Курсовая работа. Анализ для 2 лабы по нгпг. 3 и в от годового отбора жидкости, пластового давления

Название	3 и в от годового отбора жидкости, пластового давления
Анкор	Курсовая работа
Дата	23.11.2022
Размер	16.03 Kb.
Формат файла
Имя файла	Анализ для 2 лабы по нгпг.docx
Тип	Документы #808710

График разработки составляется для эксплуатационного объекта в целом и представляет собой комплекс кривых, отражающих динамику основных технологических показателей разработки. На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти, добычи жидкости, количества добывающих и нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды в год в тыс. м³ и в % от годового отбора жидкости, пластового давления.

Таблица 1 – основные технологические показатели разработки

год	n_доб.Ед.	N_нагн., ед.	Q_n, тыс. т	Qз,тыс. м³	Г, м³/м³	Рпл, МПа	Qв тыс. т	Qж, тыс. т	В%	Z_р, %
1	2	3	4	5	6	7	8	10	11	12
1994	4		10		85	17,0		10		0,11
1995	10		40		85	17,0		40		0,44
1996	18		50		85	16,0		50		0,56
1997	19		70		85	14,5		70		0,78
1998	26	8	90	20	85	13,0		90		1,00
1999	25	9	110	70	85	12,5		110		1,22
2000	25	9	130	90	85	12,0		130		1,44
2001	25	9	130	133	85	12,0	1,18	131,18	0,90	1,44
2002	24	9	130	150	85	12,5	1,18	131,18	0,90	1,44
2003	24	9	130	160	85	13,0	1,18	131,18	0,90	1,44
2004	24	9	130	160	85	13,5	1,18	131,18	0,90	1,44
2005	24	9	130	157	85	14,5	1,18	131,18	0,90	1,44
2006	24	9	130	148	85	15,0	1,18	131,18	0,90	1,44
2007	24	9	110	138	85	15,0	2,36	112,36	2,10	1,22
2008	24	9	75	149	85	15,2	2,36	77,36	3,05	0,83
2009	24	9	70	150	85	16,0	4,72	74,72	6,32	0,78
2010	24	9	70	152	85	16,5	9,44	79,44	11,88	0,78
2011	24	9	60	143	85	17,0	15,3	75,3	20,32	0,67
2012	24	9	50	153	85	17,0	23,6	73,6	32,07	0,56
2013	24	9	40	153	85	17,0	35,4	75,4	46,95	0,44
2014	24	9	30	164	85	17,0	59	89	66,29	0,33

Q_извл. = 9000 тыс. т.

Темп разработки определяется по формуле:

Zp=Qн/Qизв.*100%,

Где Qн – среднегодовая добыча нефти на II стадии разработки тыс.т, Q_изв – начальные извлекаемые запасы нефти, тыс. т.

Обводнённость определяется по формуле:

В%=Qв/Qж*100%,

Где Qв и Qж – годовая добыча воды и жидкости в конце стадии разработки в тоннах.

2. Границы стадий разработки: 1 стадия – с 1994 по 2000 гг.; 2 стадия – с 2000 по 2006 гг.; 3 стадия – с 2007 по 2014 гг.

3. Темп разработки на конец каждой стадии:

1) Zp = 110 тыс.т/9000 тыс.т.*100%=1,22%

2) Zp = 130 тыс.т/9000 тыс.т. *100%=1,44%

3) Zp = 30 тыс.т./9000 тыс.т.*100% =0,33%

4. Суммарная добыча нефит за стадии разработки:

1) Qн = 370 тыс.т.

2) Qн = 910 тыс. т.

3) Qн = 505 тыс. т.

5. Обводнённость к концу каждой стадии:

1) В= 0%

2) В = 0,9%

3) В = 66,29%

6. Анализ графика разработки:

Продолжительность стадий (1,2,3) составляет соответственно – 6, 6, 8 лет

Первая стадия – происходит интенсивный рост добычи нефти ( от 10 до 110 тыс. т.), добыча воды не происходит. Происходит увеличение количества добывающих скважин ( от 4 до 26 скв.), Пластовое давление уменьшается.

Вторая стадия – постоянный уровень добычи, то есть уровень добычи нефти высокий (130 тыс. т.), Происходит ввод нагнетательных скважин для поддержания пластового давления. Возникает добыча воды, добыча жидкости по сравнению с 1 стадией возрастает. Снижается фонд эксплуатационных скважин от 26 до 24. Растёт объём закачки от 20 до 160 тыс. м³, затем уменьшается. Происходит постепенное увеличение пластового давления.

Пластовое давление уменьшается в первые годы, затем стабилизируется и восстанавливается до первоначального, это связано с вводом нагнетательных скважин, а также снижением отбора жидкости с 2007 года. Также применяется закачка воды для поддержания и увеличения пластового давления. Уменьшение пластового давления связано с тем, что происходит отбор нефти из залежи в первые годы разработки.

Третья стадия – сокращение добычи нефти до 30 тыс. т.. Происходит рост показателя обводнённости до 66,29%. Добыча жидкости уменьшается от 131,18 до 89 тыс.т..