ОтчЁт о практических занятиях. Практическая работа №1




ОтчЁт о практических занятиях

по дисциплине «Проектирование разработки нефтяных месторождений»

 

 

Студент группы МГР123-17-11     Шайнурова Альбина Даниловна  
Проверили: зав. каф. проф.   ст.преп.       В.Ш. Мухаметшин   О.А. Грезина

 

г. Октябрьский


 

ВВЕДЕНИЕ

Проектирование разработки нефтяных месторождений представляет собой процесс исследования, формирования, обоснования и выбора оптимального варианта системы разработки, способной обеспечить рентабельность инвестиций в освоение нефтяного месторождения при соблюдении условий рационального недропользования и экологической безопасности.

Основной принцип разработки нефтяных месторождений заключается в следующем: каждое нефтяное место­рождение разрабатывают таким образом, чтобы при заданном объеме материальных и трудовых ресурсов была получена мак­симальная добыча нефти по стране, определяемая государст­венным планом, при возможно более полном извлечении из недр всех полезных ископаемых и соблюдении мер по охране недр и окружающей среды.

Реализация основного принципа разработки нефтяных месторождений предполагает соблюдение важнейшего условия: добыча нефти должна быть получена при наименьших хозяйственных затратах.

В процессе проектирования разработки нефтяного место­рождения рассматривают множество вариантов, отличающихся технологией извлечения нефти из недр и системами разработки. Из всех вариантов при примерно равных экономических показателях выбирают вариант, характеризующийся наибольшей нефтеотдачей. И наоборот, из вариантов, обеспечивающих до­стижение одинаковой нефтеотдачи, в качестве оптимального выбирают вариант с лучшими экономическими показателями.


 

Практическая работа №1

Тема: «Прогнозирование технологических показателей разработки с применением статистических (графоаналитических) методик»

Задание: Выполнить прогноз основных технологических показателей разработки нефтяного объекта (участка объекта) по статистическим материалам предшествующей разработки.

Корреляционно-регрессионный анализ – анализ выборочных совокупностей с целью изучения степени тесноты, вида корреляционной связи, а так-же оценки степени ее точности, между одним или несколькими факторами, с одной стороны, и результативным признаком, с другой, в котором теснота связи определяется корреляционным отношением и коэффициентом корреляции (И.С. Гутман, 1981). (по числу применяемых факторов корреляционно-регрессионный анализ может быть одномерным (парная корреляция) и многомерным (множественная, многофакторная корреляция).

Количественная мера тесноты связи для линейной зависимости определяется величиной коэффициента корреляции R: 0 – отсутствует; 0,1-0,3 – слабая; 0,2-0,5 – умеренная; 0,5-0,7 – заметная; 0,7-0,9 – высокая; 0,9-0,99 – весьма высокая; 1– функциональная связь.

Интегральная зависимость отражает связь между накопленной добычей нефти ∑Q_н и накопленной добычей жидкости ∑Q_н (или воды ∑Q_в). Такая зависимость используется для прогноза разработки залежей нефти (участков залежей), работающих на водонапорном режиме. График зависимости называется кривой обводнения.

Широко распространенные интегральные зависимости (методы):

∑Q_н =A+B∙ln∑Q_в (метод Максимова),

∑Q_н =A+B∙ln∑Q_ж (метод Сазонова),

∑Q_н =A+B/√(∑Q_ж) (метод Пирвердяна),

∑Q_ж /∑Q_н =A+B∙∑Q_в (метод Назарова),

∑Q_н =A+B∙∑Q_ж (метод постоянного нефтесодержания),

ln∑Q_н =A+B∙ln∑Q_ж (метод Абызбаева).

Исходные данные были выданы для варианта 5. И предложено посчитать 2 методами:

1. ∑Q_н =A+B∙∑Q_ж (метод постоянного нефтесодержания)

2. ln∑Q_н =A+B∙ln∑Q_ж (метод Абызбаева).

Ниже, в табличном виде указаны результаты расчетов и графически в виде графиков зависимостей.

Вывод: Количественная мера тесноты связи для линейной зависимости, определенная величиной коэффициента корреляции для двух методов весьма высокая (более 0,99 для обоих).

Помимо спрогнозированных данных были предоставлены и фактические данные на спрогнозированный период с 1995 по 1999 года, в таблице 1.5 рассчитана разница между спрогнозированными данными двумя методами (метод постоянного нефтесодержания и метод Абызбаева) и фактическими. Из таблицы 1.5 и графика кривых обводненности можно сделать вывод, что наименьшее расхождение между фактической накопленной добычей нефти и спрогнозированной, является спрогнозированная накопленная добыча нефти методом постоянного нефтесодержания.

