Способ оценки технологического эффекта от ГТМ работающих скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕУЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ»
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений»
Отчёт
По курсу«Управление разработкой интеллектуальных месторождений»
Практическая работа 4
«Способ оценки технологического эффекта от ГТМ работающих скважин»
Выполнил: магистрант гр.МГБ05 16-01
С.Г. Гуменников
Принял: доцент
И.А. Дьячук
Уфа2017
ЦЕЛЬ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ:
На примере фактических показателей эксплуатации скважин, оценить технологический
эффект от проведения ГТМ. Подобрать математическую модель для прогноза «базовой
добычи». Оценить эффект от ГТМ по скважине. Сделать вывод об эффективности
проведённого ГТМ, оценить время эффекта.
1. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Вариант 4
Вид ГТМ
ГРП
№ скв.
4
Месяцы
qн
qж
обв
1
7
13
46,2
2
6,2
13,5
54,3
3
6
12,9
53,7
4
5,4
13,2
59
5
4,6
13,2
65
6
3,9
12,8
69,7
7
3,4
13,4
74,3
8
3,2
12,9
74,8
9
2,3
12,6
82,1
10
2,2
12,4
82,4
11
1,6
12,3
86,6
12
15
22,9
34,5
13
14,7
22,6
35
14
13,7
22
37,7
15
12,7
21,4
40,5
16
11,8
21,3
44,8
17
11,6
21
44,6
18
11,4
21
45,6
19
10,5
20,7
49,5
20
9,8
20,3
51,6
21
8,9
20,6
56,7
22
8,3
20,6
59,7
23
7,7
20,8
63,1
24
7,2
21,4
66,5
25
6,2
21,2
70,7
26
5,6
21,1
73,7
27
5
21
76,1
28
4,9
20,9
76,6
29
4,9
20,8
76,5
30
4,8
20,7
76,8
31
4,2
20,6
79,8
32
3,2
20,5
84,2
33
2,3
20,4
88,7
Накопленная нефть, т
1937,2
Накопленная жидкость, т
3591
2. РЕШЕНИЕ ЗАДАЧИ
3.1 Определения технологической эффективности МУН
3.1.1 Интегральные модели (характеристики вытеснения)
Характеристиками
вытеснения
называются
эмпирические
зависимости
между
величинами накопленных отборов нефти V н и жидкости V ж (или воды Vв ): Vн  f ( Vж ) .
Характеристики вытеснения
«малочувствительны» к погрешности промысловой
информации, что повышает устойчивость расчетов.
В настоящее время известны несколько десятков различных видов характеристик
вытеснения. Наиболее распространённые из них приведены в таблице 1. Величины a, bвэтих
выражениях представляют собой коэффициенты, определяемые статистической обработкой
фактических данных.
Таблица 1
№
Название метода
Аналитические выражения
1
Назарова - Сипачева
Vж
 а  bVв
Vн
2
Сипачева - Пасевича
Vж
 а  bVж
Vн
3
Камбарова
4
Пирвердяна
Таблица 2 – Результат расчета
Vн  a 
Vн  a 
b
Vж
b
Vж
2,05
2
1,95
1,9
1,85
1,8
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Рисунок 1 – Метод Назарова – Сипачева
2,05
2
1,95
1,9
1,85
1,8
0
1000
2000
3000
4000
5000
Рисунок 2 – Метод Сипачева - Пасевича
6000
7000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0,00015
0,00017
0,00019
0,00021
0,00023
0,00025
0,00027
Рисунок 3 – Метод Камбарова
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
500
0
0,01
0,011
0,012
0,013
0,014
0,015
0,016
0,017
Рисунок 4 – Метод Пирверядина
Таблица 3
№
Название метода
Аналитические выражения
1
Назарова - Сипачева
Vж
 1,575  0,0001  V в
Vн
2
Сипачева - Пасевича
Vж
 1,493  0,00009  V ж
Vн
3
Камбарова
4
Пирвердяна
Vн = 4521,1 
Vн  6282,8 
10 7
Vж
260238
Vж
В нашем случае выбираем методПирвердяна, с помощью метода Нелдера-Мида
определяем величиныa, b, и получим конечное выражение с самой высокой точностью.
260238
Vн  6282,8 
Vж
Характеристики вытеснения используются, если разработка ведется с применением
заводнения. Достаточно надежный долгосрочный прогноз по ним возможен, только если темп
изменения обводнённой добываемой продукции стабилизировался. Обычно стабилизация
наступает после выхода кривой обводнённой на участок насыщения, что соответствует
обводненности 70% и выше. При более низких значениях обводненности (но не ниже 50%)
возможен только краткосрочный прогноз.
3.1.2 Дифференциальные модели (кривые падения).
Дифференциальными
моделями
называются
соотношения,
связывающие
среднесуточные значения дебитов нефти q н или жидкости q ж снакопленным отбором
жидкости V ж :
q н   Vж , q ж   V ж 
18
16
14
qн, т/сут
12
10
+
8
6
4
2
0
0
5000
10000
Vж, т
Рис. 5
15000
20000
25000
Зависимости
типа
q н   Vж , q ж   V ж 
учитывают
в
основном
фильтрационноемкостные свойства пласта и слабо реагируют на изменение технологических
режимов работы скважин, не связанные напрямую с проведением ГТМ. На рисунке 5, знак «+»
показаны дополнители дебит нефти.
3. ВЫВОД
Количественная оценка эффективности ГТМ определяется как разница между
фактическими результатами в период проведения ГТМ и экстраполированными базовыми
показателями разработки.
10145
9145
8145
Vн, т
7145
6145
5145
4145
3145
2145
1
6
11
16
t, мес.
21
Величина дополнительно добытой нефти составляет
ж
Vн  Vф  f (Vбж )  4775,9 т
26
31