Поможем в ✍️ написании учебной работы

Имя

Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Выберите тип работыЧасть дипломаДипломная работаКурсовая работаКонтрольная работаРешение задачРефератНаучно - исследовательская работаОтчет по практикеОтветы на билетыТест/экзамен onlineМонографияЭссеДокладКомпьютерный набор текстаКомпьютерный чертежРецензияПереводРепетиторБизнес-планКонспектыПроверка качестваЭкзамен на сайтеАспирантский рефератМагистерская работаНаучная статьяНаучный трудТехническая редакция текстаЧертеж от рукиДиаграммы, таблицыПрезентация к защитеТезисный планРечь к дипломуДоработка заказа клиентаОтзыв на дипломПубликация статьи в ВАКПубликация статьи в ScopusДипломная работа MBAПовышение оригинальностиКопирайтингДругое

Нажимая кнопку "Продолжить", я принимаю политику конфиденциальности

Исходные данные для расчета показателей разработки приведены в табл. 61.

 

Таблица 61. Исходные данные для расчета показателей разработки

Начальные балансовые запасы (НБЗ), т	117000000
Начальные извлекаемые запасы (НИЗ), т	30000000
На начало планируемого года: – накопленная добыча нефти, т – накопленная добыча жидкости, т – накопленная закачка воды, м3 – действующий фонд добывающих скважин – действующий фонд нагнетательных скважин	4650000 17222222 18238000 518 28
Динамика бурения скважин на ближайший год: – добывающих – нагнетательных	6 0

 

Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с предыдущего года:

 

Д_пер=365К (5)

 

где К – коэффициент эксплуатации, К=0,912

Д_пер=365×0,939=332,9

Количество дней работы новых скважин Д_нов=160

Средний дебит нефти новых скважин q_н^нов=8,2 т/сут

Коэффициент падения нефти из перешедших скважин К_пад=0,939

Годовая добыча нефти из новых скважин

 

Q_н^нов=q_н^нов×N_д^нов×Д_нов (6)

где N_д^вв – число новых добывающих скважин

Q_н^нов=8,2 ×6×160=7872 т

Годовая добыча нефти из переведенных скважин

 

Q_н^пер=q_н^пер,t×N_д^дей,t ×Д_пер (7)

 

Q_н^пер=2,1 ×518 ×332,88=362106,9 т

Годовая добыча нефти всего

 

Q_н=Q_н^нов+Q_н^пер (8)

 

Q_н=7872+362106,9=369978,9 т

Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения

 

Q_н^нов,t-1=q_н^нов,t-1×N_д^нов×Д_пер (9)

 

Q_н^нов,t-1=8,2×6 ×332,88=16377,7 т

Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года (если бы они работали без падения)

 

Q_н^пер,t= Q_н^пер,t-1 (10)

 

Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения)

 

Q_н^р=Q_н^нов,t-1 +Q_н^пер,t (11)

 

Q_н^р=16377,7+362106,9=378484,6 т

Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года

 

DQ_н= Q_н^р-Q_н^пер,t (12)

 

DQ_н= 378484,6–362106,9=16377,7 т

Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года

 

 (13)

 

Средний дебит одной скважины по нефти

 

 (14)

 

где _д^дей - действующий в данном году фонд добывающих скважин. Он равен сумме действующего фонда добывающих скважин в предыдущем году, новых добывающих скважин и числу отключенных скважин в данном году.

Средний дебит скважин по нефти, перешедших с предыдущего года

 

 (15)

 

Накопленная добыча нефти

 (16)

 

Текущий коэффициент нефтеизвлечения

 

 (17)

 

Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов

 

 (18)

 

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов

 

 (19)

 

Темп отбора от текущих извлекаемых запасов

 

 (20)

 

Средняя обводненность добываемой продукции

 

 (21)

 

а=4, с=-0,8 в=1

Годовая добыча жидкости

 

 (22)

 

Добыча жидкости с начала разработки

 

 (23)

 

Годовая закачка воды

 

 (24)

 

а=0,2, в=1,2

Годовая компенсация отбора жидкости закачкой

 (25)

 

Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой

 

 (26)

 

Водо-нефтяной фактор

 

 (27)

 

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 62

 

