Все значения s/rc сводим в таблицу 1.11.
Таблица 1.11
s/rcI вариантII вариантIII вариант1 ряд4,2×1048,2×1041,2×1052 ряд4,0×1047,6×1048,0×1043 ряд4,8×1049,1×1041,8×105
Откуда находим значения 2s. (таблица 1.12).
Рисунок 1.2 - Расчетная диаграмма расположения рядов скважин
Рисунок 1.3 - Номограмма для определения расстояний между скважинами
Таблица 1.12
2s, мI вариантII вариантIII вариант1 ряд117.6229.6336.02 ряд112.0212.8224.03 ряд134.4254.8504.0
Окончательно принимается:
r1 =6137 м; r2 =5745 м; r3 =5496 м.
Найдем число скважин в рядах
ni=2p×ri /2sI , значения которых сводим в таблицу 1.13
Таблица 1.13
nI вариантII вариантIII вариант1 ряд3281681152 ряд3221701613 ряд25713568
Определение дебитов на отдельных этапах разработки для расчетных вариантов
Для определения ориентировочного времени разработки производим расчеты всех вариантов по формулам жесткого режима. Все расчеты производятся при постоянном забойном давлении. Работают одновременно три ряда. Время отключений считаем объемным методом. Расчеты на этой стадии производятся без учета добычи воды.
Забойные давления принимаем равными минимальному давлению фонтанирования. Давление на линии нагнетания принимается равным начальному пластовому давлению.
Для удобства расчетов все необходимые величины сводим в таблицу. Для каждого варианта составляется отдельная таблица.
Рассмотрим вариант с тремя рядами.
Найдем запасы между рядами
.(3)
Дебиты совместно работающих рядов определяются по формуле:
, (4)
где Pc j - забойное давление скважины j-го ряда;
Wj и wj - внешние и внутренние сопротивления j-го ряда;
,(5)
Qj - дебит j-го ряда.
При одновременной работе трех рядов (первый этап варианта I) система уравнений имеет вид:
Значения Pc i=Рзаб,. Результаты решения системы для трех вариантов, выполненные на компьютере, представлены в таблице 1.14.
Для выбора рационального варианта сделаем уточнения, принимая, что во всех вариантах на первом этапе добывается 5% воды, на втором и третьем этапах - 15% воды.
Определим среднегодовую добычу нефти за вычетом попутной воды по этапам.
I вариант.
. 30,241.408×0,95=28,729.337 т/сут.
. 23,576.718×0,85=20,040.210 т/сут.
. 25,201.527×0,85=21,421.298 т/сут.
вариант.
1.20,094.344×0,95=19,089.627 т/сут.
2.19,516.415×0,85=16,588.953 т/сут.
.17,167.757×0,85=14,592.594 т/сут.
вариант.
1.13,417.393×0,95=12,746.523 т/сут.
2.16,009.970×0,85=13,608.474 т/сут.
.10,100.095×0,85=8,585.081 т/сут.
Уточненные сроки разработки для I варианта:
1. ,
. ,
. .
В таблице 2.4 указаны уточненные сроки разработки для всех вариантов.
Таблица 1.14
I Вариант - По три рядаII Вариант - По два рядаIII Вариант - По однму рядуРаботают три рядаРаботает два ряда Работает один рядДебит первого ряда, т/сут22,719.107Дебит первого ряда, т/сут13,551.604Дебит первого ряда, т/сут13,417.393Дебит второго ряда, т/сут5,538.443Дебит второго ряда, т/сут6,542.740Суммарный дебит, т/сут13,417.393Дебит третьего ряда, т/сут1,983.858Суммарный дебит, т/сут20,094.344 Суммарный дебит, т/сут30,241.408 Работают два рядаРаботает один рядДебит второго ряда, т/сут17,358.825Дебит второго ряда, т/сут13,053.561Дебит второго ряда, т/сут16,009.970Дебит третьего ряда, т/сут6,217.892Дебит третьего ряда, т/сут6,462.853Суммарный дебит, т/сут16,009.970Суммарный дебит, т/сут23,576.718Суммарный дебит, т/сут19,516.415 Работает один рядРаботает один рядДебит третьего ряда, т/сут25,201.527Дебит третьего ряда, т/сут17,167.757Дебит третьего ряда, т/сут10,100.095Суммарный дебит, т/сут25,201.527Суммарный дебит, т/сут17,167.757Суммарный дебит, т/сут10,100.095Уточненные сроки разработки по этапам и по вариантам разработки в годахСрок разработки 1-го этапа0.845921463Срок разработки 1-го этапа1.273087363Срок разработки 1-го этапа1.906618946Срок разработки 2-го этапа1.137687645Срок разработки 2-го этапа1.374378469Срок разработки 2-го этапа1.675389845Срок разработки 3-го этапа0.641312113Срок разработки 3-го этапа0.941418504Срок разработки 3-го этапа1.600187283Срок разработки по I варианту2.62Срок разработки по II варианту3.59Срок разработки по III варианту5.18
Добыча попутной воды по этапам для трех вариантов:
I вариант.
. 30,241.408×0,05×365×0,846=0,467 млн. т,
. 23,576.718×0,15×365×1,138=1,469 млн. т,
. 25,201.527×0,15×365×0,641=0,885 млн. т.вариант.
