CC BY
50
№ 12 (81)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
декабрь, 2020 г.
ЭНЕРГЕТИКА
АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ПРАКТИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ
Абдиразаков Акмал Ибрагимович
ст. преподаватель, Каршинский инженерно-экономический институт, Республика Узбекистан, г. Карши E-mail: akmal/abdirazakov@bk. ru
Иботов Ойбек Куйли угли
ст. преподаватель, Каршинский инженерно-экономический институт, Республика Узбекистан, г. Карши
Мавланов Зафар Аланазарович
ассистент,
Каршинский инженерно-экономический институт, Республика Узбекистан, г. Карши
ANALYSIS OF FIELD DEVELOPMENT INDICATORS AND PRACTICAL CALCULATION
Abdirazakov Akmal Ibragimovich
Senior Lecturer Karshi Engineering and Economic Institute, Uzbekistan, Karshi c.
Ibotov Oybek Kuyli Ugli
Senior Lecturer Karshi Engineering and Economic Institute Uzbekistan, Karshi c.
Mavlanov Zafar Allanazarovich
Assistant
Karshi Engineering and Economic Institute, Uzbekistan, Karshi c.
АННОТАЦИЯ
Сегодняшний день производительность нефтяных и газовых скважин напрямую зависит от разработке нефтегазовых месторождений. Количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазового месторождение ограничивают путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин и особенно, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Выделим условно две зоны в области фильтрации нефти вблизи скважины: верхнюю и нижнюю, разделенные горизонтальной плоскостью, проходящей через середину интервала перфорации в скажине на месторождение Шакарбулак.
ABSTRACT
Today, the productivity of oil and gas wells directly depends on the development of oil and gas fields in natural conditions, the amount of gas taken from the gas cap of an oil and gas field is limited by a significant decrease in the flow rates of oil wells, and especially those located near the gas-oil contact. Let us conditionally single out two zones in the oil filtration area near the well: the upper and the lower, separated by a horizontal plane passing through the middle of the perforation interval in the hollow to the Shakarbulak field.
Ключевые слова: месторождения, нефть, перфорация, интервал, гидродинамический исследование, газовой шапка, вязкость, без газовой, безводный, скажин, дебит.
Keywords: fields, oil, perforation, interval, hydrodynamic study, gas cap, viscosity, without gas, waterless, well, debit.
Библиографическое описание: Абдиразаков А.И., Иботов О.К., Мавланов З.А. Анализ показателей разработки месторождения и практических расчетов // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2020. 12(81). URL: https: // 7un iversum. com/ru/tech/archive/item/11001 (дата обращения: 25.12.2020).
№ 12 (81)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
декабрь, 2020 г.
ВВЕДЕНИЕ
В административном отношении месторождение Шакарбулак расположено в Гузарском районе Кашкадарьинской области Республики Узбекистан.
Район пустынный и в географическом отношении представляет собой слабовсхолмленную равнину с абсолютными отметками 425-450 м. На месторождения нет постоянных источников пресной воды, район относится к безводном категориям. Для технических нужд используется вода доставляемая по водопроводу.
Климат района резко континентальный, типичный для полупустынных районов Средней Азии с сухим жарким летом и холодной зимой. В летнее время воздух прогревается до 35-45°С, а зимой температура колеблется от 5 °С до минус 20 °С. Среднегодовое количество осадков не превышает 400 мм. Особенностью района являются часто дующие, преимущественно юго-западного направления ветры, со скоростью 2-3 м/с. Отличается и "афганец" со скоростью 20-25 м/с.
Плотность населения низкая. Коренное население занимается скотоводством и хлопководством.
ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды
Характеристика нефти. На этапе поисково-разведочных работ (1990 г.) на месторождениях Шакарбулак в нефтяной залежи отбор нефти произведен в объекте, в скважине № 4 (интервал 3782-3770 м) вызвал некоторое сомнение в отобранных проб. Вследствие этого в 1993 г. был произведен повторный отбор образцов пластового флюида из этого же интервала опробования 3782-3770 м. Это стало возможным в связи с тем, что на месторождении с 1992 г. ведется пробная эксплуатация нефтяной под газовой залежи [1].
