Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране.

Нажмите для полного просмотра!

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №2

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №3

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №4

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №5

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №6

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №7

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №8

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №9

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №10

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране., слайд №11

Содержание ▲

Вы можете ознакомиться и скачать презентацию на тему Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране.. Доклад-сообщение содержит 11 слайдов. Презентации для любого класса можно скачать бесплатно. Если материал и наш сайт презентаций Mypresentation Вам понравились – поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте в закладки в своем браузере.

Слайды и текст этой презентации

Слайд 1

Описание слайда:

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Лекция №3

Слайд 2

Описание слайда:

Литература: В.С. Орлов Проектирование и анализ разработки нефтяных месторождений при режимах вытеснения нефти водой. М.”Недра” 1973г. М.Л. Сургучев Методы контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений. М “Недра” 1968г. Ю.П. Борисов З.К. Рябинина, В.В. Войнов Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности. М “Недра” 1976г.

Слайд 3

Описание слайда:

Методики расчета технологических показателей разработки, применяемые в США и в нашей стране. 1.Одной из основных проблем проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений является надежный прогноз добычи нефти, и жидкости во времени (при вытеснении нефти водой). К настоящему времени получены многочисленные решения задачи оценки технологических показателей эксплуатации нефтяных месторождений во времени. Процесс разработки нефтегазового месторождения может описываться системой дифференцируемых уравнений с начальными и граничными условиями. Процедуру расчетов на основе созданной геолого-физической модели пласта называют методикой расчета. Дифференцируемые уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождения, основаны на использовании двух фундаментальных законов природы:

Слайд 4

Описание слайда:

закона сохранения вещества, закона сохранения вещества, закона сохранения энергии, а так же на целом ряде физических, физико-химических и специальных законов фильтрации. Эти законы используются в виде уравнений неразрывности потока или в виде уравнений материального баланса. Основным законом фильтрации является закон Дарси. Все известные законы фильтрации базируются на этом законе. Он фиксирует, что скорость фильтрации линейно и прямо пропорционально зависит от градиента давлений где: ν – скорость фильтрации жидкости, k – коэффициент проницаемости, μ – вязкость жидкости в пластовых условиях, – градиент давления в рассматриваемой точке х.

Слайд 5

Описание слайда:

2.Сюда входят методы материального баланса и методы, основанные на экстраполяции фактических характеристик обводнения по известной истории разработки нефтяной залежи. Все методы, которые можно использовать лишь тогда, когда имеется достаточная история разработки залежи к моменту составления проекта разработки – называется эмпирическими. 2.Сюда входят методы материального баланса и методы, основанные на экстраполяции фактических характеристик обводнения по известной истории разработки нефтяной залежи. Все методы, которые можно использовать лишь тогда, когда имеется достаточная история разработки залежи к моменту составления проекта разработки – называется эмпирическими. 3.Прогноз процесса обводнения можно выполнить путем гидродинамических расчетов с учетом неоднородности пластов. Этот метод применим как на стадии оценки добывных возможностей месторождения, составления технологических схем разработки, так и в более поздних стадиях проектирования и анализа разработки – называется аналитическим. В нашей стране методика учета неоднородности пластов в расчетах процесса обводнения впервые была предложена во ВНИИ Ю.П. Борисовым в 1957-1959г. К настоящему времени в различных научно-исследовательских институтах разработан ряд аналитических методик прогноза технологических показателей, которые построены на различных предпосылках и степени учета реальных условий фильтрации флюидов в пористой сфере.

Слайд 6

Описание слайда:

Все аналитические методики предполагают по крайне мере четыре следующих допущений: Все аналитические методики предполагают по крайне мере четыре следующих допущений: А) Неоднородный по проницаемости пласт представляется серией однородных пропластков различной проницаемости. Б) Расчетная характеристика неоднородности пласта в целом предполагается равной сумме расчетных характеристик однородных пропластков. В) Между пропластками не существует гидродинамической связи – отсутствуют перетоки жидкости. Г) Принимается поршневые вытеснения нефти водой. Д) Пренебрегается гравитационным эффектом.

Слайд 7

Описание слайда:

Метод Стайлса. В дополнение к общим допущениям метод Стайлса предполагает, что: 1. добыча жидкости, нефти и закачка воды пропорциональны проницаемости и подвижности κ/μ; 2. коэффициент охвата до прорыва воды постоянен; 3. линейная система вытеснения; 4. в момент прорыва жидкости добыча из прослоя становится мгновенно равной добыче воды (поршневое вытеснения); 5. прослои имеют равную толщину; 6. отсутствует остаточная газонасыщенность. Исходными данными для расчета показателей разработки служит профиль слоев различной проницаемости, начальная и конечная нефтенасыщенность, вязкость нефти и воды в пластовых условиях. Данные о проницаемости слоев располагаются сверху вниз упорядоченно в убывающей последовательности. Для каждого пропластка вычисляются произведением проницаемости k на толщину “производительность”.

Слайд 8

Описание слайда:

Недостающие значения “производительности”, выраженные в долях единиц, в зависимости от нарастающий толщины изображаются в виде кривой. Недостающие значения “производительности”, выраженные в долях единиц, в зависимости от нарастающий толщины изображаются в виде кривой. С помощью этой кривой вычисляются значения доли воды в потоке жидкости и нефтеотдачу R к моменту времени, когда по j- му пропластку прорвалась вода в скважину и пласт в пределах толщины Hj обводнен и дает воду; (1) (2) где: HΣ – общая толщина пласта, Hj – толщина части пласта, заполненного водой, J – номер пропластка по которому вода прорвалась в скважину, – общая производительность пласта, – производительность части пласта толщиной Hj ,

Слайд 9

Описание слайда:

– отношение подвижностей воды и нефти с учетом – отношение подвижностей воды и нефти с учетом коэффициента объемного расширения нефти в. В уравнении (2) первый член правой части выражает нефтеотдачу полностью обводненных пропластков, а второй – характеризует нефтеотдачу пропластков, из которых продолжает поступать нефть. Зная количество извлекаемой нефти (активные запасы), определяют для каждого пропластка дебиты нефти и воды, накопленное количество нефти и воды в пластовых условиях. Накопленная добыча нефти подсчитывается из уравнения материального баланса: (3) Время получения приращения накопленной добычи нефти определяется из соотношения: (4)

Слайд 10

Описание слайда:

В уравнении (4) предполагается, что закачка воды равна добыче жидкости. Знаменатель этого уравнения представляет собой добычу нефти в пластовых условиях. В уравнении (4) предполагается, что закачка воды равна добыче жидкости. Знаменатель этого уравнения представляет собой добычу нефти в пластовых условиях. Накопленное время получают суммированием “приращений времени” Δt (4). Существует несколько модификаций метода Стайлса. Усовершенствованный метод Стайлса (Арпсом) Допущения – те же. Принципиальное отличие состоит в том, что этот метод учитывает различную толщину пропластков, пористость, относительные проницаемости, различное количество связанной воды и остаточной нефти по пропласткам. Доля воды в потоке жидкости определяется из следующего соотношения: (5)

Слайд 11

Описание слайда:

где: – водонефтяной фактор (ВНФ), где: – водонефтяной фактор (ВНФ), – соответствующий дебит воды и нефти. (6) Числитель уравнения (6) представляет собой сумму дебитов воды всех пропластков, в которые прорвалась вода, а знаменатель соответственно сумму дебитов нефти всех пропластков в которые вода не прорвалась. В момент, когда вода прорвется в пропласток k , накопленная добыча нефти определяется следующим соотношением: (7)