Войти на сайт

Забыли пароль?
Регистрация

Навигация

Главная Рефераты Геология

Определение технологической эффективности по характеристикам вытеснения по сравнению с ВС

Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"
Коллекторские свойства продуктивных пластов Физико-химические свойства пластовых флюидов Анализ текущего состояния разработки Анализ выработки пластов Обзор применяемых горизонтальных технологий на объекте разработки Анализ эффективности применяемых горизонтальных технологий в условиях рассматриваемого объекта разработки Определение технологической эффективности Определение технологической эффективности по характеристикам вытеснения по сравнению с ВС Расчет технологических показателей разработки
94383
знака
31
таблица
30
изображений
Скачать работу
Похожие
Заказать работу
Определение технологической эффективности Читать далее: Расчет технологических показателей разработки

5.2 Определение технологической эффективности по характеристикам вытеснения по сравнению с ВС

Скважина 2

Технологические показатели работы скважины №2 приведены в табл. 20

Таблица 20. Исходные данные для определения технологической эффективности бурения ГС №2 по кривой обводнения при постоянном нефтесодержании

Дата

Qж

Qн

Qж2

Qж× Qн

(Qн)р
1 2 3 4 5 6
1.06 209,07 89,90 43710,17 18795,37 122,49
2.06 415,74 170,50 172836,78 70883,06 191,22
3.06 631,01 248,00 398178,94 156491,52 262,82
4.06 840,26 331,70 706043,95 278715,64 332,41
5.06 1052,37 412,30 1107481,51 433891,93 402,95
6.06 1261,83 489,80 1592212,26 618043,81 472,62
7.06 1474,40 564,20 2173856,43 831856,68 543,32
8.06 1709,57 632,40 2922639,08 1081133,82 621,53
9.06 1919,57 697,50 3684759,65 1338902,01 691,37
10.06 2114,43 765,70 4470813,89 1619018,99 756,18
11.06 2321,10 827,70 5387489,36 1921171,64 824,91
12.06 2527,76 889,70 6389587,06 2248950,97 893,65
1.07 2740,33 964,10 7509434,17 2641956,67 964,35
2.07 2940,92 1032,30 8649027,60 3035914,73 1031,06
3.07 3156,20 1109,80 9961602,83 3502751,53 1102,66
4.07 3382,42 1193,50 11440744,16 4036914,58 1177,89
5.07 3605,23 1264,80 12997679,11 4559894,16 1252,00
6.07 3811,90 1326,80 14530551,71 5057623,72 1320,73
7.07 4031,90 1395,00 16256185,98 5624495,03 1393,90
8.07 4247,96 1466,30 18045135,99 6228778,89 1465,76
9.07 4451,39 1531,40 19814910,18 6816865,05 1533,42
10.07 4664,52 1599,60 21757739,21 7461364,89 1604,30
11.07 4882,67 1658,50 23840440,27 8097903,77 1676,86
12.07 5092,67 1723,60 25935260,55 8777721,41 1746,70
1.08 5315,06 1928,20 28249848,31 10248496,06 1820,66
2.08 5595,69 2194,80 31311748,98 12281420,88 1914,00
3.08 5915,38 2501,70 34991693,51 14798500,43 2020,32
4.08 6222,01 2783,80 38713385,42 17320826,29 2122,30
5.08 6514,19 3038,00 42434698,17 19790115,47 2219,48
6.08 6875,86 3341,80 47277433,20 22977744,69 2339,76
7.08 7218,07 3605,30 52100484,24 26023295,21 2453,58
8.08 7600,26 3884,30 57763926,19 29521683,31 2580,69
9.08 7906,28 4123,00 62509325,72 32597608,68 2682,47
10.08 8175,69 4349,30 66841885,73 35558522,87 2772,07
11.08 8408,19 4544,60 70697637,22 38211854,37 2849,39
12.08 8629,11 4736,80 74461509,03 40874359,91 2922,87
S 63485,22 22385,10 219788320,82 76460039,88

 

 

 

  


 (1)

 (2)

 (3)

 (4)


Коэффициенты А, В и коэффициент по критерию Тейла, вычисленные для скважины №2 по разным кривым обводнения приведены в табл. 21

