Файл: Курсовая работа по курсу Разработки и проектирование нефтяных месторождений.docx

Это позволяет несколько упростить формулы для нахождения средних дебитов. Данный метод можно использовать как для полосообразной залежи, так и для круговой.

Расчеты ведут, используя метод ЭГДА. Пластовую гидродинамическую систему представляют в виде электрической цепи и пользуются следующей схемой, как моделью пласта, учитывающей расположение рядов и фильтрацию жидкости в пласте.














Рисунок 3.6 – Моделью пласта, учитывающая расположение рядов и фильтрацию жидкости в пласте

---

На рисунке 3.7 представлена схема нашей залежи с указанием ее размеров, начального и текущего контура нефтеносности, контура питания.

Разработка нефтяных месторождений ведется в несколько этапов.

1 этап разработки:









Рисунок 3.7 – Движение жидкости по методу ЭДГА
, (3.14)

где = ln

---

– внешнее гидродинамическое сопротивление;

= ln – внутреннее гидродинамическое сопротивление.
2 этап разработки:

Контур питания может остаться на месте или может быть перемещен на место первого добывающего ряда путем перевода добывающих скважин этого ряда в нагнетательные.







Рисунок 3.8 – Движение жидкости по методу ЭГДА
, (3.15)
3 этап разработки:









Рисунок 3.9 – Движение жидкости по методу ЭГДА

, (3.16)

где = 0.
Решая эти системы, находят средние дебиты по рядам для первого, второго и третьего этапов разработки, данные по расчету которых заносятся в таблицу

---

Следующим этапом расчетов является определение конечных значений технологических показателей разработки

Порядок расчета конечных значений технологических показателей разработки следующий:

Для нахождения значений безразмерного времени τ по физическим показателям разработки, в зависимости от этапа разработки, пользуются следующей формулой:

= , (3.17)

где – безразмерное время для первого добывающего ряда на первом этапе разработки;

– продолжитльность разработки на первом этапе;

– дебиты первого, второго, третьего добывающих рядов на первом этапе соответственно.

= , (3.18)

где – безразмерное время для второго добывающего ряда на первом этапе разработки.

= , (3.19)

где – безразмерное время для третьего добывающего ряда на первом этапе разработки.

= , (3.20)

где – безразмерное время для второго добывающего ряда на втором этапе разработки;

– продолжительность разработки на втором этапе;

---

- дебиты второго и третьего добывающего ряда на втором этапе соответственно.

= , (3.21)

где – безразмерное время для третьего добывающего ряда на втором этапе разработки.

= , (3.22)

где – безразмерное время для третьего добывающего ряда на третьем этапе разработки;

- дебит третьего добывающего ряда на третьем этапе разработки;

– продолжительность разработки на третьем этапе.

Затем определяют фактические значения доли нефти в добываемой продукции нашей залежи на каждый год и для каждого добывающего ряда по графической зависимости от τ и заносят в таблицу

После чего рассчитывают дебиты по нефти и воде для каждого добывающего ряда и строятся графики изменения их во времени:

, (3.23)

где – дебит нефти i-того добывающего ряда;

– дебит i-того добывающего ряда.

– , (3.24)

где

---