Методика расчета показателей с применением очагового заводнения

Расчет технологических показателей разработки \ при очаговом заводнении производится по методике ТатНИПИ нефть, в которую внесены небольшие изменения. Дебит нефти определяется по формуле (3.8 3.9)

qo/Qo t

qн= ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ ×(Qo - ∑qн) (3.8)

1+qo/2Qo i

qо =η×No×(Pс нагн -Pc э)×φ×έ×365×10ˉ 3, где (3.9)

qн- отбор нефти с участка, тыс.тонн в год.

Q- начальноизвлекаемые запасы нефти на участке очагового заводнения; Sqн- нефть добытая с начала разработки по участку в целом;

hср- среднее значение коэффициента продуктивности скважин, тонн/сут*кг/см²;

Рс наг,Рс э- среднее забойное давление в нагнетательной и эксплуатационной скважинах соответственно, кгс/см²;

m*- соотношение подвижностей нефти и воды в пластовых условиях; m-число добывающих скважин по участку в целом, приходящих на одну нагнетательную;

d- текущие извлекаемые запасы нефти в долях от начальных; A-расчетная текущая обводненность;

x- коэффициент эксплуатации скважин;

hэ- среднее начальное значение коэффициента продуктивности нагнетательной скважины, определенное с учетом вязкости воды, тонн/сут*кг/см²;

Aср- средняя расчетная обводненность жидкости за весь период разработки, в долях.

Расчет отбора жидкости ведется по формуле (3.10):

qo/Qfo t

qf= ¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯¯ ×(Qfo - ∑qf), где (3.10)

1+qo/2Qfo i

Qfo- начальные извлекаемые запасы жидкости;

∑qf-накопленный с начала разработки расчетный отбор жидкости;

Для определения расчетного отбора жидкости необходимо вычислить среднюю фактическую обводненность А2 ср за прошедший период разработки, перевести ее в расчетную среднюю обводненность Аср с помощью коэффициента μ*.

По величине добытой с начала разработки нефти и расчетной обводненности определяют расчетный отбор жидкости по формуле (3.11):

∑ qf=∑ qн ∕(1-Аср), (3.11)

Пересчетный коэффициент средней обводненности в расчетную производится по формуле (3.12):

Aср=А2ср/(А2ср + (1-А2ср)μ*)×γ в/γн), где (3.12)

γв,γн - удельный вес воды и нефти, г/см².

Формулы, где определения коэффициентов получены в результате обработки расчетных данных, полученных для элемента многопластовой залежи, зонально и послойно неоднородной, разрабатываемой методом рассредоточенного заводнения в условиях, когда нефть и вытесняющая ее вода различаются по вязкости.

Величина извлекаемых запасов жидкости определяется следующим образом, формула (3.13):

Qfo= 1.5*Q*(1/(1-Аср)), где (3.13)

Средняя обводненность зависит от предельной обводненности Апр, до которой эксплуатируют скважины, неоднородности V² скорости выработки запасов. Приближенно эта зависимость описывается следующим образом, формула (3.14)

qз= (qн×γ*+qа2)(1+ε), где (3.14)

γ*- переводной коэффициент из поверхностных в пластовые условия, который равен коэффициенту сжимаемости, поделенному на удельный вес нефти в поверхностных условиях;

ε -доля потерь закачиваемой воды, связанными с оттоками за контур нефтеносности или с потерями обусловленными техническими причинами, отбор воды определяемая, как разность между отбором жидкости и отбором нефти.

Если в процессе осуществления очагового заводнения происходят изменения системе разработки (ввод новых добывающих скважин, организация дополнительных очагов, остановка обводнившихся скважин), то производится пересчет амплитудного дебита q0, коэффициентов φ и θ.

Сводная таблица текущей и потенциально- извлекаемой добычи нефти по графическому методу

Таблица 3.6.2