Практическое занятие 1. Ввод месторождения в разработку. Определение технологических показателей разработки месторождения — КиберПедия 

Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...

Общие условия выбора системы дренажа: Система дренажа выбирается в зависимости от характера защищаемого...

Практическое занятие 1. Ввод месторождения в разработку. Определение технологических показателей разработки месторождения



 

Цель работы:Определение технологических показателей разработки привводе месторождения в разработку.

Основные технологические показатели разработки месторождения можно разделить на две группы. Первая группа включает в себя основные показатели работы залежи, а вторая группа – основные показатели, связанные с фондом скважин.

 

I группа

1. Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн .

 

2. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д. ед.

 

  z(t) = qн (t)      
  Nизв  
       
3.   Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов ( кущих извлекаемых  
         
  запасов), %. На последний год z = 100%.  
             

 

z(t) = qн (t)  
N изв - Qн 100%  

4. Накопленная добыча нефти

 

t

Q н = åqнi

 

i=1

 

5. Коэффициент нефтеотдачи(коэффициент извлечения нефти–КИН) – отношение накопленной добычи нефти к её начальным геологическим запасам (в % или д.ед.). Обе величины должны быть определены в одних условиях (либо в поверхностных, либо в пластовых).

 

h(t) = Q (t)  
Nгеол  
Текущий КИН  

Конечный КИН = Nизвл/Nгеол

 

6. Годовая добыча жидкости, в млн. тонн. Всего, в ом числе механизированным способом.

 

7. Годовая добыча газа, млн. м3.

Накопленная добыча газа, млрд. м3.

 

8. Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн жидкости, млн. м3 (газа).

 

9. Обводненность, в % или д.ед. Обозначение – Вн или ν(t). Это доля воды в двухфазном потоке продукции:

n(t) = qв (t) qж (t)

10. Компенсация отбора закачкой – это отношение закачанного объема воды к объему отобранной жидкости. Оба объема считаются в пластовых условиях.

 



Этот показатель может варьировать на разных этапах и в разных условиях разработки. Вначале он может быть < 100%, потом быть равным 200-300%, а затем опять снижаться.

 

II группа

1. Темп ввода скважин из бурения.

 

2. Эксплуатационный фонд.

 

3. Действующий эксплуатационный фонд.

 

4. Количество добывающих и нагнетательных скважин.

 

5. Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу, приемистость нагнетательных скважин.

 

Задача 1.Месторождение разбурено равномерной сеткой скв жин.Плотность сетки скважин S=25 га/скв; нефтенасыщенн я толщина

h=(3+0,25·N) м; пористость m= 0,2; начальная нефт насыщенность Sn= 0,7; плотность нефти в пересчете на поверхностные условия ρ=0,88 г/см3.



Здесь N – номер варианта.

 

Месторождение разбуривается и вводится в разработку в течение 7 лет по 20 скважин в год. Темп отбора нефти от НИЗ элемента в течение первых трех лет составляет 5%, затем происходит падение добычи нефти в среднем на 4% ежегодно. При отборе всех введенных запасов конечный коэффициент нефтеизвлечения составит 0,48.

При расчете отбора жидкости принять, что среднегодовая обводненность добываемой продукции численно равна накопленному отбору нефти с начала разработки, выраженному в процентах от НИЗ месторождения.

 

Требуется:

 

1. Рассчитать дин мику технологических показателей разработки по годам на 15 лет;

 

· Годовую д бычу нефти,

 

· Темп тб ра в % от НИЗ (годовая добыча в % от НИЗ), · Темп отбора в % от ТИЗ (годовая добыча в % от ТИЗ),

 

· На опленную (нарастающую) добычу нефти с начала разработки, · На опленную добычу нефти с начала разработки в % от НИЗ, · Текущий КИН, · Обводненность (содержание воды) добываемой продукции в %,

 

· Годовую добычу воды

 

· Средний дебит одной скважины по нефти · Средний дебит одной скважины по воде

 

2. Построить график изменения годовой добычи нефти и среднегодовой обводненности продукции по годам на 15 лет.

 


Указание.

 

1) Найти начальные балансовые запасы нефти на группу скважин.

НБЗгр=20 S h m Sn ρ

2) Найти начальные извлекаемые запасы нефти(НИЗ) на группу

НИЗгр = НБЗгр*КИН

 

3) Найти НИЗ месторождения НИЗ=7*НИЗгр

3) Записать в первую строчку таблицы годовые объемы добычи нефти из

 

скважин первого года ввода

 

4) во втором году вводится такое же количество запасов нефти. Добычу нефти по годам из скважин второго года ввода записать во вторую строчку таблицы и т. д.

  1-й 2-й 3-й 4-й 5-й 6-й 7-й 8-й
  год год год год год год год год
                 
1-ввод q1 q2 q3 q4 q5 q6 q7 q8
                 
2-ввод   q1 q2 q3 q4 q5 q6 q7
3-ввод     q1 q2 q3 q4 q5 q6
                 
4-ввод       q1 q2 q3 q4 q5
5-ввод         q1 q2 q3 q4
                 
6-ввод           q1 q2 q3
7-ввод             q1 q2
Qн годовая                
                 

 



По вычисле ым значениям годовой добычи нефти рассчитываются остальные п казатели разработки.

 

Пример ешения задачи для N=30 на 9 лет.

