Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
2. Выводы по результатам расчётов
жүктеу/скачать 2,71 Mb. Pdf көрінісі
|
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs
гипс мини проект (1)
|
191 2. Выводы по результатам расчётов Максимальная годовая добыча нефти достигнута на третий год разработки и равна 419,2 тыс. т (см. прил. 6). Накопленная до- быча нефти на последний расчётный год разработки равна 2685,6 тыс. т, что составляет 88,5 % от начальных извлекаемых за- пасов; КИН на последний расчетный год – 0,265 дол.ед; максималь- ный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов – 13,8 %, на последний расчетный год 1,2 %; обводнённость добы- ваемой продукции – 91,7 %; годовая закачка воды – 570 тыс.м 3 ; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накоплен- ная составляют соответственно 130 и 119 %; средние дебиты добы- вающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно 2,8 и 34,1 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины – 159,2 м 3 /сут; текущее пластовое давление – 18,3 МПа, что ниже начального на 0,1 МПа. Рассматриваемый объект находится на чет- вертой стадии разработки. Характеристика стадий разработки нефтяных месторождений приведена в табл. П2.2. Балансовые (геологические) запасы газа равны 8541 млн м 3 , извлекаемые запасы газа 6832,8 млн м 3 . Среднегодовой темп отбора газа 2,3 %. Продолжительность разработки газовой залежи – 44 года. 192 Таблица П2.2 Характеристика стадии разработки нефтяных месторождений Характеристика стадий Единицы измерения Краткая формула Стадии разработки I II III IV Годовой темп отбора нефти для мелких месторождений с извлека- емыми запасами менее 10 млн т Для крупных месторождений с извлекаемыми запасами более 10 млн т % Т = Q н.г / Q нач.извл 1–10 5–12 6–1 1–0,05 % Т = Q н.г / Q нач.извл 0,5–3 3–5 3–1 1–0,05 Отбор от извлекаемых запасов на конец стадии % Q = Σ Q доб . н.с нач.разр / Q нач.извл.зап 5–7 15 70–80 100 Обводнённость продукции % W = V воды / V ж 0–1 1–5 70–80 98 Нефтеотдача (КИН) в терриген- ных коллекторах Дол. ед. КИН = Σ Q доб . н.с нач. разр. / Q бал 0,05 0,07– 0,1 0,3–0,4 0,5–0,6 Нефтеотдача (КИН) в карбонат- ных коллекторах Дол. ед. КИН = Σ Q доб . н.с нач. разр. / Q бал 0,03 0,05 0,25 0,3–0,4 Компенсация отбора жидкости закачкой воды, текущая % K = Q зак. год / Q отб. ж. год – 10–15 120– 150 50–100 Компенсация отбора жидкости закачкой воды, накопленная % ΣK = Σ Q зак воды /Σ Q отб. ж – 5 100– 120 120 жүктеу/скачать 2,71 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|