Отобранные пробы нефти и газа также рекомби-нировались и исследовалась на установке фазовых равновесий фирмы «Альстом-Атлантик» методом однократного разгазирования. Полученный материал по результаты определению параметров приведено в таблице 1.
Анализируя полученные данные по скважине № 4 на стадии поисков разведочных работ (1990 г.) и в процессе опытно-промышленной эксплуатации
(1993 г.) можно отметить, что по ряду физико-химических параметров жидких УВ, (плотность, молекулярный вес, начало кипения, газосодержание, фракционный и групповой состав УВ) полученный пла-стовый флюид можно отнести к высоко газанасы-щенной нефти с большой примесью конденсата из зоны газонефтяного раздела, что действительно подтверждается близким расположением исследованного объекта к газонефтяному контакту [1].
Следовательно, в [1] использование параметров пластовой нефти по скважине № 4 представлялось некорректным. Вместе с тем рекомендовалось использовать следующие основные параметры, полученные в результате исследований скважины № 1:
• давление насыщения, МПа - 24,7;
• газа содержание, м3/м3 - 275;
• объемный коэффициент - 1,8;
• плотность пластовой нефти - 624 кг/м3;
• плотность сепарированной нефти -902,4 кг/м3;
• плотность нефти растворенного газа (по воздуху) - 0,675.
Информация о вязкости нефти в пластовых условиях имеется только по скважине № 4. Однако, приведенные данные (0,25 мПа-с и 0,31 мПа-с) занижены, т.к. в рекомбинированных пробах нефти велика доля конденсата, на что указывает низкая плотность дегазированной нефти в стандартных условиях (0,797 г/см3; 0,801 г/см3). Заниженными представляются также значения вязкости дегазированной нефти, полученные по устьевым пробам в лаборатории г. Карши и составляющие от 0,8 мПа-с до 2 мПа-с, а в среднем 1,12 мПа-с, т.к. величина вязкости газа насыщенной нефти, определенная с использованием эмпирической зависимости вязкости от газа насыщенной нефти от вязкости дегазированной нефти, установленной Чью и Конелли, оказалась также заниженной (0,25 мПа-с). В связи с этим вязкость в [1] дегазированной нефти была определена по эмпирической зависимости ее от плотности дегазированной нефти в стандартных условиях и составила 3 мПа-с. На основании полученного значения по формуле Чью и Конелли был выполнен расчет вязкости пластовой нефти, составившей 0,42 мПа-с.
№ 12 (81)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
декабрь, 2020 г.
Таблица 1
Результаты лабораторных исследований пластовой нефти
[омер скважины Горизонт S я я я л а о -© а 9J Я ч л я а а е S « Я Я iJ 7 Л п 4J © я о и о ев а Н Л а 9J Я S 9J н я л я о л е S я я я iJ э 3 CJ Л Я и я Газа содержание н я iJ я я я ©ф ©ф т © := 3 я ^ ^ я ы п л CJ ¡¡у Н Я 9J Я я я ф Плотность нефти, кг/м3 о ов е ^ я н ©ф я := О Я о н CJ Л п я
д ij н я S н CJ л п е н CJ л п е и л м3/м3 м3/т ij ю О ■© © пластовой Сепарированной >jS н о о СО я —
на этапе поисково-разведочных работ
4 XV-Р 3782-3770 39,1 122 37,5 615 772 3,22 68,0 402 797 0,31
на этапе опытно-промышленной эксплуатации
4 XV-Р 3782-3770 39,2 123 38,0 686 868 3,12 68,1 402 790 0,25
Характеристика газа. Газоконденсатные исследования проведены на объекте скважин № 4 (интервал 3785-3760 м).
По результатам лабораторных исследований проб от сепарированного газа и сырого конденсата,
Расчет состава пластового газа
отобранных в процессе промысловых работ, в [1,2] был произведен расчет состава пластового газа и потенциального содержания в нем стабильного конденсата (таблицы -2).
Таблица 0.