Таблица 21. Коэффициенты, вычисленные для скважины №2

Используемая кривая обводнения Коэффициенты Коэффициент по критерию Тейла
А В
Постоянное нефтесодержание 52,95 0,33 0,000185
Абызбаева -0,42 0,92 0,000200
Камбарова 813,07 -159785,27 0,001008
Сипачева-Посевича 0,00 0,000109 0,000240
Назарова-Сипачева 2,47 0,000162 0,000207
Максимова (1959) 5,66 0,001633 0,029388
Говорцова-Рябинина -0,33 1,13 0,006997
Пирвердяна 1701,72 -31745,86 0,000533
Сазонов -3334,37 558,85 0,000414
Максимов -2899,15 533,63 0,000467
Давыдов -10915,84 18655,37 0,001044

Показатели работы скважины №2 показаны в табл. 22

Таблица 22. Показатели эксплуатации скважины №2

Дата Добыча за месяц, т Накопленная добыча, т
нефть вода нефть жидкость
1.06 89,90 119,17 89,90 209,07
2.06 80,60 126,07 170,50 415,74
3.06 77,50 137,78 248,00 631,01
4.06 83,70 125,55 331,70 840,26
5.06 80,60 131,51 412,30 1052,37
6.06 77,50 131,96 489,80 1261,83
7.06 74,40 138,17 564,20 1474,40
8.06 68,20 166,97 632,40 1709,57
9.06 65,10 144,90 697,50 1919,57
10.06 68,20 126,66 765,70 2114,43
11.06 62,00 144,67 827,70 2321,10
12.06 62,00 144,67 889,70 2527,76
1.07 74,40 138,17 964,10 2740,33
2.07 68,20 132,39 1032,30 2940,92
3.07 77,50 137,78 1109,80 3156,20
4.07 83,70 142,52 1193,50 3382,42
5.07 71,30 151,51 1264,80 3605,23
6.07 62,00 144,67 1326,80 3811,90
7.07 68,20 151,80 1395,00 4031,90
8.07 71,30 144,76 1466,30 4247,96
9.07 65,10 138,34 1531,40 4451,39
10.07 68,20 144,93 1599,60 4664,52
11.07 58,90 159,25 1658,50 4882,67
12.07 65,10 144,90 1723,60 5092,67
1.08 204,60 17,79 1928,20 5315,06
2.08 266,60 14,03 2194,80 5595,69
3.08 306,90 12,79 2501,70 5915,38
4.08 282,10 24,53 2783,80 6222,01
5.08 254,20 37,98 3038,00 6514,19
6.08 303,80 57,87 3341,80 6875,86
7.08 263,50 78,71 3605,30 7218,07
8.08 279,00 103,19 3884,30 7600,26
9.08 238,70 67,33 4123,00 7906,28
10.08 226,30 43,10 4349,30 8175,69
11.08 195,30 37,20 4544,60 8408,19
12.08 192,20 28,72 4736,80 8629,11

Рассчитанные по кривым обводнения показатели работы скважины №2 показаны в табл. 23.


