25067 (586553), страница 13

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 13)

Рис. 20. Зависимость Q_н от Q_ж для скважины №1

Рис. 21. Зависимость Ln(Q_н) от Ln(Q_ж) для скважины №1

Кривая обводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №1, приведена на рис. 21

Кривая обводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №1, приведена на рис. 22

Рис. 22. Зависимость Q_ж/Q_н от Q_в для скважины №1

Графики фактической и базовых кривых обводнения для скважины №1 показаны на рис. 23

Рис. 23. Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №1

Средняя накопленная дополнительная добыча по 10 скважинам составила

Q=1895+1794+2024+4641+2417+2670+1993+1349+2922+2785=24490 т

6. Расчет технологических показателей разработки

Исходные данные для расчета показателей разработки приведены в табл. 61.

Таблица 61. Исходные данные для расчета показателей разработки

Начальные балансовые запасы (НБЗ), т	117000000
Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), т	30000000
На начало планируемого года: – накопленная добыча нефти, т – накопленная добыча жидкости, т – накопленная закачка воды, м3 – действующий фонд добывающих скважин – действующий фонд нагнетательных скважин	4650000 17222222 18238000 518 28
Динамика бурения скважин на ближайший год: – добывающих – нагнетательных	6 0

Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с предыдущего года:

Д_пер=365К (5)

где К – коэффициент эксплуатации, К=0,912

Д_пер=3650,939=332,9

Количество дней работы новых скважин Д_нов=160

Средний дебит нефти новых скважин q_н^нов=8,2 т/сут

Коэффициент падения нефти из перешедших скважин К_пад=0,939

Годовая добыча нефти из новых скважин

Q_н^нов=q_н^новN_д^новД_нов (6)

где N_д^вв – число новых добывающих скважин

Q_н^нов=8,2 6160=7872 т

Годовая добыча нефти из переведенных скважин

Q_н^пер=q_н^пер,tN_д^дей,t Д_пер (7)

Q_н^пер=2,1 518 332,88=362106,9 т

Годовая добыча нефти всего

Q_н=Q_н^нов+Q_н^пер (8)

Q_н=7872+362106,9=369978,9 т

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

Q_н^нов,t-1=q_н^нов,t-1N_д^новД_пер (9)

Q_н^нов,t-1=8,26 332,88=16377,7 т

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

Q_н^пер,t= Q_н^пер,t-1 (10)

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

Q_н^р=Q_н^нов,t-1 +Q_н^пер,t (11)

Q_н^р=16377,7+362106,9=378484,6 т

Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года

Q_н= Q_н^р-Q_н^пер,t (12)

Q_н= 378484,6–362106,9=16377,7 т

Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года

(13)

Средний дебит одной скважины по нефти

(14)

где _д^дей - действующий в данном году фонд добывающих скважин. Он равен сумме действующего фонда добывающих скважин в предыдущем году, новых добывающих скважин и числу отключенных скважин в данном году.

Средний дебит скважин по нефти, перешедших с предыдущего года

(15)

Накопленная добыча нефти

(16)

Текущий коэффициент нефтеизвлечения

(17)

Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов

(18)

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов

(19)

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов

(20)

Средняя обводненность добываемой продукции

(21)

а=4, с=-0,8 в=1

Годовая добыча жидкости

(22)

Добыча жидкости с начала разработки

(23)

Годовая закачка воды

(24)

а=0,2, в=1,2

Годовая компенсация отбора жидкости закачкой

(25)

Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой

(26)

Водо-нефтяной фактор

(27)

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 62

Таблица 62. Динамика основных показателей разработки

Годы	Добыча, млн. т			Накопленная добыча, млн. т			В, %		Закачка воды, млн. т			Средний дебит по нефти, т/сут		КИН		Темп отбора от НИЗ		Темп отбора от ТИЗ
	нефти	жидкости	нефти		жидкости			год
2010	0,370	1,259	5,02		18,48	71,2		1,60		19,84	2,13		4,29		1,23		1,46
2011	0,353	1,234	5,37		19,72	72,1		1,56		21,40	2,01		4,59		1,18		1,41
2012	0,334	1,207	5,71		20,92	72,9		1,53		22,93	1,88		4,88		1,11		1,36
2013	0,317	1,173	6,02		22,10	73,6		1,48		24,41	1,77		5,15		1,06		1,30
2014	0,299	1,137	6,32		23,23	74,1		1,44		25,84	1,66		5,40		1,00		1,25
2015	0,283	1,098	6,61		24,33	74,7		1,38		27,23	1,55		5,65		0,94		1,20
2016	0,269	1,056	6,88		25,39	74,1		1,33		28,56	1,46		5,88		0,90		1,15
2017	0,253	1,013	7,13		26,40	75,5		1,28		29,83	1,37		6,09		0,84		1,09
2018	0,237	0,966	7,37		27,37	74,9		1,21		31,05	1,28		6,29		0,79		1,04
2019	0,220	0,917	7,58		28,2/	76,2		1,15		32,20	1,19		6,48		0,73		0,97
2020	0,203	0,866	7,78		29,15	76,5		1,09		33,29	1,10		6,66		0,68		0,91
2021	0,189	0,811	7,98		29,96	76,8		1,02		34,31	1,04		6,82		0,63		0,85
2022	0,174	0,758	8,15		30,72	77,0		0,95		35,26	0,97		6,97		0,58		0,79
2023	0,161	0,706	8,31		61,42	77,2		0,89		36,14	0,91		7,10		0,54		0,74
2024	0,149	0,657	8,46		32,08	77,4		0,82		36,97	0,85		7,23		0,50		0,69

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 56

Рис. 56. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 57

Рис. 57. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 58

Характеристики

Список файлов ВКР