Методические указания к лабораторной работе №8 «анализ динамики годовых показателей разработки нефтяной залежи»



Скачать 180,97 Kb.
Дата29.10.2016
Размер180,97 Kb.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

«ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт природопользования

Кафедра геологии




Методические указания к лабораторной работе №8
«АНАЛИЗ ДИНАМИКИ ГОДОВЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ»

г. Ханты-Мансийск

2015 г.
Анализ динамики годовых показателей разработки нефтяной залежи
Цель: Выполнить анализ динамики годовых показателей разработки нефтяной залежи, оценить её промыслово-геологическую характеристику и результаты разработки. Обосновать мероприятия по системе разработки.

Задание:

1. Рассчитать относительные показатели разработки залежи и построить график разработки.

2. Проанализировать динамику показателей эксплуатации по стадиям с учетом обобщения опыта.

3. Высказать соображения о характеристики залежи, её продуктивности в природном режиме.

4. Дать оценку эффективности системы разработки и предложения по её совершенствованию.
Исходные данные: приложение 1 к лабораторной работе 3.
Таблица 1.

Показатели разработки залежи по годам




Годы с начала разработки

Годовая добыча, тыс.т.

Темпы добычи

Текущее нефтеизвлечение, %

Газ. фактор, м33

Рпл, МПа

Накопленная добыча, тыс.т.

Годовая обвод. продукции, %

нефти

воды

жид-ти

нефти

жид-ти
















1

54

0













70

17,5







2

126

0













100

16,7







3

150

7













180

15,9







4

150

10













240

15,1







5

135

5













240

14,3







6

115

8













250

13,4







7

98

12













220

12,7







8

82

15













195

12,1







9

71

11













170

11,6







10

59

11













160

11,1







11

50

7













100

10,7







12

45

7













80

10,3







13

43

6













78

10,2







14

42

5













77

10,1








Проектный КИН - 0,3
Технология и показатели разработки

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.



Д о б ы ч а н е ф т и — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект, в единицу времени, и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.

Добыча жидкости — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени.

Д о б ы ч а г а з а. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения.

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Т е м п р а з р а б о т к и — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

На рисунке 1 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.


Рис.1. Зависимость темпов разработки месторождений от времени



П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

График разработки (рис.2) составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки.

Рис.2. График разработки месторождения


На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, обводнения продукции, действующего фонда добывающих скважин, количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промысловых особенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработки.

При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.


Показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени




Выполнения задания:

1.Работа выполняется в порядке, определенном заданием. По данным, приведенным в таблицы 1, заполняем пустующие графы - показатели разработки залежи по годам:



Таблица 1

Годы с начала разработки

Годовая добыча, тыс.т.

Темпы добычи, %

Текущее нефтеизв-лечение, %

Газ. фактор, м33

Рпл, МПа

Накопленная добыча, тыс.т.

Годовая обвод. продукции, %

нефти

воды

жид-ти

нефти

жид-ти
















1

54

0

54

3,2

3,2

1,08

70

17,5

54

0

2

126

0

126

7,4

7,4

3,6

100

16,7

180

0

3

150

7

157

8,8

9,2

6,6

180

15,9

330

4,5

4

150

10

160

8,8

9,4

9,6

240

15,1

480

6,3

5

135

5

140

7,9

8,2

12,3

240

14,3

615

3,6

6

115

8

123

6,8

7,2

14,6

250

13,4

730

6,5

7

98

12

110

5,8

6,5

16,56

220

12,7

828

10,9

8

82

15

97

4,8

5,7

18,2

195

12,1

910

15,5

9

71

11

82

4,2

4,8

19,62

170

11,6

981

13,4

10

59

11

70

3,5

4,1

20,8

160

11,1

1040

15,7

11

50

7

57

2,9

3,4

21,8

100

10,7

1090

12,3

12

45

7

52

2,6

3,1

22,7

80

10,3

1135

13,5

13

43

6

49

2,5

2,9

23,56

78

10,2

1178

12,2

14

42

5

47

2,5

2,8

24,4

77

10,1

1220

10,6

Строим график разработки.


2.Анализируем динамику разработки по стадиям. На графике разработки проводим границу стадий. Ко второй стадии относится год, с максимальной добычей, и годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10%. Таким образом: (проводим анализ)

1 стадия продолжалась _____, отобрано от НИЗ___________%.

2 стадия продолжалась __ года. Достигнут высокий тем разработки __ % в год. Отобрано за вторую стадию ___% НИЗ.

3 стадия _________(срок продолжения) лет. Добыча составила ______% от НИЗ.


Всего за 12 лет разработки отобрано ___% НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения достиг ____% при проектном 30%.
Есть основания (или нет?) ожидать, что проектный КИН будет достигнут.
3.Характеристика залежи (ваши соображения).

Судя по данным, залежь имеет небольшие размеры, соответственно и запасы.

Залежь запечатанная Рпл = Рнас. Газовая шапка отсутствует. Режим залежи – режим растворенного газа. Это подтверждают и данные эксплуатации – пластовое давление непрерывно снижается (и т.д.)……(анализируем: промысловый газ. фактор, темп разработки по дебитам, характеристика обводненности, ваши предложения, суждения).

Приложение 1 к лабораторной работе 3



Анализ динамики годовых показателей разработки нефтяной залежи


Исходные данные

Ед.изм.

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Балансовые запасы

тыс.т.

5000

5700

4900

5070

5150

4970

5000

5050

4800

6000

5780

5550

Извлекаемые запасы

тыс.т.

1700

1600

1480

1490

1550

1410

1570

1550

1480

1610

1730

1590

Давление:

Рпл

Рнас.

атм

17,5

17,7

17,6

17,5

17,9

17,8

17,5

18,1

18,3

18,4

18,1

17,5


атм

17,2

17,5

17,3

17,2

17,6

17,5

17,2

17,8

18

18,1

17,8

17,2

Газосодержание

м33

70

70

70

70

70

70

70

70

70

70

70

70


Поделитесь с Вашими друзьями:


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница