Разработки нефтяного месторождения

⇐ ПредыдущаяСтр 17 из 18Следующая ⇒

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная (с начала разработки) добыча нефти, жидкости, газа; темпы отбора нефти – от начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти; отбор нефти от извлекаемых запасов; коэффициент нефтеотдачи; среднегодовая обводненность добываемой продукции; годовая и накопленная закачка агента (воды); компенсация отбора жидкости закачкой воды - годовая и накопленная; фонд добывающих и нагнетательных скважин; среднегодовые дебиты добывающих скважин по нефти и по жидкости; среднегодовая приёмистость нагнетательных скважин; пластовое давление.

По методике Лысенко В.Д. [9] следует определить

1. Годовую добычу нефти ( q_t ) и 2. Количество скважин ( n_t ) добывающих и нагнетательных:

, т/год, (3)

(4)

где t – порядковый номер расчётного года ( t =1, 2, 3, 4, 5); q₀ – добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e =2, 718 – основание натуральных логарифмов; Q_ост – остаточные извлекаемые запасы нефти (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).

n₀ - количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).

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

t _низ= q_t / Q_низ, % (5)

4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи нефти (q_t) к остаточным извлекаемым запасам (Q_оиз):

t _о_из= q_t / Q_оиз, % (6)

Остаточные извлекаемыми запасы нефти (Q_низ), определяются как разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти (Q_нак) за предыдущий год.

5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Q_нак):

Сумма годовых отборов нефти на текущий год.

6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов – отношение накопленного отбора нефти (Q_нак) к (Q_низ):

С_Q= Q_нак / Q_низ, % (7)

7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения - отношение накопленного отбора нефти (Q_нак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Q_бал):

КИН = Q_нак / Q_бал, дол.ед (8)

8. Добыча жидкости за год (q_ж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.

9.Добыча жидкости с начала разработки (Q_ж) – сумма годовых отборов жидкости на текущий год.

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

W = q_в / q_ж, % (9)

11. Закачка воды за год (q_зак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 20 год разработки в размере 110-120%.

12. Закачка воды с начала разработки Q_зак – сумма годовых закачек воды (q_зак) на текущий год.

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды (q_зак) к годовой добыче жидкости (q_ж):

К_г = q_зак / q_ж, % (10)

14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды (Q_зак) к накопленному отбору жидкости (Q_ж):

К_нак = Q_зак / Q_ж, % (11)

15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (q_t) на газовый фактор:

q_газа = q_t^.Г_ф(12)

16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа.

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

q_скв.д.= q_г / n_доб Т_г К_э.д, (13)

где К_э.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.

18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкисти (q_ж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (n_доб) и количеству дней в году (Т_г), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (К_э.д):

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

q_скв.н. = q_зак / n_наг Т_г К_э.н, (14)

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

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

График разработки

График строится по фактическим (первые 10 лет) и расчетным показателям разработки на последующие 10 лет и отражает динамику следующих показателей:

1. добыча нефти, тыс.т. в год;

2. добыча жидкости, тыс. т. в год;

3. среднегодовая обводнённость добываемой жидкости, %вес;

4. закачка воды, тыс. м³ в год;

5. среднегодовой фонд добывающих скважин, шт;

6. среднегодовой фонд нагнетательных скважин, шт;

7. накопленная (с начала разработки) компенсация отбора жидкости закачкой воды, %;

8. пластовое давление, МПа.

⇐ Предыдущая 9 10 11 12 13 14 15 161718 Следующая ⇒