124656 (Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Лениногорскнефть"), страница 10

Рис. 4.3.12. График расчета дополнительной добычи нефти за счет МУН (скважина №3)

5. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ПРИ ПРИМЕНЕНИИ МЕТОДА

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3. На начало планируемого года:

- накопленная добыча нефти (ΣQ_н), т;

- накопленная добыча жидкости (ΣQ_ж), т;

- накопленная закачка воды (ΣQ_зак), м³;

- действующий фонд добывающих скважин (N_д^дей);

- действующий фонд нагнетательных скважин (N_н^дей);

1. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (N_б):

- добывающих (N_д^б);

- нагнетательных (N_н^б).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

Год	НБЗ, тыс.т.	НИЗ, тыс.т.	ΣQн, тыс.т.	ΣQж, тыс.т	ΣQзак, тыс. м3	Nддей	Nндей	Nдб	Nнб
2009	138322	69990	54830	200323	236577	307	196	3	1

Расчет показателей разработки

1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:

Д_пер=365К (5.1)

Д_пер= 3650,9 = 328,5

1. Количество дней работы новых добывающих скважин:

Д_нов=160

1. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

q_н^нов=8 т/сут

1. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

К_пад=0,93

1. Годовая добыча нефти из новых скважин:

(5.1)

1. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

(5.2),

1. Годовая добыча нефти всего

(5.3)

2. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

(5.4)

1. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

1. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

(5.5)

1. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

1. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

(5.6)

1. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:

(5.7)

1. Средний дебит одной скважины по нефти:

(5.8)

1. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

(5.9)

1. Накопленная добыча нефти:

(5.10)

1. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

(5.11)

1. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

(5.12)

1. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

(5.13)

1. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

(5.14)

1. Средняя обводненность добываемой продукции:

(5.15),

2. Годовая добыча жидкости:

(5.16)

1. Добыча жидкости с начала разработки:

(5.17)

1. Годовая закачка воды:

(5.18)

1. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

1. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

1. Водо-нефтяной фактор:

(5.19)

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2

Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

Годы	Добыча, млн. т		Накопленная добыча, млн. т		В, %		Закачка воды, млн. м3			Средний дебит по нефти, т/сут		КИН		Темп отбора от НИЗ		Темп отбора от ТИЗ
	нефти	жидкости	нефти	жидкости			год
2010	0,462	10,286	55,292	311,764		0,96		13,840	250,417		4,22		39,97		1,23		1,46
2011	0,472	10,936	55,764	323,206		0,96		13,843	264,261		4,27		40,32		1,18		1,41
2012	0,463	11,153	56,228	334,647		0,96		13,841	278,102		4,15		40,65		1,11		1,36
2013	0,481	12,047	56,709	346,089		0,96		13,845	291,947		4,26		41		1,06		1,30
2014	0,465	12,148	57,174	357,530		0,96		13,841	305,789		4,09		41,33		1,00		1,25
2015	0,494	13,498	57,668	368,972		0,96		13,848	319,637		4,3		41,69		0,94		1,20
2016	0,508	14,572	58,176	380,413		0,97		13,851	333,489		4,38		42,06		0,90		1,15
2017	0,514	15,497	58,690	391,855		0,97		13,853	347,342		4,39		42,43		0,84		1,09
2018	0,506	16,087	59,196	403,297		0,97		13,851	361,193		4,29		42,8		0,79		1,04
2019	0,509	17,056	59,705	414,738		0,97		13,851	375,045		4,27		43,16		0,73		0,97
2020	0,505	17,927	60,210	426,180		0,97		13,851	388,897		4,2		43,53		0,68		0,91
2021	0,513	19,329	60,723	437,621		0,97		13,853	402,750		4,23		43,9		0,63		0,85
2022	0,513	20,578	61,236	449,063		0,98		13,853	416,603		4,2		44,27		0,58		0,79
2023	0,497	21,243	61,733	460,504		0,98		13,849	430,452		4,03		44,63		0,54		0,74
2024	0,507	23,222	62,240	471,946		0,98		13,851	444,303		4,07		45		0,50		0,69

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 5.1.