Курсовая работа по СДН. Мониторинг эффективности применения бгс скважин в условиях залежи 8 Ромашкинского месторождения нгду альметьевнефть
 Скачать 347.31 Kb.
|
3.2 Расчет технологической эффективности применения БГС по методам характеристик вытесненияРасчет технологической эффективности применения на скважинах БГС будет вестись с помощью характеристик вытеснения. В мире существует более ста различных методик подсчета технологической эффективности, отличающихся количеством аппроксимационных коэффициентов, но остановимся на пяти из них, рассматривающие зависимость накопленной добычи нефти, воды и жидкости в целом с разных сторон. Таблица 3.2.1 - Характеристики вытеснения и их автор
Для расчета технологической эффективности применения БГС по характеристикам вытеснения необходимы данные до и после внедрения БГС, которые представлены в приложении А.5. Все расчеты сделаны для участка 27403. Рассчитаем технологическую эффективность, выраженную в дополнительной добыче нефти на участке 27403 залежи №8 Ромашкинского месторождения. Технология БГС применена в июле 2015 года, для расчета необходимы следующие исходные данные: добыча по нефти, по воде и по жидкости за год до применения и после применения. Также для каждой ХВ нужно определить критерий Тейла:  где, Qф – фактическое значение накопленной добычи нефти Qр – расчетное значение накопленной добычи нефти. Для примера рассчитаем дополнительную добычу нефти подробнее по ХВ Сазонова. Во-первых, для ХВ по Сазонову нужно построить график в зависимости Qн от ln(Qж), в данном случае берется период за год до внедрения БГС и год после, а именно с 07.2014 по 07.2016 год. Сама технология была испробована в 2015 году. Во-вторых, находим прямолинейный участок до применения технологии, то есть до июля 2015 года, для того чтобы спрогнозировать, что было бы, если бы БГС не стали внедрять. В данном случае, это период с 01.2015 по 06.2015 г (ряд 2) В-третьих, по ряду 2 строим линию тренда. Для построения линии тренда использованы значения с 07.2013 по 12.2013 г Таблица 3.2.2 – Данные для построения линии тренда
В этом случае исходные данные:     n=6 Тогда система уравнений примет вид:  (3.2.2)45,006A+337,8-55231,2 = 0 (3.2.3) Решение данной системы дает:   Уравнение прямой принимает вид:  (3.2.4)По уравнению 3.2.4 можно найти накопленную добычу нефти на 07.2016 по базовому варианту.  Дополнительная добыча по методу Сазонова составляет   Аналогично рассчитываем дополнительную добычу и для других. По методу Камбарова:       По методу Максимова:       По методу постоянного нефтесодержания:       По методу Пирвердяна:       Далее построим сами характеристики вытеснения в виде графиков для скважины 27403 залежи №8 Ромашкинского месторождения:  Рисунок 3.2.1 – Метод Сазонова  Рисунок 3.2.2 – Метод Камбарова  Рисунок 3.2.3 – Метод Максимова  Рисунок 3.2.4 – Метод постоянного нефтесодержания  Рисунок 3.2.5 – Метод Пирвердяна Подведем итог и составим таблицу 3.2.3, где будет предоставлена информация по всем расчетным показателям характеристик вытеснения. Таблица 3.2.3 – Результаты расчета ХВ скважины 27403
Исходя из таблицы 3.2.3, критерий Тейла наименьший у ХВ Пирвердяна, Сазонова и Максимова. А как известно, чем ближе критерий Тейла к нулю, тем расчет можно считать более точным. Но как можно заметить, критерий Тейла во всех расчетах ХВ довольно близок к нулю, так что можно говорить о их верности. После расчета технологической эффективности скважин БГС на залежи №8 Ромашкинского месторождения видно, что всего за один год после строительства бокового горизонтального ствола дополнительная добыча составила порядка 2500 тонн нефти, причем вовлекаемые в разработку запасы также повысились. Технология строительства бокового горизонтального ствола доказывает свою эффективность на каждой скважине при соблюдении правил проводки БГС согласно РД [39]. |