ины № 4, интервал 3785-3760 м
Компоненты Газ сепарации Газ дегазации Пентаны и выше кипящие в сыром конденсате, г/моль Суммарное число г/моль газа сепарации, дегазации, пентанов и выше кипящих Состав пластового газа, % моль.
% г/моль % г/моль
СН4 85,79 857,9 33,34 4,85 862,75 80,51
С2Н6 7,07 70,7 16,06 2,33 73,03 6,82
С3Н8 2,83 28,3 24,39 3,54 31,84 2,97
i-C4Hl0 0,37 3,7 5,1 0,74 4,44 0,41
n-C4Hl0 0,69 6,9 10,86 1,58 8,46 0,79
C5Hl2+B 0,43 4,3 8,06 1,17 57 62,47 5,83
N2 0,52 5,2 0,12 0,02 5,22 0,49
CO2 2,15 21,5 1,6 0,23 21,75 2,03
H2S 0,14 1,4 0,46 0,07 1,47 0,14
He 0,01 0,1 не обн. не обн. 0,1 0,01
Ъ 0,0016 0,016 0,01 0 0,016 -
Итого 100 1000 100 14,53 57 1071,546 100
Характеристика воды. Воды продуктивных горизонтов по химическому составу относятся к III классу по Пальмеру, жестким; по Сулину - сульфатно-натриевому типу, хлоридной группе, подгруппе натриевых. Плотность воды 1,06-1,09 г/см3. Содержание йода до 20, брома - до 200 и аммония -до 40 мг/л.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПЕРЕДЕЛЬНЫХ ДЕБИТОВ СКВАЖИН ПРИ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Скважина, эксплуатирующая нефтяную оторочку нефтегазовой залежи, вскрывает пласт таким образом, что верхние перфорационные отверстия ^
№ 12 (81)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
декабрь, 2020 г.
находятся по вертикали на расстоянии от первоначального газонефтяного контакта, а вся вскрытая скважиной толщина, отсчитываемая от подошвы пласта, составляет Ис. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с образованием газового конуса представлена на рис 1.
газа из газовой шапки нефтегазового месторождение ограничивают путем значительного уменьшения де-битов нефтяных скважин и особенно, находящихся вблизи газонефтяного контакта. Следовательно, дебит нефтяных скважин должен быть малым по причине недопущения подтягивания газовых конусов. Согласно приближенной методики расчета конусо-образования, основанной на упрощенной теории фильтрации жидкости со свободной поверхностью, приближенно считается, что давления в каждый цилиндрическом сечении пласта определятся высотой столба нефти в данном сечении. окончательно формула для предельного без газового дебита нефти (такого дебита при котором в скважину притекает только нефть) иметь вид [4,6]
= ^ дт [№ к)2- (Ьс )2] • 86400 = 14,7 м3/
ин\п—
ГС
Рисунок 1. Схема образования газового конуса
Определить условный предельный без газовый дебит скважины. Исходные данные для расчета приведены в табл. 4.
РЕШЕНИЕ
При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах количество отбираемого
где: hk -высота столба нефти на условном контуре питания с радиусом;
Гк=о, отсчитываемая от подошвы пласта; ^ -высота вскрытия нефтяной части месторождения (высота столба нефти, отсчитываемая от подошвы пласта при)
Ау =(ун - Уг) - разность удельных весов нефти.
Таблица 3.
Таблица исходных данных для расчёта дебита №4 скважине месторождение Шакарбулак
Наименование исходных параметров Значение
1 2
Расстояние верхних перфорационных отверстий от первоначального газонефтяного контакта h0 , м 10 7
Вскрытая скважиной толщина пласта, отсчитываемая от подошвы hc , м 12 12
Проницаемость пласта k, м2 0,119 10-12 0,08 10-12
Вязкость нефти Цн , мПас 1,12 0,42
Удельный вес нефти Ун , Н/М3 7.97Т03 8,01 103
Плотность газа в пластовых условиях Уг , Н/М3 0,25 103 0.035 103
Расстояние между скважины 2о, м 500 500
Радиус скважины Гс, м 0.127 0,127
Определение начального предельного безгазового-безводного дебита нефти скважины
Скважина, предназначенная для разработки нефтяной оторочки нефтегазовой залежи, подстилаемой водой, перфорируется только в интервале, расположенном в середине нефти насыщенной толщи. При этом, расстояние от верхних перфорационных
отверстий до первоначального положения газонефтяного контакта составляет на таком же расстоянии отстоят нижние перфорационные отверстия от первоначального положения водонефтяного контакта. Схема притока нефти к скважине нефтегазового месторождения с образованием газового и водяного конусов представлена на рис. 2.
