Динамика коэффициента текущей нефтеотдачи

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 6

Отмечается следующее:

1) разработка месторождения завершится через 11 лет при обводнен­ности продукции 99%;

2) накопленная добыча нефти к концу разработки достигнет 25,38 млн.м³;

3) конечная нефтеотдача составит 0,499.

Динамика показателей суточной добычи нефти, обводненности продук­ции и нефтеотдачи в целом по месторождению представлена на рис. 12.

Рис. 12. Зависимость q_{н ,} v, h от времени t для месторождения

8. После того как определены технологические показатели разработки месторождения рассчитываем показатели работы одной добываю­щей скважины - среднесуточные дебиты жидкости, нефти и воды.

Предварительно определили количество действующих скважин для заданных промежутков времени с учетом темпов разбуривания и обустрой­ства месторождения.

Если семиточечная схема размещения скважин охватывает число элемен­тов площади N>1, то количество добывающих скважин =3N+4.

Так, если в течение первого полугодия (t =0,5) в эксплуатации находятся 18 элементов площади, то n_d= 3·18+4=58. Для других значений времени t расчет выполнили аналогично, максимальное число действующих добывающих скважин равно 220.

По мере достижения предельной обводненности извлекаемой продукции скважины выводятся из эксплуатации, к концу разработки месторождения их количество уменьшается.

Результаты расчета представлены в табл.8, которую заполнили с использованием данных таблиц 5 и 6.

Таблица 8

Показатели эксплуатации скважин

9. Рассчитываем перепад давления в элементе системы разработки на ос­нове моделипоршневого вытеснения нефти водой.

Предварительно находим параметр σ как половину расстояния между добывающими скважинами вдоль кругового контура радиусом r_к. Для семиточечного элемента системы разработки:

а) при r_в=r_нс в области элемента пласта r_нс ≤r_в ≤r_к движется чистая нефть. Считают, что фазовая проницаемость для нефти в этом случае равна абсолют­ной проницаемости пласта, a K_H=K_H (S_cв)=1. Тогда:

б) при r_в=r_к/2 в области элемента пласта r_нс ≤ r_в ≤r_к движется вода. Фа­зовая проницаемость породы для воды в этом случае равна K_в=K_в(S*)= 0,855. В остальной части элемента пласта фильтруется нефть, следовательно:

в) при r_в=r_к во всей области фильтрации движется вода, поэтому:

=2,7 2,7

Видно, что при постоянном объеме закачки перепад давления в элементе пласта по мере продвижения фронта вытеснения нефти водой уменьшается.

ВАРИАНТ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, ПОЗВОЛЯЮЩИЙ УВЕЛИЧИТЬ ПРОДОЛЖИТЕЛЬНОСТЬ БЕЗВОДНОГО ПЕРИОДА t* В ДВА РАЗА

Для увеличения продолжительности безводного периода t^* в два раза, мною было принято решение увеличить параметр r_к – радиус кругового элемента, эквивалентного семиточечному элементу площади. Так как
а , то для увеличения r_к необходимо уменьшить число элементов площади, вводимых в разработку каждые полгода в два раза, с 18 до 9.

418,5203

=

1188,5

Полученное значение t^* = 3,2562 года, в два раза больше первоначального t*=1,628 года и удовлетворяет условию увеличения продолжительности безводного периода разработки в два раза.

Далее сравним основные проектные параметры и показатели разработки.

Сравним основные показатели разработки для значений t^* и запишем их в таблицу 9.

Таблица 9

Сравнение показателей

Получим, что КИН для элемента изменён, но не значительно. Но КИН по всему месторождению выше для 2-го случая (уменьшения время ввода в эксплуатацию Т в 2 раза). Дополнительная добыча составит 1,05731 тыс. м³ нефти. При уменьшении Т в 2 раза значительно уменьшается фонд скважин (на 108), при этом коэффициент охвата пласта остается неизменным, что приводит к значительному уменьшению закачки воды в пласт при еще большей добыче нефти, несмотря на то, что сильно увеличилось время разработки месторождения.

Графики основных показателей разработки для двух случаев приведены на рисунках 15 и 16.

ВЫВОД

При увеличении продолжительности безводной добычи нефти в 2 раза, увеличивается и время разработки месторождения, что приводит к дополнительным затратам. Но при этом уменьшается количество вводимых в эксплуатацию добываемых и нагнетальных скважин. В плане нефтеотдачи только изменение времени ввода в эксплуатацию элементов повлияло на конечный КИН (увеличение составило 4%). Поэтому, после всего вышеизложенного увеличение безводного периода добычи нефти, несомненно, доказывает свою полезность.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Каневская Р.Д., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учеб. для вузов. - М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005.-496 с.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учеб. для вузов. - М.: Недра, 1993. - 416 с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1998. - 365 с.

4. Щуров В.И. Технология и техника добычи нефти: Учеб. для вузов. – М.:ООО ТИД «Альянс», 2005. – 510 с.

5. Подземная гидромеханика: Учеб. пособие. / В.А.Ольховская; Самар. гос. техн. ун-т: Самара, 2007. - 177 с.

6. Использование моделей пониженной размерности в прикладных задачах подземной гидромеханики: Учеб. пособие / В.А.Ольховская. - Самара: Самар. гос. техн. ун-т, 2011. - 105 с.

7. Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: Учебник –

М.: Недра, 1971. – 312 с.

Познавательные статьи:



Организация работы процедурного кабинета

Статус республик в составе РФ

Понятие финансов, их функции и особенности

Сущность демографической политии