Експлуатацiя Шебелинського нафтового родовища
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
боти покладу судять за динамiкою змiни в ньому середньозваженого по об'СФму тиску. На газовому режимi середньозважений тиск зменшуСФться пропорцiйно об'СФму вiдiбраного газу
(2.2.3)
де: Р - середньозважений по об'СФму тиск у покладi на момент часу t, рп - початковий пластовий тиск; Qв(t) - сумарний об'СФм газу, зведений до пластовоСЧ температури й атмосферного тиску, що вiдiбраний на моменту часу t; ? - поровий об'СФм покладу; a- коефiцiСФнт газонасиченостi пласта; zн i z(р)-коефiцiСФнти надстисливостi газу за пластовоСЧ температури i вiдповiдно початкового i середньозваженого тискiв.
Лiнiйнiсть залежностi р(t)/z(р) вiд Qв(t), побудованоСЧ за фактичними даними -- головна ознака, за якою режим роботи покладу квалiфiкують як газовий. РЗРЗ використовують також для визначення запасiв газу в покладi.
На водонапiрному режимi початкова дiлянка залежностi середньозваженого тиску вiд об'СФму добутого газу часто описуСФться формулою, справедливою для газового режиму, але потiм темп падiння тиску уповiльнюСФться через просування пластових вод у поклад. Водонапiрний режим помiтно проявляСФться пiсля вiдбору 20-25% запасiв газу.
2.3 Розрахунок
2.3.1 Нафтова частина
Розрахунок показникiв розробки. Для даного покладу вихiднi данi беремо вiдповiдно до завдання.
.РозробляСФмо поклад по рiвномiрнiй квадратичнiй сiтцi свердловин з вiдстанню мiж ними 600 м (сiтка свердловин 600600 м). Знаючи площу нафтоносностi та щiльнiсть нагнiтальних i видобувних свердловин
ПриймаСФмо свердловин.
. ВизначаСФмо спiввiдношення нагнiтальних i видобувних свердловин, при якому досягаСФться максимум амплiтуди дебiту
.
де - показник, який враховуСФ вiдмiнностi середнiх коефiцiСФнтiв продуктивностi нагнiтальних i видобувних свердловин - коефiцiСФнт, що враховуСФ вiдмiнностi рухомостей води i нафти в пластових умовах.
Виходячи з аналiтичних розрахункiв, доведено, що максимальний темп вiдбору основноСЧ частини видобувних запасiв нафти досягаСФться при початковому спiввiдношеннi нагнiтальних i видобувних свердловин , тобто отримане вище значення збiльшуСФться в 1,2 рази. Максимальне значення не повинне перевищувати восьми, так як при рiвномiрнiй квадратнiй сiтцi свердловин на першiй лiнiСЧ навколо нагнiтальноСЧ розташовуСФться максимум вiсiм видобувних свердловин.
. ВизначаСФмо вiдносний коефiцiСФнт продуктивностi свердловин, якi вибираються пiд нагнiтання води
4. ВизначаСФмо функцiю вiдносноСЧ продуктивностi свердловин
5. ВизначаСФмо амплiтудний дебiт всього розглядуваного нафтового покладу
де - прийнятий перепад тиску мiж вибоями нагнiтальних i видобувних свердловин в даному родовищi, Па.
Вносимо розрахунковi данi в табл.1.
0,2361,376,137,3563,4750,2882,2513,09
Розрахунок кiнцевоСЧ характеристики використання запасiв нафти.
.Рухомi запаси нафти
де - баластовi запаси нафти; - коефiцiСФнт сiтки, що показуСФ частку дренуСФмого об'СФму нафтових пластiв при данiй сiтцi свердловини
;
- постiйний коефiцiСФнт, що змiнюСФться для рiзних пластiв 0,2 до 0,5 (приймаСФмо ); площа, яка приходиться на одну свердловину, км2; - коефiцiСФнт витiснення, що показуСФ частку вiдбору дренуСФмих запасiв нафти при необмеженому великiй прокачцi води. Цей коефiцiСФнт визначають за результатами дослiджень на моделях пластiв.
. Розрахункова пошарова неоднорiднiсть пласта , що знаходиться за допомогою коефiцiСФнта , визначаСФться за допомогою пошаровоСЧ неоднорiдностi , яка спостерiгаСФться в свердловинах , а також з врахуванням язикоутворення фронту води поблизу видобувних свердловин i нерiвномiрностi просування фронту агента з рiзних сторiн до свердловин стягуючого видобувного ряду.
визначаСФмо за формулою(1) за допомогою фактичних даних дослiдження свердловин на приток.
. Гранична доля води в дебiтi рiдини видобувноСЧ свердловини
,
де
гранична масова доля води приймаСФмо 90%(0,9); коефiцiСФнт, що враховуСФ вiдмiнностi витiсняю чого агента i нафти в пластових умовах за рухомiстю в раз i за щiльнiстю в раз ( спiввiдношення щiльностей витiсняю чого агенту i нафти в пластових умовах).
. КоефiцiСФнт використання пересувних запасiв нафти (К3)при заданiй пошаровiй неоднорiдностi пласта i граничнiй частцi агента (А)
де
5. Розрахунковий сумарний вiдбiр рiдини в долях рухомих запасiв нафти F визначаСФться iз спiввiдношення
6. Початковi видобувнi запаси рiдини () i нафти () знаходяться iз наступних формул:
млн. т.
млн. т.
При цьому масовi початковi добувнi запаси рiдини () в поверхневих умовах буде дорiвнювати:
7. Середня масова частка води ( обводненiсть )у сумарному видобутку рiдини
а нафтовiддача пластiв
Визначенi данi запишемо в таблицю 2.
, млн.т0,874154,610,10,590,92,3820,790,2719, млн.т, млн.т, млн.т0,9110,7761,269118,43196,184303,640,610,408
Розрахунок динамiки дебiтiв нафти та води.
ПриймаСФться наступна програма розробки нафтового покладу.
Нафтовий поклад iз загальним числом свердловин n0 =500 розбурюСФться i вводиться в розробку кожного року по 106 свердловин.
На першiй стадiСЧ за розрахунок введення нових свердловин неперервно зростаСФ поточний дебiт нафти. П?/p>