3.4. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов

а) Фонд добывающих скважин

Из общего числа 1276 добывающих проектных скважин по состоянию на 1.01.2009г. на площади пробурено 1070 скважин или 83,86 %. Кроме этого, пробурено 62 скважины-дублера.

В 2008 году пробурено 8 добывающих скважин (в т.ч. 2 дублера): все они введены на добычу нефти.

Добывающий фонд к началу 2009 года составил 648 скважин, среди них 2 скважины дают техническую воду, 1 скважина водозаборная, 81 скважина по назначению нагнетательная временно находится в эксплуатации на нефть.

Таблица 12

Добывающий фонд скважин

Категория скважин	Количество скважин на				Отношение количества скв.2008г. к 2007г., %
	1.01.2008г	1.01.2009г	+ ,-
Фонд добывающих	633	648	+15	102,4
скважин
в т.ч.: фонтан	53	57	+4	107,5
ЭЦН	195	195	0	100
СКН	385	396	+11	102,9
Действующий фонд	558	571	+13	102,3
в т.ч.: фонтан	2	4	+2	200
ЭЦН	190	191	+1	100,5
СКН /в т. ч. тех. вода	366/3	376/3	+10	102,7
Бездействующий фонд	75	77	+2	102,7
в т.ч.: ожид. освоения	0	0	0	0

В добывающем фонде в 2008 году произошли следующие изменения: 2 скважины переведены в нагнетательный фонд, 8 скважин выведены во временную консервацию, 2 скважины возвращены в добычу из пьезометрических, 7 скважин переданы из нагнетательных на добычу нефти, 14 скважин введены из бурения, 2 скважины введены на добычу нефти с Мулинского горизонта Дд.

На 1.01.2009г. количество фонтанных скважин составило 8,8 % добывающего фонда. Средний дебит фонтанных скважин равен 1,69 т/сут. (по нефти) против 0,38 т/сут. на 1.01.2008г. , 3,4 т/сут. против 1,32 т/сут. (по жидкости) на одну скважину.

Скважины, эксплуатирующиеся электроцентробежными насосами, составляют 30,1 % добывающего фонда. Средний дебит одной скважины, оборудованной ЭЦН, снизился 6,38 т/сут. против 7,0 т/сут. (по нефти) и 59,02 т/сут. против 65,65 т/сут. (по жидкости).

Доля скважин, оборудованных глубинными штанговыми насосами, составляет 61,1 % добывающего фонда. Средний дебит этой категории скважин по нефти 3,12 т/сут (2,93т/сут. на 1.01.2007г.), по жидкости составил 8,73т/сут. против 7,93 т/сут.

Бездействующий фонд на 1.01.2009г. составил 77 скважин, или 11,9 % эксплуатационного фонда

б) Нагнетательный фонд

Из 533 проектных нагнетательных скважин по состоянию на 1.01.2009г. на площади пробурена 391 скважина или 73,4 % проектного фонда. Кроме этого, пробурено 28 скважин-дублеров.

В 2008 году на горизонты Д_о и Д1 пробурено 6 по назначению нагнетательных скважин: все введены на добычу нефти.

За 2008 год в нагнетательном фонде произошли следующие изменения: под закачку введено 2 скважины из добывающего фонда, 7 скважин переданы на нефть, 3 скважины переведены во временную консервацию.

---

Средняя приемистость одной нагнетательной скважины за год составила 82м³/сут. Из общего числа 321 действующей скважины в 200 скважинах приемистость до 100 м³/сут, в 98 скважинах - до 200 м³/сут, в 23скважинах до 500 м³/сут.

Таблица 13

Нагнетательный фонд скважин

Категория скважин	Количество скважин на		Отношение количества скважин 2008г. к 2007г.,%
	1.01.2008г.	1.01.2009г.
Весь нагнетательный фонд Скважины под закачкой Остан. по тех. причинам Бездействующий фонд в т. ч.: в ожид. освоен.	439 331 53 55 2 53	431 321 65 45 1 44	98,2 97,0 122,6 81,8 50,0 83,0

в) Прочие скважины.

К этой категории отнесены пьезометрические, наблюдательные, законсервированные, ожидающие ликвидации и ликвидированные скважины.

На 1.01.2009г. контрольный фонд составил 17 пьезометрических скважин и 4 наблюдательных. В 2008 году 2 пьезометрические скважины введены на добычу нефти.

По состоянию на 1.01.2009г. во временной консервации находятся 11 скважин: 8 добывающих из-за высокой обводненности , 3 нагнетательных из-за отсутствия необходимости закачки в настоящее время.