Таблица 23. Рассчитанные базовые кривые

Дата Постоянное нефтесодержание абызбаева Назарова-Сипачева Сипачева-Посевича
1.06 122,49 90,86 83,84 84,05
2.06 191,22 171,34 165,37 165,63
3.06 262,82 251,82 248,79 249,08
4.06 332,41 328,00 328,65 328,74
5.06 402,95 403,72 408,20 408,04
6.06 472,62 477,34 485,42 484,98
7.06 543,32 551,09 562,35 561,70
8.06 621,53 631,73 645,38 645,02
9.06 691,37 703,02 718,29 718,08
10.06 756,18 768,63 785,17 784,76
11.06 824,91 837,70 854,46 854,35
12.06 893,65 906,30 922,58 922,81
1.07 964,35 976,41 992,05 992,05
2.07 1031,06 1042,19 1056,45 1056,34
3.07 1102,66 1112,40 1124,76 1124,23
4.07 1177,89 1185,77 1195,53 1194,36
5.07 1252,00 1257,68 1263,31 1262,26
6.07 1320,73 1324,06 1324,84 1324,22
7.07 1393,90 1394,43 1389,41 1389,12
8.07 1465,76 1463,25 1452,12 1451,83
9.07 1533,42 1527,80 1510,08 1509,96
10.07 1604,30 1595,18 1569,87 1569,94
11.07 1676,86 1663,90 1629,13 1630,37
12.07 1746,70 1729,83 1685,98 1687,64
1.08 1820,66 1799,43 1757,92 1747,36
2.08 1914,00 1886,93 1849,35 1821,38
3.08 2020,32 1986,19 1953,66 1903,93
4.08 2122,30 2081,02 2052,24 1981,40
5.08 2219,48 2171,04 2144,25 2053,70
6.08 2339,76 2282,04 2256,33 2141,22
7.08 2453,58 2386,65 2358,75 2222,09
8.08 2580,69 2503,04 2470,14 2310,24
9.08 2682,47 2595,90 2560,51 2379,24
10.08 2772,07 2677,42 2641,78 2438,85
11.08 2849,39 2747,61 2711,62 2489,46
12.08 2922,87 2814,16 2778,69 2536,86

Оценка эффективности бурения ГС №2 показана в табл. 24

Таблица 24. Дополнительная добыча нефти

Дата Формула при постоянном нефтесодержании Формула Абызбаева Формула Назарова-Сипачева Среднее значение
Нак. добыча нефти, базовая, т доп. добыча нефти, т Нак. добыча нефти, базовая, т доп. добыча нефти, т Нак. добыча нефти, базовая, т доп. добыча нефти, т доп. добыча нефти, т
за месяц нак. за месяц нак. за месяц нак. за месяц нак.
1.08 1821 131 131 1799 135 135 1758 133 133 133 133
2.08 1914 173 304 1887 179 314 1849 175 308 176 309
3.08 2020 201 504 1986 208 522 1954 203 510 204 512
4.08 2122 180 685 2081 187 709 2052 184 694 184 696
5.08 2219 157 842 2171 164 873 2144 162 856 161 857
6.08 2340 184 1025 2282 193 1066 2256 192 1048 189 1046
7.08 2454 150 1175 2387 159 1225 2359 161 1209 157 1203
8.08 2581 152 1327 2503 163 1387 2470 168 1377 161 1364
9.08 2682 137 1464 2596 146 1533 2561 148 1525 144 1507
10.08 2772 137 1600 2677 145 1678 2642 145 1670 142 1649
11.08 2849 118 1718 2748 125 1803 2712 125 1795 123 1772
12.08 2923 119 1837 2814 126 1929 2779 125 1920 123 1895

 

Рис. 16. Зависимость Qн от Qж для скважины №2


Кривая обводнения для скважины №2 при постоянном нефтесодержании приведена на рис. 16

Кривая обводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №2, приведена на рис. 17

Рис. 17. Зависимость Ln(Qн) от Ln(Qж) для скважины №2

Кривая обводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №2, приведена на рис. 18

Рис. 18. Зависимость Qж/Qн от Qв для скважины №2

Графики фактической и базовых кривых обводнения для скважины №2 показаны на рис. 19


Рис. 19. Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №2

 

Скважина №1

Показатели работы скважины №1 показаны в табл. 25

Таблица 25. Показатели эксплуатации скважины №1

Дата Добыча за месяц, т Накопленная добыча, т
нефть вода нефть жидкость
1.06 43,40 22,36 43,40 65,76
2.06 37,20 20,93 80,60 123,88
3.06 46,50 35,08 127,10 205,46
4.06 46,50 27,31 173,60 279,27
5.06 46,50 26,16 220,10 351,93
6.06 31,00 12,66 251,10 395,59
7.06 43,40 16,05 294,50 455,04
8.06 37,20 18,32 331,70 510,56
9.06 31,00 27,49 362,70 569,05
10.06 21,70 26,52 384,40 617,28
11.06 31,00 42,81 415,40 691,09
12.06 34,10 35,49 449,50 760,68
1.07 34,10 35,49 483,60 830,27
2.07 34,10 24,69 517,70 889,06
3.07 34,10 19,18 551,80 942,34
4.07 31,00 25,36 582,80 998,71
5.07 34,10 34,10 616,90 1066,91
6.07 34,10 38,45 651,00 1139,46
7.07 18,60 20,97 669,60 1179,04
8.07 18,60 20,97 688,20 1218,61
9.07 21,70 21,70 709,90 1262,01
10.07 21,70 21,70 731,60 1305,41
11.07 21,70 21,70 753,30 1348,81
12.07 21,70 21,70 775,00 1392,21
1.08 195,30 0,00 970,30 1587,51
2.08 288,30 32,03 1258,60 1907,84
3.08 300,70 12,53 1559,30 2221,07
4.08 322,40 13,43 1881,70 2556,91
5.08 375,10 19,74 2256,80 2951,75
6.08 344,10 10,64 2600,90 3306,49
7.08 350,30 26,37 2951,20 3683,16
8.08 337,90 25,43 3289,10 4046,49
9.08 396,80 20,88 3685,90 4464,17
10.08 381,30 67,29 4067,20 4912,76
11.08 356,50 58,03 4423,70 5327,30
12.08 430,90 76,04 4854,60 5834,24

Коэффициенты А, В и коэффицинт по критерию Тейла, вычисленные для скважины №1 по разным кривым обводнения приведены в табл. 26

Таблица 26. Коэффициенты, вычисленные для скважины №1

Используемая кривая обводнения Коэффициенты Коэффициент по критерию Тейла
А В
Постоянное нефтесодержание 31,24 0,54 0,000244
Абызбаева -0,12 0,94 0,000269
Камбарова 396,52 -23145,13 0,002394
Сипачева-Посевича 0,00 0,000212 0,000486
Назарова-Сипачева 1,52 0,000470 0,000281
Максимова (1959) 3,84 0,003687 0,087698
Говорцова-Рябинина -1,35 1,16 0,018421
Пирвердяна 821,00 -8383,42 0,001399
Сазонов -1268,38 267,67 0,001062
Максимов -907,48 246,92 0,001307
Давыдов -1991,46 6119,51 0,002068

 


Рассчитанные по кривым обводнения показатели работы скважины №1 показаны в табл. 27

Таблица 27. Рассчитанные базовые кривые

Дата Постоянное нефтесодержание абызбаева Назарова-Сипачева Сипачева-Посевича
1.06 67,01 45,14 43,00 43,27
2.06 98,62 81,86 80,49 80,86
3.06 142,99 131,69 132,08 132,61
4.06 183,14 175,72 178,06 178,45
5.06 222,65 218,37 222,64 222,68
6.06 246,40 243,74 249,33 248,85
7.06 278,74 278,01 285,44 283,99
8.06 308,94 309,78 318,55 316,32
9.06 340,75 343,02 352,21 349,87
10.06 366,98 370,27 379,13 377,15
11.06 407,12 411,73 419,28 418,25
12.06 444,97 450,58 456,88 456,29
1.07 482,83 489,21 493,74 493,67
2.07 514,80 521,70 525,08 524,73
3.07 543,78 551,03 553,60 552,50
4.07 574,44 581,94 582,63 581,47
5.07 611,53 619,21 616,66 615,99
6.07 651,00 658,71 651,79 652,09
7.07 672,52 680,18 670,64 671,51
8.07 694,05 701,61 689,29 690,75
9.07 717,65 725,07 709,75 711,64
10.07 741,26 748,48 729,97 732,31
11.07 764,86 771,84 749,96 752,77
12.07 788,47 795,16 769,73 773,03
1.08 894,69 899,56 877,71 861,66
2.08 1068,92 1069,16 1046,11 998,71
3.08 1239,29 1233,35 1213,95 1123,62
4.08 1421,95 1407,83 1392,70 1248,54
5.08 1636,70 1611,23 1599,68 1384,73
6.08 1829,65 1792,57 1787,09 1498,29
7.08 2034,52 1983,83 1977,43 1610,68
8.08 2232,14 2167,21 2158,65 1711,90
9.08 2459,32 2376,80 2369,07 1820,41
10.08 2703,30 2600,58 2564,12 1928,54
11.08 2928,77 2806,28 2741,46 2021,52
12.08 3204,50 3056,54 2948,15 2127,13

