Курсовая работа: Експлуатація Шебелинського нафтового родовища

де - показник, який враховує відмінності середніх коефіцієнтів продуктивності нагнітальних і видобувних свердловин - коефіцієнт, що враховує відмінності рухомостей води і нафти в пластових умовах.

Виходячи з аналітичних розрахунків, доведено, що максимальний темп відбору основної частини видобувних запасів нафти досягається при початковому співвідношенні нагнітальних і видобувних свердловин , тобто отримане вище значення збільшується в 1,2 рази. Максимальне значення не повинне перевищувати восьми, так як при рівномірній квадратній сітці свердловин на першій лінії навколо нагнітальної розташовується максимум вісім видобувних свердловин.

3. Визначаємо відносний коефіцієнт продуктивності свердловин, які вибираються під нагнітання води

4. Визначаємо функцію відносної продуктивності свердловин

5. Визначаємо амплітудний дебіт всього розглядуваного нафтового покладу

де - прийнятий перепад тиску між вибоями нагнітальних і видобувних свердловин в даному родовищі, Па.

Вносимо розрахункові дані в табл.1.

0,236	1,37	6,13	7,356	3,475	0,288	2,25		13,09

Розрахунок кінцевої характеристики використання запасів нафти.

1.Рухомі запаси нафти

де - баластові запаси нафти; - коефіцієнт сітки, що показує частку дренуємого об'єму нафтових пластів при даній сітці свердловини

;

- постійний коефіцієнт, що змінюється для різних пластів 0,2 до 0,5 (приймаємо ); площа, яка приходиться на одну свердловину, км2; - коефіцієнт витіснення, що показує частку відбору дренуємих запасів нафти при необмеженому великій прокачці води. Цей коефіцієнт визначають за результатами досліджень на моделях пластів.

2. Розрахункова пошарова неоднорідність пласта , що знаходиться за допомогою коефіцієнта , визначається за допомогою пошарової неоднорідності , яка спостерігається в свердловинах , а також з врахуванням язикоутворення фронту води поблизу видобувних свердловин і нерівномірності просування фронту агента з різних сторін до свердловин стягуючого видобувного ряду.

визначаємо за формулою(1) за допомогою фактичних даних дослідження свердловин на приток.

3.Гранична доля води в дебіті рідини видобувної свердловини

,

де

гранична масова доля води приймаємо 90%(0,9); коефіцієнт, що враховує відмінності витісняю чого агента і нафти в пластових умовах за рухомістю в раз і за щільністю в раз ( співвідношення щільностей витісняю чого агенту і нафти в пластових умовах).

4.Коефіцієнт використання пересувних запасів нафти (К3)при заданій пошаровій неоднорідності пласта і граничній частці агента (А)