Количество ликвидированных скважин на 1.01.2009г. составляет 203, в т.ч. 3 скважины ликвидированы после бурения, 200 после эксплуатации.

В ожидании ликвидации находится 21 скважина.

На другие горизонты переведена 221 скважина.

3.5. Обоснование исходных данных для расчета технологических

показателей

1. Балансовые запасы Q_б= 517 млн.т.

2. Площадь нефтеносности, S_н=255640000 м²

3. Средний коэффициент продуктивности К_ср=2,3·10^-5

4. Зональная неоднородность определяется с помощью коэффициента вариации U²_з.

U²_з = -1 ;

Где n – общее число замеров продуктивности скважин,

k_i - продуктивность i-го замера .

Для Миннибаевской площади U²_з =0,316.

4. Вязкости нефти и воды и воды в пластовых условиях принимаем соответственно _н=3,55 мПа*с и _в=1,37 мПа*с. Тогда соотношение _н/_в равно 2,5.

6. Плотность нефти и воды в пластовых условиях соответственно равны: _н=861 кг/м³ и _в=1185 кг/м³ . Соотношение _*= _в/_н=1,38

7. Миннибаевская площадь характеризуется средней проницаемостью. Тогда средний коэффициент вытеснения нефти водой для площади составляет :

К₂= Q_изв /Q ;

где Q_изв – количество извлеченной из пласта нефти ,

Q - количество нефти, первоначально находившиеся в части

пласта, подверженной воздействию заводнения.

Для Миннибаевской площади К₂=0,66

8. Коэффициент эксплуатации скважин принимаем _э 0,9.

9. Коэффициент послойной неоднородности U²₁ =0,2

4. Расчет технологических показателей разработки

4.1. Методика расчета

Расчет показателей разработки

1. Найдем общее число нагнетательных и добывающих скважин

(1)

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:

---

, (2)

где  - показатель, учитывающий отличия средних коэффициентов продуктивности нагнетательных и добывающих скважин (зависит от зональной неоднородности);

(3)

_- коэффициент, учитывающий отличия подвижностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях;

(4)

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды,:

(5)

4. Определяем функцию относительной производительности скважин 

. (6)

5. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех скважин (n₀) и осуществлении необходимых технических мероприятий) всей рассматриваемой нефтяной залежи q₀:

(7)

где p – принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

1. Подвижные запасы нефти

(8)

где Q_б – балансовые запасы нефти; К₁ – коэффициент сетки, показывающий долю дренируемого объема нефтяных пластов при данной сетке скважин:

, (8*)

где a - постоянный коэффициент, изменяющийся для различных пластов от 0,2 до 0,5;

S – площадь, приходящаяся на одну скважину, км²;

К₂ – коэффициент вытеснения, показывающий долю отбора дренируемых запасов нефти при неограниченно большой прокачке вытесняемого агента (воды); этот коэффициент определяют по результатам исследований на моделях пластов.

2. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности , наблюдаемой в скважинах, а также с учетом языкообразования фронта вытесняющего агента вблизи добывающих скважин и неравномерности продвижения фронта агента с разных сторон к скважинам стягивающего добывающего ряда:

(9)

3. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины

(10)

где

; (11)

;

А₂ – предельная массовая доля воды (предельная обводненность), часто принимаемая в расчетах равной 0,90 (90 % обводненности); ₀ – коэффициент, учитывающий отличия вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях по подвижности в _ раз и по плотности в _ раз (_ - соотношение плотностей вытесняющего агента (воды) и нефти в пластовых условиях – см. табл. 16).

4. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К_з) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (А)

(12)

где

(13)

(14)

5. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения

(15)

6. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_F0) и нефти (Q₀) находятся из следующих формул:

(16)

. (17)

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:

---

(18)

7. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

(19)

а нефтеизвлечение пластов

(20)

Расчет динамики дебитов нефти и воды

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Площадь с общим числом скважин разбуривается и разрабатывается при фиксированных условиях, создававших в конце третьей стадии, и расчет ведется по следующим формулам

1. Текущий дебит нефти и жидкости.

На первой стадии текущий дебит нефти

, (21)

где t – годы,

n_t0 – число действующих скважин в t-м году;

; (22)

n_tб – число пробуренных скважин в t-м году;

- общее число пробуренных скважин до t-го года.

Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:

(23)

На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи q_t и расчеты проводятся по следующим формулам:

Текущий амплитудный дебит при q_t0  q_м0 (в нашем случае q_м0=3,352 млн.т/год)

(24)

Расчетный текущий дебит жидкости:

(25)

На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии и расчет ведется по формулам первой стадии при .

2. Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях:

(26)

3. Обводнённость продукции:

(27)

4. Коэффициент нефтеизвлечения:

, (28)

где - суммарная добыча нефти к i-тому моменту времени;

- балансовые запасы нефти.

5. Объём текущей закачки, млн.м³:

, (29)

где К- коэффициент потери при закачке;

- плотность нефти в поверхностных условиях, т/м³

Расчеты проведены до тех пор, пока обводнённость продукции не достигла 90%.

4.2. Исходные данные расчета

1. Балансовые запасы Q_б= 517 млн.т.

2. Площадь нефтеносности, S_н=255640000 м²

3. Средний коэффициент продуктивности К_ср=2,3·10^-5

4. Зональная неоднородность =0,36

5. Соотношение вязкостей нефти и воды в пластовых условиях

_н/_в=2,5

6. Соотношение плотностей воды и нефти в пластовых условиях

7. Коэффициент вытеснения нефти водой К₂=0,66

9. Коэффициент эксплуатации скважин _э=0,9

10.Коэффициент послойной неоднородности U²₁ =0,2

11.Принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин, ∆p=10 МПа

4.3. Результаты расчетов и их анализ

Расчет показателей разработки

1. Рассматриваем вариант разработки при сетке скважин 600*500 м. Зная площадь нефтеносности и плотность сетки (3010⁴ м²/скв), находим общее число нагнетательных и добывающих скважин

2. Определяем соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита по формуле (2) с учетом (3) и (4)

В результате получим:

Исходя из аналитических расчетов, доказано, что максимальный темп отбора основной части извлекаемых запасов нефти достигается при начальном соотношении добывающих и нагнетательных скважин m = 1,2, т.е. полученное выше значение увеличивается в 1,2 раза.

---

3. Определяем относительный коэффициент продуктивности скважин, выбираемых под нагнетание воды, :

.

4. Определяем функцию относительной производительности скважин  по (6)

.

5. Определяем амплитудный дебит (возможный дебит нефти залежи при одновременном (мгновенном) при разбуривание всех скважин (n₀) и осуществлении необходимых технических мероприятий) всей рассматриваемой нефтяной залежи (q₀):

где p – принимаемый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин в рассчитываемом варианте, Па.

Расчет конечной характеристики использования запасов нефти.

8. Подвижные запасы нефти

где ,

9. Расчетная послойная неоднородность пласта, определяемая с помощью коэффициента , находится с учетом послойной неоднородности , .

10. Предельная доля воды в дебите жидкости добывающей скважины находится по формуле (10) с учетом (11)

;

11. Коэффициент использования подвижных запасов нефти (К_з) при данной послойной неоднородности пласта () и предельной доле агента (А)

где

.

12. Расчетный суммарный отбор жидкости в долях подвижных запасов нефти F определяется из соотношения

.

13. Начальные извлекаемые запасы жидкости (Q_F0) и нефти (Q₀) находятся из следующих формул:

.

При этом массовые начальные извлекаемые запасы жидкости () в поверхностных условиях будут равными:

14. Средняя массовая доля воды (обводненность) в суммарной добычи жидкости

а нефтеизвлечение пластов

Расчет динамики дебитов нефти и воды

Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи.

Нефтяная залежь с общим числом скважин (в нашем случае n₀ = 852) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течении 26 лет по 34 скважин в год (в последний год 2 скважин).

На первой стадии за счет ввода новых скважин непрерывно возрастает текущий дебит нефти. Залежь пока разрабатывается с минимальным амплитудным дебитом.

На следующей (второй) стадии текущий дебит нефти стабилизируется на достигнутом уровне за счет постепенного увеличения амплитудного дебита от минимального значения до максимального.

Примем, что за счет методов интенсификации (увеличения перепада давления, перевода на механизированную добычу и т.д.) максимальный амплитудный дебит q_м0 будет в два раза больше минимального, равного 16,7 млн. т/год.

Третья стадии разработки происходит при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии.

Для первой стадии при ,

млн. т,

млн. т,

млн. т,

млн. т/год,

%.

Для второй стадии при

млн. т/год,

млн. т,

млн. т,

%.

Для третьей стадии при

млн. т,

млн. т,

млн. т,

%

Результаты расчетов приведены в таблице 14. Расчеты проведены до тех пор, пока обводнённость продукции не достигла 99%.

Рис. 1. Динамика текущего дебита нефти, жидкости и закачки воды

Рис. 2. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и закачки воды

---

Смотрите также файлы

• наташенькины металлы КР1.doc

• Экономика 20-23.doc

• основные понятия и законы химии.doc

• Курсовик по РЗиА мой.doc

• расчетное задание готовое 2003 ред.doc