Таблица 62. Динамика основных показателей разработки

Годы	Добыча, млн. т		Накопленная добыча, млн. т		В, %	Закачка воды, млн. т		Средний дебит по нефти, т/сут	КИН	Темп отбора от НИЗ	Темп отбора от ТИЗ
	нефти	жидкости	нефти	жидкости		год	S
2010	0,370	1,259	5,02	18,48	71,2	1,60	19,84	2,13	4,29	1,23	1,46
2011	0,353	1,234	5,37	19,72	72,1	1,56	21,40	2,01	4,59	1,18	1,41
2012	0,334	1,207	5,71	20,92	72,9	1,53	22,93	1,88	4,88	1,11	1,36
2013	0,317	1,173	6,02	22,10	73,6	1,48	24,41	1,77	5,15	1,06	1,30
2014	0,299	1,137	6,32	23,23	74,1	1,44	25,84	1,66	5,40	1,00	1,25
2015	0,283	1,098	6,61	24,33	74,7	1,38	27,23	1,55	5,65	0,94	1,20
2016	0,269	1,056	6,88	25,39	74,1	1,33	28,56	1,46	5,88	0,90	1,15
2017	0,253	1,013	7,13	26,40	75,5	1,28	29,83	1,37	6,09	0,84	1,09
2018	0,237	0,966	7,37	27,37	74,9	1,21	31,05	1,28	6,29	0,79	1,04
2019	0,220	0,917	7,58	28,2/	76,2	1,15	32,20	1,19	6,48	0,73	0,97
2020	0,203	0,866	7,78	29,15	76,5	1,09	33,29	1,10	6,66	0,68	0,91
2021	0,189	0,811	7,98	29,96	76,8	1,02	34,31	1,04	6,82	0,63	0,85
2022	0,174	0,758	8,15	30,72	77,0	0,95	35,26	0,97	6,97	0,58	0,79
2023	0,161	0,706	8,31	61,42	77,2	0,89	36,14	0,91	7,10	0,54	0,74
2024	0,149	0,657	8,46	32,08	77,4	0,82	36,97	0,85	7,23	0,50	0,69

 

Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды приведена на рис. 56

 

Рис. 56. Динамика годовой добычи нефти, жидкости, годовой закачки воды

 

Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды приведена на рис. 57

 

Рис. 57. Динамика накопленной добычи нефти, жидкости и накопленной закачки воды

Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ приведены на рис. 58

 

Рис. 58. Динамика КИН, темпа отбора от НИЗ и темпа отбора от ТИЗ

Выводы и рекомендации

 

На 1.01.2010 г. на залежах 302–303 пробурены 109 горизонтальных скважин, в том числе на башкирские отложения – 21, на серпуховские -88. В целом за весь период эксплуатации добыто горизонтальными скважинами 1079,25 тыс. т нефти или же 9,9 тыс. т на одну скважину. При этом средний текущий дебит составил 6,3 т/сут, что в 2,5 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на серпуховский горизонт, средний дебит составил 6,5 т /сут, что в 2,6 раза выше, чем по вертикальным скважинам. По скважинам, пробуренным на башкирский горизонт, средний дебит составил 5,8 т /сут. Это в 2,3 раза выше, чем по вертикальным скважинам.

 

Таблица 63. Сравнение показателей работы вертикальных и горизонтальных скважин, введенных в эксплуатацию на залежах 302–303 в период с 2001 г.

Показатели	Вертикальная	Горизонтальная
Скважин	213	109
Отработанное время, дни	325417	186687
Средняя стоимость 1 скважины	7,5	13
Накопленный отбор, т	813544	1079250
Добыто нефти на 1 скв., т	3819,5	9901,4
Добыто на 1 млн. рублей затрат, т	509,3	761,6
Средний дебит нефти, т/сут	2,5	6,3

 

Список использованной литературы

 

1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1998.

2. Желтов Ю.П., Стрижов И.Н. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов/ Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев – М.: Недра, 1985.

3. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 1. Системы и режимы разработки: Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2007.

4. Ибатуллин Р.Р. Теоретические основы процессов разработки нефтяных месторождений: Курс лекций. Часть 2. Процессы воздействия на пласты (Технологии и методы расчета): Учебно-методическое пособие. – Альметьевск: АГНИ, 2008.

5. Ибатуллин Р.Р., Гарипова Л.И. Сборник задач по теоретическим основам разработки нефтяных месторождений. – Альметьевск: АГНИ, 2008.

6. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности: Учебное пособие. – Казань: изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005.

7. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений (методы, теория, практика) /Р.Р. Ибатуллин, Н.Г. Ибрагимов, Ш.Ф. Тахаутдинов, Р.С. Хисамов. – М.: Недра – Бизнесцентр, 2004.