дипломная работа. Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении

• Название: Мероприятия по интенсификации добычи нефти на Мишкинском нефтяном месторождении
• Анкор: дипломная работа
• Дата: 27.09.2022
• Размер: 1.59 Mb.
• Имя файла: diplomnaya-rabota-meropriyatiya-po-intensifikacii-dobychi-nefti-.docx
• Тип: Реферат; #699760
• страница: 12 из 24

Расчет технических показателей проекта

Согласно стандарта «Порядок подбора кандидатов на проведение, расчета эффекта и оценки эффективности ГТМ», оценка эффекта от ОПЗ включает в себя три параметра:

• 
  планируемый дебит жидкости после ОПЗ,
  

• 
  планируемый дебит нефти после ОПЗ,
  
• 
  планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ.
  

Добыча жидкости

Планируемый дебит жидкости после ОПЗ вычисляется по формуле:
(1)
где - планируемый дебит жидкости после ОПЗ, м³/сут;

- фактический дебит жидкости до ОПЗ, м³/сут;

- депрессия на фактическое забойное давление после проведения ИДН, атм;

- депрессия на фактическое забойное давление до проведения ОПЗ, атм.
Добыча нефти

Планируемый дебит нефти после ОПЗ вычисляется по формуле:
(2)
где - планируемый дебит нефти после ОПЗ, т/сут;

- планируемый дебит жидкости после ОПЗ, м³/сут;

- планируемое значение обводненности после ОПЗ, %;

- плотность нефти в поверхностных условиях, г/см³.

Планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ рассчитывается по формуле:
(3)
где - планируемый прирост дебита нефти после ОПЗ, т/сут;

- планируемый дебит нефти после ОПЗ, т/сут;

- фактический текущий дебит нефти, т/сут.

Планируемые приросты дебита жидкости, нефти после проведения комплексных обработок представлены в табл. 15.
Таблица 15

Планируемые параметры работы скважин после проведения РАСПО+ПСКО

Месторождение	№ скв.	Параметры до ОПЗ			Планируемые параметры после РАСПО+ПСКО
		Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Обводненность, %	Q жидкости, м3/сут	Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, т/сут	Прирост Q нефти, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	562	43,4	12,5	71	59,5	17,2	4,6	37
Таблица 15 (продолжение)
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Мишкинское	504	30,0	19,2	36	41,2	26,4	7,2	37
Мишкинское	510	80,0	20,2	75	106,1	26,8	6,6	33
Мишкинское	514	29,0	13,7	53	39,2	18,6	4,8	35
Мишкинское	524	96,0	26,3	73	128,7	35,2	8,9	34
Мишкинское	533	75,0	13,9	82	99,5	18,4	4,5	33
Мишкинское	2075	69,9	14,3	80	91,5	18,7	4,4	31
Мишкинское	347	18,0	12,7	30	24,2	17,1	4,4	35
Мишкинское	1505	35,0	25,3	28	45,9	33,1	7,8	31
Мишкинское	1509	27,0	19,3	29	37,3	26,6	7,3	38

В целом по проекту по 10 скважинам планируется прирост дебита в количестве 60,7 т/сут.

Коэффициент нефтеотдачи

Рассчитаем коэффициент нефтеотдачи по проекту, при условии его реализации в июле 2007 г. Ожидаемая продолжительность эффекта от проведения РАСПО+ПСКО 1,5 года.

Все скважины кандидаты из списка проекта относятся к верейскому объекту разработки. Начальные балансовые запасы нефти по верейскому объекту разработки составляют 63,6 млн. тонн. Плановая накопленная добыча на 2007 г. составляет 10,296 млн. тонн. Результаты расчета отражены в табл. 16.

Таблица 16
Сравнение КИН при реализации проекта

	2007 г.	2008 г.
Плановая накопленная добыча нефти, млн. тонн	10,296	10,624
КИН	0,1619	0,1670
Плановая накопленная добыча нефти при реализации проекта ПСКО по 10 скважинам, млн. тонн	10,359	10,814
КИН, при реализации проекта ПСКО	0,1629	0,1700
Плановая накопленная добыча нефти при реализации проекта РАСПО+ПСКО по 10 скважинам, млн. тонн	10,406	10,956
КИН, при реализации проекта РАСПО+ПСКО	0,1636	0,1723

Реализация проекта РАПО + ПСКО на 10 скважинах Мишкинского месторождения позволит увеличить КИН по верейскому объекту разработки в 2007 г. на 0,0017, а в 2008 г. на 0,0053. При реализации проекта обычного ПСКО увеличение текущего КИН составит 0,001 и 0,003 соответственно.