|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Расчет технологической эффективности при бурении горизонтальных скважин
Технологическая эффективность при реализации проектируемого технического решения будет исходить из дополнительной добычи нефти, полученной за счет бурения горизонтальных скважин. Проведем расчеты начальных дебитов для ГС при Lгс=150 м по нефти с учетом многофазности при стационарной фильтрации воды и нефти. Срок выработки извлекаемых запасов будет определяться последующими технико-экономическими расчетами. В связи с тем, что часть пластов уже промыта закачиваемой водой, кроме того, в результате подтягивания подошвенной воды текущий контур нефтеносности может оказаться значительно выше утвержденного, перфорацию в добывающих скважинах рекомендуется осуществлять с учетом материалов ГИС (определяющих наличие промытых пропластков и положение ВНК). В результате расчетов по новым горизонтальным скважинам, пробуренным в выбранных скважинах, получаем следующее распределение дебитов по годам. Таблица 16 Динамика дебита нефти по проектируемым ГС (т/сут)
Таблица 17 Динамика дебита жидкости по проектируемым ГС (м3/сут)
Таблица 17(продолжение)
Расчет коэффициента извлечения нефти по проектируемому варианту. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта, и факторы, характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде произведения:
где Квыт - коэффициент вытеснения нефти водой, доли ед; КОХВ- коэффициент охвата пласта процессом вытеснения, доли ед. Коэффициент вытеснения нефти водой Коэффициентом охвата пласта воздействием Коэффициентом нефтеотдачи называется отношение добытой из пласта нефти к начальным геологическим запасам. КИН рассчитывается по формуле:
КИН = Qнак / Qб., (13)
По проектируемому варианту к концу разработки накопленная добыча нефти составит в пределах 333 тыс.т., что составит 0.5 % от начальных балансовых запасов. Таким образом за счет бурения ГС предполагаемый КИН составит 0,396 при проектном 0,405 д.ед. Коэффициент охвата По методике ТатНИПИнефть коэффициент охвата вытеснением К1 рассчитывается следующим образом: К1 = е-α·S , (14) где α – коэффициент, учитывающий влияние сетки скважин на охват процессом вытеснения, 1/км2; S – плотность сетки скважин, км2/скв. Коэффициент α определяется по формуле:
α = Qбал.уд. / 100 × q0 = 819,325 / (100 × 4,428) = 1,85 , (15) где Qбал.уд. – удельные балансовые запасы, тыс.т/км2; q0 – средний годовой начальный дебит одной скважины, тыс.т. Для определения плотности сетки скважин введём понятие объёмной плотности сетки скважин (Sv), т.к. нам необходимо учесть влияние горизонтальных скважин
где S-площадь при сетке скважин 400*400м; N-количество скважин; М-количество вертикальных скважин; n-количество горизонтальных скважин; L-длина горизонтальной скважины проходящей по коллектору. Тогда найдём Sv и К1
Коэффициент вытеснения По результатам лабораторных исследований коэффициент вытеснения принимается К2 = 0,6. Получаем КИН равный: КИН = К1 × К2 = 0,68*0,6 = 0,405 В результате проектный КИН был подтвержден расчетными данными, что свидетельствует о достоверности проектных показателей. 2.7.4. Сравнение технологических показателей проектируемого технического решения с утвержденным вариантом Для оценки технологической эффективности бурения горизонтальных скважин на визейском объекте Ельниковского месторождения приводится сравнение двух вариантов разработки: - предлагаемый вариант - бурение пяти ГС. - проектный вариант (ДТС 2010 г). Таблица 18 Технологические показатели вариантов разработки
Таблица 18 (продолжение)
Динамика добычи нефти и жидкости по проектному варианту в сравнении с проектируемым представлена на рисунках 18, 19. Рис. 18. График динамики добычи нефти по годам Рис. 19. График динамики добычи жидкости по годам
Технологическая эффективность проектируемого технического решения достигается за счет дополнительно добытой нефти и проектируемых горизонтальных скважин. По результатам расчетов технологических показателей получаем: - по проектному варианту добыча нефти 27505.5 тыс.т, жидкости 134723.8 тыс. м3, конечный КИН 0,396; - по предлагаемому варианту добыча нефти составила 27678.7 тыс.т., жидкости 137438.5 тыс. м3, конечный КИН 0,407. Получаем, что дополнительная добыча нефти от реализации проектируемого технического решения составит 175,2 тыс.т., увеличение КИН с 0,396 до 0,407. Предлагаемое техническое решение можно считать эффективным. ЭКОНОМИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2019-03-21; Просмотров: 420; Нарушение авторского права страницы