. 20,094.344×0,05×365×1,273=0,467 млн. т,
. 19,516.415×0,15×365×1,374=1,469 млн. т,
. 17,167.757×0,15×365×0,941=0,885 млн. т.вариант.
. 13,417.393×0,05×365×1,907=0,467 млн. т,
2.16,009.970×0,15×365×1,675=1,469 млн. т,
3.10,100.095×0,15×365×1,600=0,885 млн. т.
Определение количества нагнетаемой воды
Для поддержания пластового давления (ППД) в пласт необходимо закачивать столько воды, сколько отбирается жидкости из этого пласта.
Объем воды требуемый для нагнетания:
I вариант
. (8,871+0.467)×1,4 = 13,072 млн.м3;
. (8,322+1.469)×1,4 = 13,707 млн.м3;
. (5,014+0.885)×1,4 = 8,259 млн.м3.
II вариант
. (8,871+0.467)×1,4 = 13,072 млн.м3;
. (8,322+1.469)×1,4 = 13,707 млн.м3;
. (5,014+0.885)×1,4 = 8,259 млн.м3.
III вариант
. (8,871+0.467)×1,4 = 13,072 млн.м3;
. (8,322+1.469)×1,4 = 13,707 млн.м3;
. (5,014+0.885)×1,4 = 8,259 млн.м3.
Определение забойного давления в нагнетательных скважинах
Давления на забое нагнетательных скважин определяется по формуле:
Рзн= Рнаг+ Рст- Ртр,
где Рнаг = 10 МПа - давление на выкиде насоса;
Рст = Н/100 = 18,2 МПа - гидростатическое давление столба воды в нагне-тательной скважине;
Ртр - потери давления на трение, определяемые по формуле
(6)
где λ - коэффициент трения, для определения которого найдем число Рейнольдса по формуле:
(7)
где D = 10 см - диаметр колонны;
μ = 1 мПа·с = вязкость закачиваемой воды.
Принимая объем нагнетаемой воды q = 500 м3/сут, найдем:
Так как Re > 4000, то λ определяем по формуле Блазиуса:
Тогда
Таким образом
Рзн= 10 + 18,2 - 0,605 = 27,59 МПа.
Определение числа нагнетательных скважин
Число нагнетательных скважин определяется из трансцендентного уравнения:
,(8)
где ζ = 2 - коэффициент загрязнения призабойной зоны нагнетательной скважины;
Qн - объем закачки воды;
μ = 1 мПа·с - динамическая вязкость закачиваемой воды;
rнаг=rн+ 500 = 6529 + 500 = 7029 м - радиус нагнетательного ряда;
rcн= 10-4 м - приведенный радиус нагнетательной скважины.
Необходимое число нагнетательных скважин по вариантам разработки для всех этапов:
Iвариант
n1 = 20.911·(7,847 - lg n1), n1= 121 скв;
n2 = 16.366·(7,847 - lg n2), n2= 96 скв;
n3 = 17.494·(7,847 - lg n3), n3= 102 скв.
II вариант
n1 = 13.948·(7,847 - lg n1), n1 =83 скв;
n2 = 13.548·(7,847 - lg n2), n2=80 скв;
n3 = 11.917·(7,847 - lg n3), n3 = 71 скв.
III вариант
n1 = 9.313·(7,847 - lg n1), n1 = 57 скв;
n2 = 11.113·(7,847 - lg n2), n2= 67 скв;
n3 = 7.011·(7,847 - lg n3), n3= 44 скв.
Результаты расчетов, сводятся в таблицу 1.15
Таблица 1.15 - Результаты расчетов
ПоказательВариант 1Вариант 2Вариант 31 этап2 этап3 этап Всего1 этап2 этап3 этап Всего1 этап2 этап3 этап ВсегоДобыча нефти на этап, млн.т.8.8718.3225.01422.2078.8718.3225.01422.2078.8718.3225.01422.207Среднегодовая добыча нефти, млн.т./год11.0388.6069.19928.8427.3347.1236.26620.7244.8975.8443.68714.428Добыча попутной воды, млн.т0.4671.4690.8852.8210.4671.4690.8852.8210.4671.4690.8852.821Продолжительность этапа, год0.8461.1380.6412.6251.2731.3740.9413.5891.9071.6751.6005.182Количество эксплуатационных скважин90757925790733830513547311516168344Количество скважин, выбывших из эксплуатации-328322--168170--115161-Количество нагнетательных скважин121961021218380718357674457Количество нагнетаемой воды, млн.м313.07313.7078.25935.03913.07313.7078.25935.03913.07313.7078.25935.039
2. Экономическая часть
Нефтегазодобывающее управление «Жетыбайнефть» состоит из четырех групп организационных подразделений: аппарата управления, инженерно-технической службы, базы производственного обслуживания цехов и предприятий, непосредственно подчиненных руководству НГДУ.
Инженерно-техническая служба обслуживает выполнение текущего нефти и газа, собирает всю технологическую и производственную информацию о процессе добычи, координирует всех производственных подразделений на территории предприятия.
В состав инженерно-технической службы входят: центральная инженерно-техническая