 

Оценка эффективности бурения ГС №1 показана в табл. 28

Таблица 28. Дополнительная добыча нефти

Дата Формула при постоянном нефтесодержании Формула Абызбаева Формула Назарова-Сипачева Среднее значение
Нак. добыча нефти, базовая, т доп. добыча нефти, т Нак. добыча нефти, базовая, т доп. добыча нефти, т Нак. добыча нефти, базовая, т доп. добыча нефти, т доп. добыча нефти, т
за месяц нак. за месяц нак. за месяц нак. за месяц нак.
1.08 895 89 89 900 91 91 878 87 87 89 89
2.08 1069 114 203 1069 119 210 1046 120 207 118 207
3.08 1239 130 333 1233 137 346 1214 133 340 133 340
4.08 1422 140 473 1408 148 494 1393 144 484 144 484
5.08 1637 160 634 1611 172 666 1600 168 652 167 650
6.08 1830 151 785 1793 163 828 1787 157 809 157 807
7.08 2035 145 930 1984 159 988 1977 160 969 155 962
8.08 2232 140 1070 2167 155 1142 2159 157 1125 150 1113
9.08 2459 170 1240 2377 187 1329 2369 186 1312 181 1294
10.08 2703 137 1377 2601 158 1487 2564 186 1498 160 1454
11.08 2929 131 1508 2806 151 1638 2741 179 1677 154 1608
12.08 3204 155 1664 3057 181 1818 2948 224 1901 187 1794

 

Кривая обводнения для скважины №1 при постоянном нефтесодержании приведена на рис. 20


Рис. 20. Зависимость Qн от Qж для скважины №1

Рис. 21. Зависимость Ln(Qн) от Ln(Qж) для скважины №1

Кривая обводнения, полученная по формуле Абызбаева для скважины №1, приведена на рис. 21

Кривая обводнения, полученная по формуле Назарова-Сипачева для скважины №1, приведена на рис. 22


Рис. 22. Зависимость Qж/Qн от Qв для скважины №1

Графики фактической и базовых кривых обводнения для скважины №1 показаны на рис. 23

 

Рис. 23. Расчет дополнительной добычи за счет бурения ГС №1

Средняя накопленная дополнительная добыча по 10 скважинам составила

Q=1895+1794+2024+4641+2417+2670+1993+1349+2922+2785=24490 т

 



Определение технологической эффективности Читать далее: Расчет технологических показателей разработки
Информация о работе «Применение горизонтальных скважин для повышения эффективности разработки месторождений на примере 302-303 залежей Ромашкинского месторождения НГДУ "ЛН"»
Раздел: Геология
Количество знаков с пробелами: 94383
Количество таблиц: 31
Количество изображений: 30
Скачать

Похожие работы

Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633
Скачать
110016
12
2

... реагента от плотности пластовой воды Марка реагента лотность вод, обводняющих скважину, кг/м3 СНПХ – 9633 В1 1015-1060 СНПХ – 9633 В2 1050-1130 СНПХ – 9633 А 1130-1185 3.5 Технология ремонтно-изоляционных работ с применением СНПХ-9633 на примере скважины 15403а НГДУ «Лениногорскнефть»   3.5.1 Требования к выбору объектов применения При выборе объектов для обработки композицией ...

Увеличение нефтеотдачи пластов с применением микробиологического воздействия на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Лениногорскнефть"
Скачать
86127
23
21

... разработки для разбуренной части Лениногорской площади с выделением Западно-Лениногорской площади в самостоятельный объект разработки. Последний проектный документ – "Анализ разработки Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения" (с уточнением проектных показателей), составленный "ТатНИПИнефть", был утвержден 27.12.2006г. По состоянию на 1.01.2009 г пробурено 923 скважины, из них ...

0 комментариев

Разделы
Главная Новости Рефераты Статьи Вузы
Инфо
О проекте Соглашение
Следите за новостями
VK
© 2009-2024 Образовательная социальная сеть KazEdu.com

Наверх