
Логістика
Маркетинг
Математика
Медицина, здоров'я
Медичні науки
Менеджмент
Металургія
Музика
Наука і техніка
Нарисна геометрія
Фільми онлайн
Педагогіка
Підприємництво
Промисловість, виробництво
Психологія
Психологія, педагогіка
Радіоелектроніка
Реклама
Релігія і міфологія
Риторика
Різне
Сексологія
Соціологія
Статистика
Страхування
Будівельні науки
Будівництво
Схемотехніка
Теорія організації
Теплотехніка
Технологія
Товарознавство
Транспорт
Туризм
Управління
Керуючі науки
Фізика
Фізкультура і спорт
Філософія
Фінансові науки
Фінанси
Фотографія
Хімія
Цифрові пристрої
Екологія
Економіка
Економіко-математичне моделювання
Економічна географія
Економічна теорія
Етика

8ref.com

© 8ref.com - українські реферати


енциклопедія  бефстроганов  рагу  оселедець  солянка