Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






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

№ скв Q накопл Q п-извл № скв Q накопл Q п-извл № скв Q накопл Q п-извл № скв Q накопл Q п-извл
1,548 2,216 43,481 61,287 368,195 433,1706 171,06 201,2471
25,624 32,548 12,973 39,654 213,091 250,6952 77,5786 91,26894
49,964 60,548 60,926 91,248 164,864 193,9576 37,91 44,6
200,129 255,36 125,265 159,687 438,973 516,4388 133,407 156,9494
58,798 75,69 256,214 356,247 0,099499 5,236 0,214672 1,325
599,653 723,698 131,974 176,398 1,165 3,365 222,849 262,1753
73,207 89,654 99,654 139,547 190,984 226,369 58,973 69,38
146,96 181,325 101,232 168,369 309,514 364,1341      
113,492 157,69 401,325 473,654 46,321 54,49529   16905,4 17843,27
76,32 92,687 322,256 401,235 2,576 10,326   16906,7  
16,354 32,658 326,037 399,654 171,06 201,2471      
32,577 45,879 756,69 832,214 56,489 66,45765      
41,257 59,687 862,273 963,54 56,847 66,87882      
226,365 289,147 306,325 456,321 54,979 64,68118      
0,881 5,598 83,66212 121,365 104,321 122,7306      
12,365 16,648 100,376 164,358 32,909 40,321      
35,152 49,687 232,559 266,489 78,07 91,84706      
33,659 39,998 376,439 476,321 340,214 400,2518      
15,75271 25,687 470,677 567,321 750,321 882,7306      
25,356 36,789 492,196 676,369 316,365 372,1941      
39,799 49,687 650,231 732,147 3,41 22,321      
12,343 39,987 490,214 601,235 112,321 131,36      
24,889 36,984 309,496 462,147 74,114 87,19294      
89,901 153,24 560,325 621,369 379,654 446,6518      
  1952,346     7572,8     4266,856   701,99    

 








Date: 2016-02-19; view: 394; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2019 year. (0.007 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию