Курсовая работа по СДН. Мониторинг эффективности применения бгс скважин в условиях залежи 8 Ромашкинского месторождения нгду альметьевнефть
 Скачать 347.31 Kb.
|
2.2 Анализ показателей эксплуатации скважин с БГС на промысловом объектеДля анализа эксплуатационных показателей скважин с боковыми горизонтальными стволами воспользуемся статистическим методом по следующим параметрам: дебит нефти; дебит жидкости; обводненность; длина горизонтального участка; коэффициент продуктивности по нефти. Исходные данные предоставлены в приложении А.3.1. Статистический анализ по дебиту нефти залежи №8 Ромашкинского месторождения начнем с определения шага интервала или размаха:  (2.2.1)Где, k – число интервалов; x max, x min – максимальное и минимальное значение. Для определения размаха нам необходимо вычислить число интервалов, на которые будем поделена наша совокупность по формуле:  (2.2.2) Из исходных данных следует, что хmax= 13,7 т/сут, а наименьшее хmin = 0,7, тогда шаг интервала вычисляем:  (2.2.3)Определяем интервалы и средние значения xi∙, а также подсчитываем число mi скважин, попавших в интервал изменения дебита, статистическую вероятность и накопленную частоту. Полученные данные заносим в таблицу 2.3.1. Определим статистическую вероятность:  , (2.2.4)где mi – частота попадания параметра xi в интервал; i - номер интервала; Рассчитаем статистическую вероятность (частость) для всех интервалов:     Таблица 2.2.1 - Статистический ряд по дебитам нефти скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами
По данным таблицы 2.2.1 строим гистограмму статистического ряда (рисунок 2.2.1) и кривую накопленных частот (рисунок 2.2.2).  Рисунок 2.2.1 – Распределение скважин залежи №8 по дебиту нефти с боковыми горизонтальными стволами  Рисунок 2.2.2 – Кривая накопленных частот по дебиту нефти скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами По данным рисунка 2.2.1 можно сделать вывод, что пять скважин из случайной совокупности с боковым горизонтальным стволом эксплуатируются с дебитом по нефти равным 0,7 – 3,95 м3/сут, еще три эксплуатируются с дебитом по нефти 10,45 – 13,7 м3/сут, остальные две эксплуатируются с дебитом по нефти больше 3,95, но меньше 10,45 м3/сут. Таблица 2.2.2 - Статистический ряд по дебитам жидкости скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами
 Рисунок 2.2.3 – Распределение скважин залежи №8 по дебиту жидкости с боковыми горизонтальными стволами По данным рисунка 2.2.3 можно сделать вывод, что пять скважин из случайной совокупности с боковым горизонтальным стволом эксплуатируются с дебитом по жидкости равным 2,6-15,125 м3/сут, четыре скважины с дебитом по жидкости 15,125-27,65 м3/сут, и одна скважина с дебитом по жидкости равным 52,7 м3/сут.  Рисунок 2.2.4 – Кривая накопленных частот по дебиту жидкости скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами Таблица 2.2.3 - Статистический ряд по обводненности скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами
 Рисунок 2.2.5 – Распределение скважин залежи №8 по обводненности с боковыми горизонтальными стволами По данным рисунка 2.2.5 можно сделать вывод, что четыре скважины из случайной совокупности с боковым горизонтальным стволом эксплуатируются с обводненностью 71,7-92%, три скважины с обводненностью 31,1-51,4%, две скважины с 10,8-31,1% и одна скважина с обводненностью 51,4-71,7%.  Рисунок 2.2.6 – Кривая накопленных частот по обводненности скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами Таблица 2.2.4 - Статистический ряд по длине горизонтального участка скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами
 Рисунок 2.2.7 – Распределение скважин залежи №8 по длине горизонтального участка с боковыми горизонтальными стволами По данным рисунка 2.2.7 можно сделать вывод, что пять скважин из случайной совокупности с боковым горизонтальным стволом эксплуатируются с длиной горизонтального участка от 122 до 152,25 метров, четыре скважины от 182,5 до 212,75 метра и одна скважина от 212,75 до 243 метра.  Рисунок 2.2.8 – Кривая накопленных частот по длине горизонтального участка скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами Таблица 2.2.5 - Статистический ряд по коэффициенту продуктивности по нефти скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами
 Рисунок 2.2.9 – Распределение скважин залежи №8 по коэффициенту продуктивности по нефти с боковыми горизонтальными стволами По данным рисунка 2.2.9 можно сделать вывод, что семь скважин из случайной совокупности с боковым горизонтальным стволом эксплуатируются с коэффициентом продуктивности по нефти 0,34-2,62 м3/(сут*МПа), две скважины с 7,18-9,46 м3/(сут*МПа) и одна скважина с коэффициентом продуктивности по нефти 4,9-7,18 м3/(сут*МПа).  Рисунок 2.2.10 – Кривая накопленных частот по коэффициенту продуктивности по нефти скважин залежи №8 с БГС Таблица 2.2.6 - Статистический ряд по длине хода плунжера скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами
 Рисунок 2.2.11 – Распределение скважин залежи №8 по длине хода плунжера с БГС По данным рисунка 2.2.11 можно сделать вывод, что по 4 скважины из случайной совокупности с боковым горизонтальным стволом эксплуатируются с длиной хода плунжера 2,1-2,62 метра и 3,14-3,66 метра, и по одной скважине с длиной хода плунжера 2,62-3,14 метра и 3,66-4,18 метра.  Рисунок 2.2.12 – Кривая накопленных частот по длине хода плунжера скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами Таблица 2.2.6 - Статистический ряд по частоте качания точки хода подвеса штанг скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами
 Рисунок 2.2.13 – Распределение скважин залежи №8 по частоте качания точки хода подвеса штанг с боковыми горизонтальными стволами По данным рисунка 2.2.13 можно сделать вывод, что семь скважин из случайной совокупности с боковым горизонтальным стволом эксплуатируются с частотой качания головки балансира равным 2,16-2,5 мин-1, две скважины 1,83-2,16 мин-1, и одна скважина с частотой качания головки балансира 1,5-1,83 мин-1.  Рисунок 2.2.14 – Кривая накопленных частот по частоте качания точки хода подвеса штанг скважин залежи №8 с боковыми горизонтальными стволами Следующее, что нужно сделать, это определить средневзвешенное число, среднеквадратическое отклонение, дисперсию, предельную ошибку среднего значения дебита нефти при  . Полученные данные внесем в таблицы 2.2.7.1 и 2.2.7.2. Средневзвешенное значение определяется по формуле:  (2.2.5)где xi – исследуемый параметр. Средневзвешенное значение получилось равным:  Определим среднее квадратическое отклонение:  (2.2.6) Определяем дисперсию:  ; (2.2.7)D = 0,1225 м6/сут2. Предельная ошибка среднего значения дебита нефти при : ; (2.2.8) Для оценки среднего значения часто хватает и меньшего объема данных, поэтому выберем такую совокупность выборки, при которой можно определить дебит нефти с вероятностью : (2.2.9) То есть, для оценки с точностью 5% среднего дебита нефти, достаточно из всей совокупности (10 скважин) выделить для исследования примерно 9 скважин. Таблица 2.2.7.1 – Результаты оценки статистических показателей залежи №8 Ромашкинского месторождения с БГС
Таблица 2.2.7.2 – Продолжение результатов оценки статистических показателей залежи №8 Ромашкинского месторождения с БГС
После статистического анализа скважин с боковыми горизонтальными стволами залежи №8 Ромашкинского месторождения можно сделать вывод, что после проводки бокового горизонтального ствола средневзвешенное значение по дебиту нефти составляет 6,225 м3/сут, по дебиту жидкости 17,63 т/сут, по обводненности 55,46%, по длине горизонтального участка 170,4 метра, по коэффициенту продуктивности 3,304 м3/(сут*МПа), по частоте качания точки хода подвеса штанг 0,879 мин-1, по длине хода плунжера 2,984 метра. Но эти значения не являются истинными, так как значения, полученные при расчете предельных ошибок среднего значения, оказались равными в среднем 20%. Таким образом, перед проводкой бокового горизонтального ствола на залежи №8 необходимо провести статистический анализ данных, и полагаясь на результаты анализа прогнозировать будущие показатели работы скважины. 2.3 Анализ накопленной добычи нефти по участкам скважин с БГС Для анализа накопленной добычи нефти на залежи №8 Ромашкинского месторождения взяты два участка со скважинами с БГС за 2015 год, а именно участки 27218V и 27403V. Составим таблицу 2.3.1 с накопленной добычей этих участков. Таблица 2.3.1 – Накопленная добыча нефти по участкам скважин с БГС
Два этих участка имеют по одной скважине с БГС, а именно 27218 и 27403, накопленная добыча для этих скважин актуальна на июль 2016 года. Построим гистограмму накопленной добычи для скважин с БГС и сравним их.  Рисунок 2.3.1 – Накопленная добыча скважин с БГС Добыча нефти в скважине 27403 к июню 2015 года, и скважине 27218 к октябрю 2015 года упали и для стабилизации дебитов и дальнейшего их роста было принято решение о проводке бокового горизонтального ствола. И как видно из рисунка 2.4.1 технология успешно проявила себя и уже через месяц эксплуатации дала первые результаты в виде дополнительной накопленной нефти. При анализе дополнительная добыча для участка 27403V составила 1600 тонн, а для участка 27218V составила 2100 тонн.  Рисунок 2.3.2 – Динамика технологических показателей скважины 27218 До проводки БГС на скважине 27218 (рисунок 2.3.2) добыча нефти составляла 73 тонны нефти в месяц или 3,25 тонны в сутки. После внедрения бокового горизонтального ствола в октябре 2015 года (вертикальная линия на рисунке) добыча увеличилась до 114 тонны в месяц или 3,7 тонны в сутки (Приложение А.3.2). До проводки БГС на скважине 27403 (рисунок 2.3.3) добыча нефти составляла 127 тонн нефти в месяц или 4,2 тонны в сутки. После внедрения бокового горизонтального ствола в июле 2015 года добыча увеличилась сначала до 156 тонны в месяц или 5,2 тонны в сутки, а после возросла до 257 тонн в месяц или 8,3 тонны в сутки.  Рисунок 2.3.3 – Динамика технологических показателей скважины 27403 Что касается приемистости участков 27218V и 27403V, то для их представления также построим гистограммы распределения.  Рисунок 2.3.4 – Закачка и приемистость скважины 27403V  Рисунок 2.3.5 – Закачка и приемистость скважины 27218V Исходя из рисунков 2.3.4 и 2.3.5 можно сделать вывод о хорошей поглощательной способности данных участков. Анализ накопленной добычи нефти скважин с БГС приводит к выводу, что накопленная добыча увеличивается, ввиду дополнительно вовлеченной нефти при проводке бокового горизонтального ствола. Для участка 27403V дополнительная добыча со скважины 27403 с БГС составила 2581 тонну, а для участка 27218V со скважины 27218 с БГС составила 1582 тонны. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||