- •Обоснование дебитов жидкости в условиях жестко водонапорного режима Оценка дебитов при однорядной системе размещения скважин
- •Оценка дебита для элемента пятиточечной системы разработки
- •Оценка дебита для элемента семиточечной системы разработки
- •Оценка дебитов при трехрядной системе размещения скважин
- •О зависимости дебита скважин от времени
- •Обоснование закона падения дебита нефти
- •Обобщенная характеристика вытеснения
- •Теория баклея и леверетта. Смешанное вытеснение нефти водой.
- •Модели поршневого вытеснения нефти водой в условиях слоисто-неоднородного пласта Модель Стайлса
- •Метод Дикстра и Парсонса.
- •Пример расчета основных показателей разработки в госплановской форме
- •1) Доб.Н.Из переш.Скв.Предыд.Года
- •Основные положения теории упруго режима определение упругости режима; объемная упругость нефти, воды и пласта
- •§ 1. Определение и наиболее характерные проявления упругого режима
- •§ 2. Объемная упругость нефти и воды
- •§ 3. Объемная упругость пласта; учет совместного влияния упругости пласта и насыщающей его жидкости
- •§ 4. Коэффициент пьезопроводности пласта и основные безразмерные параметры теории упругого режима
- •§ 5. Замечания по поводу постановки основных задач теории упругого режима
- •Исследование неустановившихся процессов, вызванных пуском или остановкой скважины в простейших условиях упруго-водонапорного режима
- •§ 1. Вводные замечания
- •§ 4. Особенности изменения формы пьезометрической воронки депрессии после остановки возмущающей скважины или после ее пуска с постоянным дебитом
- •§ 5. Перераспределение пластового давления и изменение дебита возмущающей скважины после ее пуска с постоянным забойным давлением
- •Метод суперпозиции и его использование при решении задач взаимодействия скважин и при учете влияния изменения темпа добычи жидкости из них § 1. Общие замечания о методе суперпозиции
- •§ 2. Учет влияния остановки или изменения темпа добычи возмущающей скважины
- •Оценка упругого запаса законтурной воды в исследования ван эвердингена и херста
Пример расчета основных показателей разработки в госплановской форме
1)Период фактической разработки
2)Прогнозный период
Добыча нефти всего = Доб.н. из перех. скв. + Доб.н. из новых скв.
1) Добыча нефти из переш. скв. = Факт
2) Добыча нефти из переш. скв. = Ср.деб.н.переш.скв * (Дейст. фонд доб.скв. – Ввод нов.доб.скв.) * Коэф.экплуатации / 1000
1) Добыча нефти из новых скважин = Факт
2) Добыча нефти из новых скважин = Ввод нов.доб.скв. * Ср.-сут. деб.н.нов.скв. * Ср.число дней раб.нов.скв / 1000
1) Ср.-сут.деб.н.нов.скв. = факт
2) Ср.-сут.деб.н.нов.скв. = прогноз (обосновывается гидродинамическими расчетами)
Экспл.бурение всего = Экспл.бурение доб.скв. + Экспл.бурение вспом. и спец.скв.
Экспл.бурение доб.скв. = Ср.глубина нов.скв. * Ввод нов.доб.скв. / 1000
1) Расч.время раб.нов.переш.скв. = Фактическое время работы новых скважин прошлого года в данном году
2) Расч.время раб.нов.переш.скв. = Ожидаемое время работы новых скважин прошлого года в данном году
Доб.н.из нов.скв.предыд.года = (Ввод нов.доб.скв в прошлом году – Выбытие доб.скв.) * Ср.-сут. деб.н.нов.скв.прош.года * Расч.время раб.нов.переш.скв. / 1000
1) Доб.Н.Из переш.Скв.Предыд.Года
2) Доб.н.из переш.скв.предыд.года = округл((Фонд.доб.скв.прош.года-Выбытие доб.скв.)*Коэф.использ.) * Ср.деб.н.переш.скв.прош.года * Коэф.экспл. / 1000
Расч. доб. нефти из переш.скв. = Доб.н.из нов.скв.предыд.года + Доб.н.из переш.скв.предыд.года
Ожид.доб.неф.из переш.скв. = Доб.н.из перех.скв.
Изм.доб.неф. из переш.скв. = Ожид.доб.неф.из переш.скв.года - Расч. доб. нефти из переш.скв.
Проц.изм.доб.неф.из переш. скв. = Изм.доб.неф. из переш.скв. / Расч. доб. нефти из переш.скв. * 100
Мощность новых скважин = Ввод нов.доб.скв. * Ср.-сут. деб.н.нов.скв. * Коэф.экспл. / 1000
Дейст.фонд доб.скв. = округл.((Фонд доб.скв. – Ввод нов.доб.скв)*Коэф.использ.) + Ввод нов.доб.скв
Фонд механизир. скв. = Фонд механизир. скв.прош.г. + Ввод(перевод) скв.на мех.доб.
