Оценка имеющегося технологического потенциала и долгосрочных тенденций повышения нефтеотдачи НГДУ «Быстринскнефть»

 

В координатах "месячная добыча нефти - календарное время" за нулевой отсчет времени принимаем  месяц (02.2010) на 16 месяцев раньше месяца начала воздействия МУН, т.е. в качестве ближней предыстории берем 16 месяцев.

Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 16 месяцев предыстории (7073т) и среднемесячную добычу в этот период (442т). Последнюю величину откладываем  на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем  воздействия. Затем период предыстории  делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом квадрате оказалась 1 точка, в четвертом - 4 точки, во втором – 4, и в третьем - 7 точек. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

 

 

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

 

Таблица 2.3

 

Показатели работы (нагнетательная скважина № 3) НГДУ «Быстринскнефть»

 

Дата	Добыча за месяц, тыс.т		Дата	Добыча за месяц, тыс.т
	нефть	вода		нефть	вода
окт.10	546	496	июн.11	609	1004
ноя.10	600	561	июл.11	679	1146
дек.10	727	1322	авг.11	613	1068
янв.11	625	1006	сен.11	709	1063
фев.11	625	977	окт.11	670	1125
мар.11	718	1106	ноя.11	666	1048
апр.11	653	995
май.11	651	1065

 

В координатах "месячная добыча нефти - календарное время" за нулевой отсчет времени принимаем  месяц (10.2010) на 8 месяцев раньше месяца начала воздействия МУН, т.е. в качестве ближней предыстории берем 8 месяцев. На график (рисунок 3) наносим точки  месячной добычи нефти по месяцам  предыстории и истории. Проводим вертикальную прямую через месяц начала воздействия.

Далее по эксплуатационным карточкам добывающих скважин определяем добычу нефти за 8 месяцев предыстории (5145т) и среднемесячную добычу в этот период (643,1 т). Последнюю величину откладываем  на графике в виде горизонтальной прямой до пересечения с месяцем  воздействия (06.2009). Затем период предыстории  делим на две равные части вертикальным отрезком прямой. Таким образом, период предыстории превратился в квадратную диаграмму, на которой в первом и четвертом квадратах оказалось по 1 точке, во втором – и в третьем - по 3 точки. Отсюда коэффициент ассоциации Юла равен:

 

 

Поскольку К_аЮл больше 0,7, считаем тренд (тенденцию изменения месячной добычи нефти) установленным и достаточно надежным.

 

2.2..3. По характеристикам  вытеснения

 

Использование характеристик  вытеснения (ХВ) при решении задач  разработки нефтяных залежей было впервые  предложено Д.А.Эфросом (1959г) в виде зависимости накопленного отбора нефти  от накопленного отбора жидкости.

Применительно к решению  рассматриваемых далее задач  под характеристиками вытеснения понимают зависимости накопленной добычи нефти по объектам от накопленной  добычи жидкости или воды при различных  модификациях координат в зависимостях.

Суть методики заключается  в следующем.

Широко распространенным методом решения данной задачи является метод наименьших квадратов. Рассмотрим конкретный случай. Дана система уравнений:

 

 

Система двух линейных уравнений  с двумя неизвестными a, b. Далее из второго равенства, выражая коэффициент b, и подставляя в первое равенство, находим коэффициент а. Фактические значения функции определяют подстановкой в левую часть уравнений фактического значения накопленной добычи продукции (V_н,V_в,V_ж).

Рассмотрим подробнее  метод Максимова на примере скважины № 1 НГДУ «Быстринскнефть»

 

 

Критерий Тейла:

 

 

Таблица 2.4

 

Результаты подсчета добычи нефти за счет МУН (скважина №1) НГДУ «Быстринскнефть»

 

