Расчет технологических показателей разработки
Автор: Ренат Халилов • Май 13, 2020 • Реферат • 793 Слов (4 Страниц) • 409 Просмотры
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
...