 

1) определяем нефтенасышенную толщину пласта: h= 3+0,25·N=3+0,25*30=3+7,5=10,5(м).

 

2) вычислим начальные балансовые запасы для группы скважин:

 

НБЗгр=20 S h m Sn ρ=20*250000*10,5*0,2*0,7*0,88=6468 (тыс.т).

3) вычисляем НИЗ для группы скважин:

 

НИЗгр= НБЗгр*0,48= 3104,64(тыс.т)

4) Вычисляем НИЗ месторождения:

 

НИЗ=3104,64*7=21732,48(тыс.т)

 

5) Вычисляем НБЗ месторождения:

 

НБЗ=6468*7= 45276 (тыс.т).

 


6)Определяем добычу нефти по годам для первой группы скважин:

 

q1= q2= q3=3104,64*0,05= 155,232(тыс.т).

q4= q3*0,96=155,232*0,96= 149,023(тыс.т)

q5= q4*0,96=149,023=0,96=143,062 (тыс.т) и т.д.

 

7) полученные данные записываем в первую строчку таблицы

 

8) добычу нефти по годам для второй группы скважин записываем со сдвигом на 1 год.

 

9) добычу нефти по годам для третьей группы скважин записываем со сдвигом еще на 1 год и т.д.

  1-й 2-й 3-й 4-й 5-й 6-й 7-й год 8-й 9-й  
  год год год год год год год год  
     
                     
1-ввод 155,23 155,23 155,23 149,02 143,06 137,34 131,85 126,57 116,66  
                     
2-ввод   155,23 155,23 155,23 149,02 143,06 137,34 131,85 126,57  
                     
3-ввод     155,23 155,23 155,23 149,02 143,06 137,34 131,85  
                     
4-ввод       155,23 155,23 155,23 149,02 143,06 137,34  
                     
5-ввод         155,23 155,23 155,23 149,02 143,06  
                     
6-ввод           155,23 155,23 155,23 149,02  
                     
7-ввод             155,23 155,23 155,23  
                     
Qн годовая по 155,23 310,46 465,7 614,72 757,78 895,12 1026,97 998,31  
месторожд.                    
                     

 

10) Суммируя по столбцам, находим добычу нефти по годам для месторождения в целом.

 

Для записи результатов дальнейших расчетов составляем новую таблицу.

 

11) Темп тбора от НИЗ определяем по формуле:

ТНИЗ= Qн годовая/НИЗ*100

 

12) Накопленную добычу нефти определяем по формуле: Qн нак(t)= Qн нак(t-1)+ Qн годовая(t).

 

13) Остаточные НИЗ на начало года t или текущие извлекаемые запасы нефти(ТИЗ) определяем по формуле:

 

ТИЗ(t)=НИЗ- Qн нак(t-1)

 

14) Темп отбора от ТИЗ определяем по формуле:

ТТИЗ= Qн годовая/ТИЗ*100.

 

15) Коэффициент использования запасов определяем по формуле:

Кисп(t)= Qн нак(t)/НИЗ*100.

 

16) Текущий КИН определяем по формуле:

 

 


КИНтек(t)= Qн нак(t)/НБЗ.

 

17) годовую добычу воды определяем из формулы:

 

В= Qв/( Qв+ Qн) → Qв= Qн*В/(100-В)

 

18) определяем действующий фонд добывающих скважин, предполагая, что в течении 15 лет скважины не отключатся:

 

в первом году N1=20, во втором году N2=40, в третьем году N3=60, в четвертом году N4=80, в пятом году N5=100, в шестом году N6=120, в 7-15

 

годах N7=… = N15=140.

 

19) Дебит одной скважины определяем по формуле:

qн= Qн годовая/(365*N), т/сут; qв= Qв годовая/(365*N), т/сут

Расчеты по пп11-18 для первого и второго года показать подробно, а для остальных годов достаточно показать только в таблице.

  1-й 2-й 3-й 4-й 5-й 6-й 7-й год 8-й 9-й  
  год год год год год год год год  
     
                     
Qн годовая, тыс.т 155,23 310,46 465,7 614,72 757,78 895,12 1026,97 998,31  
                     
Темп отбора от 0,71 1,43 2,14 2,83 3,49 4,12 4,73 4,59 4,44  
НИЗ, %                    
                     
Qн нак, тыс.т  
ТИЗ на начало 21,73 21,58 21,27 20,8 20,19 19,43 18,53 17,51 16,51  
года, млн.т                    
                     
Темп отбора от 0,71 1,44 2,19 2,96 3,75 4,61 5,54 5,70 5,84  
ТИЗ, %                    
                     
Коэфф. исполь. 0,71 2,14 4,29 7,11 10,60 14,72 19,45 24,04 28,48  
запасов, %                    
                     
КИН тек, д.е 0,003 0,01 0,021 0,034 0,051 0,071 0,093 0,115 0,137  
                     
Обводненность, 0,71 2,14 4,29 7,11 10,60 14,72 19,45 24,04 28,48  
%                    
                     
Qв годовая, ыс. 1,12 6,80 20,85 47,08 89,86 154,50 247,90 315,93 384,06  
                     

 







Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций...

Кормораздатчик мобильный электрифицированный: схема и процесс работы устройства...

Индивидуальные и групповые автопоилки: для животных. Схемы и конструкции...

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим...





© cyberpedia.su 2017 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав

0.019 с.