№ 12 (81)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
декабрь, 2020 г.
Рисунок 2. Схема образования газового и водяного конусов
Требуется определить полный предельный без-газового-безводный дебит скважин. Исходные данные для расчета приведены в табл. 5.
Таблица 4
Таблица исходных данных для расчёта дебита №4 скважине месторождение Шакарбулак
Наименование исходных параметров Значение
1 2
Радиус условного контур питания rk, м 500 480
Высота столба нефти на условном контуре питания с радиусом ти hk, м 25,8 22
Интервал перфорации в скважине hc , м 12 12
Проницаемость пласта k, м2 0,119 10-12 0,08 10-12
Вязкость нефти /лн, мПас 1,12 0,42
Удельный вес нефти у„, н/м3 7.97Т03 8,01 103
Удельный вес газа в пластовых условиях Уг, н/м3 0,25 103 0.035 103
Удельный вес воды Ув, н/м3 10,6103 10,9 103
Радиус скважины Гс, м 0.127 0,127
РЕШЕНИЕ
Выделим условно две зоны в области фильтрации нефти вблизи скважины: верхнюю и нижнюю, разделенные горизонтальной плоскостью, проходящей через середину интервала перфорации. Для первой зоны будем находить, соответственно, начальный безгазовый дебит, а для второй - начальный безводный дебит [4]. Исходя из приближенной теории конусообразования, для предельного без газового дебита будет справедливо выражение:
=-1 . 1 - ■ ЯЬ40О =3,23 м3/сут
где: Ау1 = (Аун - Ауг) - разность удельных весов нефти и газа. Ау] =7,72
Соответственно, формула для предельного безводного дебита имеет вид:
.... = —,Т - ~ . 86400 = 1,22 м3/сут
где: Ау2 = (Аув - Аун) - разность удельных весов воды и нефти. Ау2 =2,93
Полный предельный без газово-безводный дебит нефти определяется суммой указанный дебитов:
дн = дн1 + дн2 = 4,45 м3/сут
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Исходя из приведенной ниже таблицы дебита №4 скважин месторождение Шакарбулак и расчет предельный безгазово-безводный дебит нефти, в результате сравнения и при установление режима эксплуатации скважин или несоблюдение режима эксплуатации, на №4 скважине [1] после 2012 год извлекаемой дебит полностью перешел на воду.
№ 12 (81)
UNIVERSUM:
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
декабрь, 2020 г.
Таблица 5.
Таблица дебита
№ 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019
Скважина №4 970,2 тыс. тон/за месяц 1050,3 тыс. тон / за месяц 1229,321 тыс. тон / за месяц 601,071 тыс. тон / за месяц 0 0 0 0 0 0 0
Список литературы:
1. Агзамов А.Х. Проект пробной эксплуатации месторождения Шакарбулак. - Ташкент : УзбекНИПИнефтегаз, 1998.
2. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. — М.: Недра, 1986. 332 с.
3. Пак С.А. Подсчет запасов нефти и газа месторождения Шакарбулак в Республике Узбекистан. - Ташкент : ОАО "Узбекгеофизика", 2001.
4. Санду С.Ф., Росляк А.Т., Галкин В.М. Практикум по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений» Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2011.-88 с.
5. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. - М. : "Нефть и газ", 2003.
6. Мищенко И.Т. Расчеты при добыче нефти и газа. - М. : "Нефть и газ" , 2008.
7. Пак С.А. Подсчет запасов нефти и газа месторождения Шакарбулак в Республике Узбекистан. - Ташкент : ОАО "Узбекгеофизика", 2001.
8. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М. : «Недра», 1979, 271 с.
