Нужна помощь в написании работы?

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Существуют общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти  — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча  приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости  — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени.

Добыча газа . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Темп разработки  — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

.

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов  и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

,

где  — годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки;  — балансовые запасы нефти.

где  — нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти:

К концу разработки месторождения, т.е. при , нефтеотдача:

Внимание!
Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

.

Обводненность продукции  — отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

. Характер изменения показателя  зависит от ряда факторов. Один из основных — отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях : , где  и  — динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

Темп отбора жидкости — отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.

Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в . Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Показатель разработки:

1)годовая добыча нефти(Qн,тыс т) 2)газа(Qг) 3)жидкости(Qж) 4)обводненность W(массовая и объемная) Qв/Qж 5) накопленная добыча нефти (⅀Qн) (с самого начала разработки на 1 января) 6)накопл добыча воды 7) накопл добыча ж-ти 8)газовый фактор (G-на поверхности) м3/м3 9)годовая закачка агента (Qзак,10)суммарная закачка(⅀Qзак) 11)фонд доб СКВ (nд) 12)фонд нагн,резерв,спец скв 13)компенсация отбора жидкости и закачки    (%) 14)суммарная компенсация отбора жидкости и закачки   15)дебит СКВ по нефти  где α-коэф эксплуатации(0,92-0,95) 16) по ж-ти 17)    18)   или  КИН-коэф вытеснения нефти из пласта показывает полноту извл нефти из охваченного заводнением V залежи. Определяется в лаб условиях путем длительной промывки образца гп взятого из продуктив пласта до полного обводнения струи ж-ти выходящей из керна и представляет собой отношение V вытесненной нефти из керна к первонач содержанию V нефти в образце

, 0,05< <3,190   1,02<<77,3

Kохв=K1*K2*K3*K4*K5 где K1-учит влияние неоднородности пласта по проницаемости и определ по эмпирич зависимостям,K2-коэф охвата пласта сеткой СКВ учитывает прерывистость продуктив пласта и зависит от расстояния между СКВ, K3,K4-учит потерю нефти в стяг и разрез рядах соответсвенно, K5-учит потери нефти в невырабатываемых участках залежи

КИН бывает 1)текущий 2)проектный 3) конечный

19)отбор от НИЗ запасов  20)темп отбора


 

Поделись с друзьями