Essays.club - Получите бесплатные рефераты, курсовые работы и научные статьи
Поиск

Расчет технологических показателей разработки

Автор:   •  Май 13, 2020  •  Реферат  •  793 Слов (4 Страниц)  •  409 Просмотры

Страница 1 из 4

 3. РАСЧЕТ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ

3.1. Обоснование принятой методики прогноза технологических показателей разработки

        Для расчета технологических показателей разработки принята послойно и зонально-неоднородная модель пласта, разработанная в ТатНИПИнефть [ 9,10 ]. Неоднородность пласта по исследуемому параметру описывается гамма-распределением с соответствующим квадратом коэффициента вариации.

        В гидродинамических расчетах используется расчетная неоднородность, учитывающая как зональную, так послойную неоднородность. В качестве основного параметра, определяющего дебит скважин, используется средний коэффициент продуктивности скважин, устанавливаемый по данным эксплуатации скважин. Таким образом, такие важнейшие параметры, как проницаемость, толщина пласта и вязкость нефти закладываются в расчеты в комплексном виде, что повышает надежность расчетов.

        Формула динамики добычи нефти.

Эта формула показывает зависимость q(t) – дебита нефти за рассматриваемый t-й год от q0(t) – амплитудного дебита на середину рассматриваемого года, от Q0(t) – начальных извлекаемых запасов нефти, введенных в разработку к середине этого года, и от накопленного отбора нефти за все предыдущие годы эксплуатации залежи

[pic 1]

[pic 2]

        При этом q0t – амплитудный дебит на середину рассматриваемого t-го года – рассчитывается по разрабатываемой части нефтяной залежи

[pic 3]

        τ - среднее годовое число дней работы скважины;

        ηtср – средний коэффициент продуктивности скважины;

        n0t – общее число скважин;

        Q0t – начальные извлекаемые запасы нефти определяются по формуле:

[pic 4]

        Для условий верейских отложений Татарстана установлена зависимость вида

КИН=0,531ˑе-4,605ˑS = 0,351доли ед.

        S – плотность сетки скважин, с учетом размещения скважин по восьми метровой изопахите равняется 0,09 км2/скв.

Формула динамики дебита жидкости.

        Дебит жидкости qF2t определяется по расчетному дебиту жидкости qFt и qt – дебиту нефти, измеренному в весовых единицах:

[pic 5]

        Расчетный дебит жидкости qFt определяется для условий [pic 6] по следующей формуле, аналогичной формуле динамики дебита нефти (1):

[pic 7]

в которой QtF0 – начальные извлекаемые запасы жидкости;

[pic 8]

где Аср – средняя расчетная доля агента в суммарном отборе жидкости, зависящая от расчетной неоднородности нефтяных пластов V2 и предельной расчетной доли агента Аt в дебите жидкости эксплуатационных скважин в момент их остановки.

        Эта зависимость иллюстрируется в таблице 3.1.

        Таблица 3.1.

        Значения Аt

            At

V2       

0,02

0,30

0,80

0,90

0,95

0,200

0,002

0,058

0,295

0,397

0,494

0,385

0,002

0,070

0,359

0,482

0,588

0,667

0,003

0,082

0,405

0,548

0,659

1,250

0,003

0,090

0,454

0,608

0,726

        Формула динамики закачки вытесняющего агента.

        qзt – закачка агента за рассматриваемый t-й год, измеренная в весовых единицах

[pic 9]

        В этой формуле ε - возможная доля теряемой закачки агента. В условиях внутриконтурного заводнения принимается ε = 0.

        3.2. Расчет технологических показателей разработки

...

Скачать:   txt (8.2 Kb)   pdf (1 Mb)   docx (1 Mb)  
Продолжить читать еще 3 страниц(ы) »
Доступно только на Essays.club