а:
,
де n - загальне число замірів продуктивності (дебіту) свердловин;
ki - продуктивність (дебіт) відповідна заміром.
Приймаються=0,39
. Визначимо співвідношення видобувних і нагнітальних свердловин, при якому досягається максимум амплітудного дебіту за формулою (3):
. Визначаємо відносний коефіцієнт продуктивності свердловин, обираних під нагнітання води за формулою (6):
;
. Визначимо функцію відносної продуктивності свердловин за формулою (7):
;
. Визначимо амплітудний дебіт всієї розглянутої нафтового покладу за формулою (8):
;
Отримані результати занесемо в таблицю 16:
Таблиця 16
am * m njD р, МПаq0, млн.т/год0.6380,7652,2462,691,80,2167,94,98
. Розрахунок кінцевої характеристики використання запасів нафти розраховуємо за формулою (10):
. 1. Рухливі запаси нафти:
,
,
,
.
6.2. Розрахункова послойная неоднорідність визначається з урахуванням пошарової неоднорідності за формулою (12):
.
.3. Гранична частка води в дебіте рідини видобувної свердловини визначаємо за формулою (13):
;
? =1,46;
.4. Коефіцієнт використання рухливих запасів нафти (Кв) при даній пошарової неоднорідності пласта і граничної частці агента (В) визначаємо за формулою (16):
6.5. Розрахунковий сумарний відбір рідини в частках рухливих запасів нафти розраховується за формулою (19):
.6. Початкові видобувні запаси рідини (QF0) і нафти (Q0) знаходяться з формул (20), (21):
6.7. Середня масова частка води в сумарного видобутку рідини визначається з формули (23):
.8.Коеффіціент нефтеізвлеченія пластів (КІН) розраховується з формули (24):
Отримані результати занесемо в таблицю 17:
Таблиця 17
К1Qп, млн. т. В2 m 0ВКнз0,965144,260,61,80,981,290,9740,114КкзКзFQ0, млн. т.QF0, млн. т., млн. т.ВсрКно0,7130,72 , 311100,7333,4400,50,750,51
. Розрахунок динаміки дебітів нафти і води.
Приймається наступна програма розробки нафтового покладу. Нафтова поклад із загальним числом свердловин (n0=900) разбурівается і вводиться в розробку рівномірним темпом по 90 свердловин на рік.
7.1. На першій стадії поточний дебіт нафти визначається за формулою (25):
Розраховуємо число діючих свердловин в t році на п'ять років:
n10=90/2 + 0=45скв.
n20=90/2 + 90=135 вкв.
n30=90/2 + 90? 2=225 вкв.
n40=90/2 + 90? 3=315 вкв.
n50=90/2 + 90? 4=405 вкв.
n60=90/2 + 90? 5=495 вкв.
n70=90/2 + 90? 6=585 вкв.
n80=90/2 + 90? 7=675 вкв.
n90=90/2 + 90? 8=765 вкв.
n100=90/2 + 90? 9=855 вкв.
? Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах розраховується за формулою (27):
.
? Масовий поточний дебіт в поверхневих умовах визначаємо за формулою (28):
.
? Обводненість продукції визначаємо формулою (32):
.
7.2. На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти поклади qt і розрахунки проводяться за наступними формулами:
? уточнений поточний амплітудний дебіт:
(29)
? розрахунковий поточний дебіт рідини
(30)
? масовий поточний дебіт рідини
.
.3. На третій стадії поклад розробляється при фіксованих умовах, що створилися в кінці другої стадії і розрахунок ведеться за формулами першій стадії при.
? уточнений поточний амплітудний дебіт
(29)
? розрахунковий поточний дебіт рідини
(30)
? масовий поточний дебіт рідини:
.
ВИСНОВКИ ТА РЕКОМЕНДАЦІЇ ЩОДО ВДОСКОНАЛЕННЯ РОЗРОБКИ РОДОВИЩА
Роблячи порівняльний аналіз за даними змін показників розробки, розрахованих в даному курсовому проекті, і фактичними даними НГВУ «Альметьевнефть», можна зробити наступні висновки:
1. За проектними розрахунками спочатку відбувається повільне збільшення видобутку нафти, досягається проектний рівень, потім деяка стабілізація видобутку і потім падіння рівня видобутку нафти. Видобуток ж нафти за фактичними даними стрімко зростає, і через деякий проміжок стабілізації видобутку відбувається порівняно повільне падіння рівня видобутку нафти і знову її невелике збільшення.
Даний розкид показн...
