Технологические показатели разработки залежей нефти

⇐ ПредыдущаяСтр 7 из 18Следующая ⇒

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовые и накопленные добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; динамика пластового давление, объёмы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др.

Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.

Приведем методику расчета основных технологических показателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

1. Годовая добыча нефти ( q_t, т/год) - добыча нефти из всех добывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и компьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти ( q_t, ) , количество добывающих 2 - ( n_tд ) и нагнетательных скважин 3 - ( n_tн ) можно определить по формулам [ 9 ]:

, (3.10)

2. (3.11)

2. (3.12)

Где t – порядковый номер расчётного года ( t =1, 2, 3, 4, 5); q₀ – амплитудная добыча нефти за 10 год; e =2, 718 – основание натуральных логарифмов; Q_ост – остаточные извлекаемые запасы нефти; n_0д и n_0н - количество скважин на начало расчётного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).

4. Годовой темп отбора нефти t_низ – отношение годовой добычи ( q_t ) к начальным извлекаемым запасам ( Q_низ ), %:

t _низ= q_t / Q_низ (3.13)

5. Годовой темп отбора нефти t _оиз, % - от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи ( q_t ) к остаточным извлекаемым запасам ( Q_оиз ) - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года:

t _оиз = q_t / Q_оиз (3.14)

6. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Q_нак - сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс.т:

Q_нак= q_t1+ q_t2+ q_{t3 + ……}+ q_{tn-1 +} q_tn, (3.15)

7. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов С_Q – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:

С_Q= Q_нак / Q_низ (3.16)

8. Коэффициент извлечения нефти ( КИН ) или коэффициент нефтиеотдачи - отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, доли ед.:

КИН = Q_нак / Q_бал (3.17)

9. Добыча жидкости с начала разработки Q_ж – сумма годовых отборов жидкости ( q_ж ) на текущий год, тыс т:

Q_ж = q_ж1+ q_ж2+ q_ж3 +……..+q_жn-1+q_жn (3.18)

10. Среднегодовая обводнённость – доля воды в продукции скважин W, – отношение годовой добычи воды ( q_в ) к годовой добыче жидкости ( q_ж ), %:

W = q_в / q_ж (3.19)

11. Закачка воды с начала разработки - сумма годовых значений закачки воды ( q_зак ) на конец отчетного года, тыс.м³:

Q_зак= q_зак1+ q_зак2+ q_зак3+……….+ q_{зак n-1}+ q_{зак n} (3.20)

12. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

К_г = q_зак / q_ж (3.21)

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:

К_нак = Q_зак / Q_ж (3.22)

14. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор ( Г_ф ), млн.м³:

q_газ = q_t^.Г_ф (3.23)

15. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн.м³:

Q_газа= q_газ1+ q_газ2+ q_газ3+……….+ q_{газ n-1}+ q_{газ n} (3.24)

16. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин ( n_доб ) и количеству дней в году ( Т_г ), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, ( К_э.д ), т/сут:

q_скв.д.= q_t / n_доб Т_г К_э.д, (3.25)

где К_э.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, и который принят равным 0, 98.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкисти к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, т/сут:

q_скв.ж.= q_ж / n_доб Т_г К_э.д, (3.26)

18. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды к среднегодовому количеству нагнетательных скважин ( n_наг ) и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин ( К_э.н ), м³/сут:

q_скв.н. = q_зак / n_наг Т_г К_э.н, (3.27)

где К_э.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

19.Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация К_нак менее 120%, т.е Р_пл_t ≤ Р_пл_н ≥; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному Р_пл_t = Р_пл_н ; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Р_пл_t ≥ Р_пл_н.

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