Фонд нагн.скв. = Фонд нагн.скв.прош.года + Ввод(перевод) скв.под нагн. – Выбытие нагн.скв.
1) Дейст.фонд нагн.скв. = факт
2) Дейст.фонд нагн.скв. = округл(Фонд нагн.скв. * Коэф.использ.нагн.скв.)
35.
1) Ср.деб.жид.дейст.скв. = Доб.жид.всего *1000/ (Ввод нов.доб.скв*Ср.число дн.раб.нов.скв.факт+ (Дейст.фонд доб.скв. –Ввод нов.доб.скв.)*Ср.число дн.раб.переш.скв.факт)
2) Ср.деб.жид.дейст.скв. = Доб.жид.всего *1000/ (Ввод нов.доб.скв*Ср.число дн.раб.нов.скв. + (Дейст.фонд доб.скв. –Ввод нов.доб.скв.)* число дней в году * коэффициент эксплуатации перешедших скважин)
36.
1) Ср.деб.жид.переш.скв. = Доб.жид. из переш. / Фактическое время работы перешедших скважин(скважино-дни)
2) Ср.деб.жид.переш.скв. = Прогнозируется
37.
1) Ср.деб.жид.нов.скв. = Доб.жид.нов.скв. / Фактическое время работы новых скважин(скважино-дни)
2) Ср.деб.жид.нов.скв. = Задается (обосновывается гидродинамическими расчетами
41.
1) Ср.деб.н.дейст.скв. = Доб.н.всего / Фактическое время работы добывающих скважин(скважино-дни)
2) Ср.деб.н.дейст.скв. = Доб.н.всего * 1000 / (Ввод нов.доб.скв*Ср.число дн.раб.нов.скв. + (Дейст.фонд доб.скв. –Ввод нов.доб.скв.)*Ср.число дн.раб.переш.скв.)
* Ср.число дн.раб.переш.скв.= число дней в году * коэффициент эксплуатации добывающих скважин
42.
1) Ср.деб.н.переш.скв. = Доб.н.из перех.скв. *1000 / Фактическое время работы перешедших скважин(скважино-дни)
2) Ср.деб.н.переш.скв. = Задается или рассчитывается через дебит жидкости и обводненость
38.
1-2) Ср.обв.прод.дейст.скв. = (Доб.жид.всего – Доб.н.всего) / Доб.жид.всего * 100
44.
Доб.жид.всего = Доб.жид.из переш.скв + Доб.жид.из нов.скв
45.
1) Доб.жид.из переш.скв = Факт
2) Доб.жид.из переш.скв = Ср.деб.жид.переш.скв. * (Дейст.фонд.доб.скв. – Ввод нов.доб.скв.) * Число дней в году * Коэф.экспл. / 1000
46.
1) Доб.жид.из нов.скв = Факт
2) Доб.жид.из нов.скв = Ср.деб.жид.нов.скв. * Ср.число дн.раб.нов.скв. * Ввод нов.доб.скв. / 1000
48.
Доб.жид.с нач.разр. = Доб.жид.с нач.разр.прош.года + Доб.жид.всего
49.
Доб.н.с нач.разр. = Доб.н.с нач.разр.прош.года + Доб.н.всего
50.
Коэф.нефтеизвлечения = Доб.н.с нач.разр. / Нач.геол.запасы * 100
Отбор от утв.извл.запасов = Доб.н.с нач.разр. / Нач.извл.запасы * 100
Темп отбора от утв.извл.запасов = Доб.н.всего / Нач.извл.запасы * 100
Темп отбора от тек.утв.извл.запасов = Доб.н.всего / (Нач.извл.запасы – Доб.н.с нач.разр.) * 100
Ресурс газа = Доб.н.всего * Газосодержание нефти
1) Закачка воды = Факт
2) Закачка воды = Ср.приём.скв.по воде * Дейст.фонд нагн.скв. * Ср.число дн.раб.нагн.скв.
Зак.в.с нач.разр. = Зак.в.с нач.разр.прош.года + Зак.в.
Компенсация отбора текущая = Закачка воды / (Доб.н.всего/Плотность н. + Доб.ж.всего-Доб.н.всего)*100
Компенсация отбора с нач.разр. = Закачка воды с нач.разр. / (Доб.н.с нач.разр./Плотность н. + Доб.ж.всего-Доб.н.всего)*100
Пример представления показателей разработки