ДАТА	Добыча за месяц,т.		Добыча накопленная,т.
	Нефть	Вода	Нефть	Жидкость
07.10	345	9265	345	9610
08.10	268	9245	613	19123
09.10	257	8600	870	27980
10.10	249	7669	1119	35898
11.10	276	10604	1395	46778
12.10	286	10887	1681	57951
01.11	323	7956	2004	66230
02.11	281	7688	2285	74199
03.11	321	8941	2606	83461
04.11	354	8583	2960	92398
05.11	363	8837	3323	101598
06.11	319	8487	3642	110404
07.11	371	8670	4013	119445
08.11	359	8569	4372	128373
09.11	336	8963	4708	137672
10.11	264	8863	4972	146799
11.11	255	10203	5227	157257
12.11	218	10463	5445	167938

 

 

Таблица 2.5

 

Рассчитанные базовые  кривые

 

Дата	Абызбаев	Говоров-Рябинин	Давыдов	Камбаров	Максимов	Пост. Нефтесод.	Сазонов
07.10	5,763	9,2281	1754,28	5859,24	-304,07	248,52	-302,29
08.10	6,430	9,8180	1887,40	4301,66	626,30	558,09	624,50
09.10	6,800	10,1774	1920,71	3803,58	1139,28	846,32	1137,13
10.10	7,042	10,4357	1918,01	3566,38	1474,17	1103,98	1472,77
11.10	7,298	10,6620	1964,75	3371,43	1831,93	1458,04	1829,34
12.10	7,506	10,8534	1992,95	3247,41	2121,00	1821,64	2117,83
01.11	7,636	11,0338	1949,64	3182,51	2298,78	2091,05	2297,69
02.11	7,746	11,1685	1931,03	3133,71	2450,78	2350,38	2450,72
03.11	7,860	11,3034	1916,19	3088,71	2608,31	2651,79	2609,15
04.11	7,959	11,4341	1888,10	3053,84	2743,94	2942,62	2746,17
05.11	8,051	11,5529	1864,83	3024,35	2870,61	3242,00	2874,02
06.11	8,132	11,6469	1855,12	3000,73	2981,96	3528,57	2985,97
07.11	8,208	11,7465	1834,03	2980,10	3086,93	3822,78	3091,99
08.11	8,278	11,8344	1818,10	2962,58	3183,19	4113,32	3189,08
09.11	8,346	11,9104	1813,24	2946,75	3277,01	4415,93	3283,27
10.11	8,408	11,9664	1824,59	2933,16	3363,76	4712,94	3369,73
11.11	8,475	12,0178	1846,44	2919,53	3457,15	5053,27	3462,42
12.11	8,539	12,0597	1874,69	2907,36	3546,63	5400,85	3550,93
Коэфф. A	-3,13684	3,230525	-31628,6	2728,19	-12583,2	-64,2134	-12654,2
Коэфф. B	0,970435	1,026355	34626	-30089419	1344,335	0,032542	1346,908
Критерий Тейла	0,017256	0,007321	0,02051	0,014113	0,044377	0,010731	0,044397

 

 

 

Рис. 2.1. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Камбарова)

 

Рис. 2.2. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод Говорова-Рябинина)

 

 

Рис. 2.3. Зависимость накопленной добычи нефти от накопленной добычи жидкости (метод постоянного нефтесодержания)

Глава 3. Оценка и выбор  методов повышения нефтеотдачи и ресурсов на их осуществление НГДУ «Быстринскнефть»

 

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Она применяется  до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в  организациях топливно-энергетического  комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета  НГДУ «Быстринскнефть»:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;
2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;
3. На начало планируемого года:

- накопленная добыча нефти  (ΣQ_н), т;

- накопленная добыча жидкости (ΣQ_ж), т;

- накопленная закачка  воды (ΣQ_зак), м³;

- действующий фонд добывающих  скважин (N_д^дей);

- действующий фонд нагнетательных  скважин (N_н^дей);

4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (N_б):

- добывающих (N_д^б);

- нагнетательных (N_н^б).

 

Таблица 3.1

 

Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Быстринскнефть»

 

Год	НБЗ, тыс.т.	НИЗ, тыс.т.	ΣQн, тыс.т.	ΣQж, тыс.т	ΣQзак, тыс. м3	Nддей	Nндей	Nдб	Nнб
2011	138322	69990	54830	200323	236577	307	196	3	1