|
Построим графики зависимостей
обводненности, текущей нефтеотдачи и дебита нефти элемента от времени.
Рисунок 6 - Зависимость νэ,
ηэ, qн. э от t
Построим графики зависимостей
обводненности, нефтеотдачи и дебита нефти месторождения от времени.
Рисунок 7 - Зависимость ν,
η, Qн от
3.2 Расчет общей депресси, забойного давления pc при изменяющемся фронте вытеснения
Определяем изменения забойного
давления и перепада давления в зависимости от положения изменяющегося фронта вытеснения.
Схема внутренних и внешних фильтрационных сопротивлений при вытеснении нефти водой
изображена на рисунке 2.
1) при 
 ; (29)
где  - перепад давления между нагнетательной и добывающей скважиной
при положении фронта вытеснения на участке внутренних сопротивлений в пределах контура
вытеснения нагнетательной скважины, ;
 - расстояние от оси нагнетательной
скважины до фронта вытеснения, м;
σ/π - радиус контура
вытеснения скважины.
 - радиус
кругового контура вытеснения, м.
2) при 
 ; (30)
3) при 
 ; (31)
Давление на добывающей скважине
определяется по формуле:
 ; (32)
где  - давление на нагнетательной скважине,
 ;
 .
Значения давления в зависимости
от времени представлены в таблице 6. Зависимость давления и перепада давления от
фронта вытеснения представлены на рисунках 9 и 8 соответственно.
Таблица 6 - Результаты расчета изменения забойного давления
и перепада давления от нагнетательной скважины до добывающей в зависимости от изменяющегося
фронта воды
|
xв, м
|
0,10 |
10,00 |
20,00 |
40,00 |
60,00 |
79,58 |
110,00 |
120,00 |
|
∆р, МПа
|
7,74 |
7,05 |
6,95 |
6,84 |
6,78 |
6,74 |
6,63 |
6,62 |
|
рс, МПа
|
24,26 |
24,95 |
25,05 |
25,16 |
25,22 |
25,26 |
25,37 |
25,38 |
|
xв, м
|
350,00 |
520,42 |
540,00 |
560,00 |
580,00 |
590,00 |
599,90 |
|
|
∆р, МПа
|
6,41 |
6,25 |
6,13 |
6,07 |
5,96 |
5,86 |
5,16 |
|
|
рс, МПа
|
25,59 |
25,75 |
25,87 |
25,93 |
26,04 |
26,14 |
26,84 |
|
Рисунок 8 - Зависимость перепада
давления от фронта вытеснения
Рисунок 9 - Зависимость давления
от фронта вытеснения
Заключение
В результате выполненных расчетов
было найдено, что нефть начнет добываться вместе с водой через 5,1 года, каждый
год на месторождении будет вводиться по 125 элементов в течении 2 лет, через 15
лет после начала разработки месторождения нефтеотдача достигнет значения 0,64 при
обводненности 94%.
Найдено изменение во времени добычи
нефти, воды, обводненности продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы
разработки и для месторождения в целом. В зависимости от положения фронта вытеснения,
по мере его приближения к добывающей скважине, забойное давление растет, а перепад
давления - падает.
Список используемых источников
1. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов.
- 2-е издание, переработанное и дополненное. - М.: НЕДРА, 1998.
2. Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений / Ю.П. Коротаев.
- М.: НЕДРА, 1975.
3. Амелин И.Д. Особенности разработки нефтегазовых залежей / И.Д. Амелин.
- М.: НЕДРА, 1978.
4. Пирвердян А.М. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых
месторождений / Под ред. д-ра техн. наук А.М. Пирвердяна. - М.: НЕДРА, 1978.
5. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник
для вузов. - М.: НЕДРА, 1990.
|
