Расчет коэффициента продуктивности к по пласту бс11 Холмогорского месторождения
Скважина |
|
-0,003 hэρ2,25αСП |
0,165 h’ |
0,0003 kр3 |
|
0,324 ln2ρ4,25 |
0,068 ρ2,25αСП |
|
-0,017 kр2 |
К |
24 |
0,8143 |
0,4941 |
2,0700 |
0,0375 |
2,2491 |
4,5425 |
0,9180 |
0,1143 |
0,4250 |
3,5755 |
31 |
1,4094 |
1,5960 |
1,2540 |
0,0031 |
2,6597 |
4.9475 |
4,7600 |
0,1155 |
0,1530 |
5,1340 |
28 |
1,0253 |
1,1157 |
2,2770 |
0,0081 |
4,1055 |
4.5425 |
1,8326 |
0,3809 |
0,15.40 |
2,5086 |
3 |
1,1443 |
1,3050 |
1,9140 |
0,0375 |
1,9488 |
4,3986 |
2,5500 |
0,0969 |
0,4250 |
4,0409 |
4 |
1,2093 |
1,4784 |
1,8480 |
0,0081 |
3,3317 |
4,5447 |
2,9920 |
0,2508 |
0,1530 |
3,3382 |
5 |
1,1491 |
2,5021 |
3,6300 |
0,0648 |
4,2350 |
5,1915 |
2,0779 |
0,2719 |
0,6120 |
3,1049 |
Среднее |
3,6170 |
|||||||||
Примечание. Расчет производился по следующему уравнению регрессии:
По описанным алгоритмам и составленной по ним программе на ЭВМ были произведены гидродинамические и экономические расчеты технико-экономических показателей разработки (рис. 75).
II вариант. Для расчета максимальных отборов нефти при совместной эксплуатации пластов необходимо знать коэффициенты продуктивности Ксовм- При промысловых исследованиях ни в одной скважине Ксовм не определялся. Для прогнозирования Ксовм были использованы рекомендованные нами для практических расчетов уравнения регрессии (табл. 75, 76). По среднему значению Ксовм рассчитывался максимальный дебит нефти многопланового эксплуатационного объекта БС10 + БС11.
Рис. 75. Динамика добычи нефти и народнохозяйственного эффекта при раздельной и совместной эксплуатации пластов Холмогорского месторождения.
Составил В. Г. Каналин
1,3 - раздельная эксплуатация пластов БС10; БС11 (I вариант); 2, 4 - совместная эксплуатация пластов БС10 + БС11 (II вариант)
Таблица 77
Расчет коэффициента продуктивности при условии совместной эксплуатации пластов БС10 + БС11 Холмогорского месторождения
Скважина |
0,144 ∆р |
2,354 λkП |
0,047 λαСП |
-1,154 λρ2,25 |
1,930 λρ1,05 |
-0,025L |
Ксовм |
3 4 5 24 31 30 |
0,4146 0,5305 0,2318 0,4235 0,5707 0,5305 |
2,3752 3,1685 2,7306 2,5188 1,4336 2,0409 |
0,0470 0,0529 0,0463 0,0705 0,0604 0,0588 |
0,7697 2,3703 0,6786 0,8978 0,3174 0,5770 |
0,3609 2,4125 9,0826 0,7199 1,6212 4,9910 |
0,9300 1,1900 0,5200 0,9500 1,2800 1,1900 |
5,5110 6,6171 14,9057 5,8979 6,1015 9,8672 |
Среднее |
8,1501 |
||||||
Примечание. Расчет производился по следующему уравнению регрессии:
Для оценки динамики основных технологических показателей разработки эксплуатационного объекта вычислялись такие вспомогательные параметры, как послойная и зональная неоднородностьА, µ0, µ*, γ* и т.д. По составленной программе на ЭВМ были произведены гидродинамические и экономические расчеты данного варианта (рис. 75).
Сопоставление накопленных отборов нефти показало, что максимальная разница в накопленной добыче нефти при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов составляет 14,25 млн. т (табл. 78). Значительная разница в добыче нефти свидетельствует о повышении коэффициента нефтеотдачи при раздельной эксплуатации продуктивных пластов. Таким образом, вариант раздельной эксплуатации можно считать оптимальным, это подтверждается и величиной показателя народнохозяйственного эффекта.
Таблица 78
Сопоставление накопленных отборов нефти при вариантах раздельной и совместной эксплуатации пластов БС10 и БС11 Холмгорского нефтяного месторождения
Годы эксплуатации |
Разница в накопленной добыче нефти между раздельной и совместной эксплуатацией пластов, млн.т |
5 10 15 20 |
1,003 7,964 13,900 14,255 |
Все вышеизложенное позволяет рекомендовать для внедрения вариант раздельной эксплуатации пластов БС10 и БС11.