 


Таблица 1.1

Результаты статистического моделирования методом постоянного нефтесодержания
Исходные данные (фактические показатели разработки) Результаты промежуточных расчетов Координаты точек характеристики вытеснения (кривой обводнения)
  Год , тыс. т/год , тыс. т , тыс. т/год , тыс. т            
  14,5 139,6 31,7 261,4            
  11,8 151,4 30,4 291,8            
  10,8 162,2   317,8            
  5,4 167,6 12,9 330,8            
                     
Параметры уравнения 33,839 0,4039 Статистическая модель (двухпараметрическое уравнение регрессии для кривой обводнения) …
Коэффициент корреляции 99,98
Коэффициент детерминации 0,9997

 

Таблица 1.2

Результаты статистического прогнозирования
Год , тыс. т/год , тыс. т , тыс. т/год , тыс. т
  6,1 173,71 15,5 346,3
  8,2 181,91 20,3 366,6
  9,5 191,40 23,5 390,1
  9,8 201,17 24,2 414,3
  10,5 211,64 25,9 440,2

Индекс «ф» – для фактического показателя, индекс «пр» – для прогнозного показателя

 

 

Таблица 1.3

Результаты статистического моделирования методом Абызбаева
Исходные данные (фактические показатели разработки) Результаты промежуточных расчетов Координаты точек характеристики вытеснения (кривой обводнения)
  Год , тыс. т/год , тыс. т , тыс. т/год , тыс. т     ln ln
  14,50 139,60 31,70 261,40   261,40   139,60 4,94 5,57
  11,80 151,40 30,40 291,80   291,80   151,40 5,02 5,68
  10,80 162,20 26,00 317,80   317,80   162,20 5,09 5,76
  5,40 167,60 12,90 330,80   330,80   167,60 5,12 5,80
                     
Параметры уравнения 0,7766 Статистическая модель (двухпараметрическое уравнение регрессии для кривой обводнения) …
Коэффициент корреляции 99,96
Коэффициент детерминации 0,9994

 

Таблица 1.4

Результаты статистического прогнозирования
Год , тыс. т/год , тыс. т , тыс. т/год , тыс. т
  5,8 173,39 15,5 346,3
  7,8 181,22 20,3 366,6
  9,0 190,19 23,5 390,1
  9,1 199,29 24,2 414,3
  9,6 208,89 25,9 440,2

 

Таблица 1.5

  Фактические данные метод постоянного нефтесодержания метод Абызбаева
Год , тыс. т/год , тыс. т , тыс. т/год , тыс. т , , тыс. т/год , тыс. т ,
  8,2 175,8 6,1 173,71 2,09 5,8 173,39 2,41
  11,9 187,7 8,2 181,91 5,79 7,8 181,22 6,48
  9,3   9,5 191,40 5,60 9,0 190,19 6,81
  10,4 207,3 9,8 201,17 6,13 9,1 199,29 8,01
  13,1 220,5 10,5 211,64 8,86 9,6 208,89 11,61

 


 


 

 

 


 

Библиографический список

1 Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов [Электронный ресурс]: М-во топлива и энергетики Рос. Федерации, Рос. межотрасл. науч.-техн. комплекс «Нефтеотдача», ВНИИнефть (Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова). – М., 1993. – URL: http: // www.gkz-rf.ru.

2 Муслимов, Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН): учеб. пособие / Р.Х. Муслимов. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2014. – 798 с.

3 Регламент по определению дополнительной добычи нефти от работ по повышению нефтеотдачи, стимуляции и капитальному ремонту скважин на месторождениях АО «Татнефть» // ОАО «Татнефть». – Альметьевск, 1999. – 4 с.

4 Нефтегазопромысловая геология. Терминологический справочник / под ред. М.М. Ивановой. – М.: Недра, 1983. – 262 с.

5 Спутник нефтегазопромыслового геолога: справочник / под ред. И.П. Чоловского. – М.: Недра, 1989. – 376 с.

 



Поделиться:




Поиск по сайту

©2015-2024 poisk-ru.ru
Все права принадлежать их авторам. Данный сайт не претендует на авторства, а предоставляет бесплатное использование.
Дата создания страницы: 2019-06-17 Нарушение авторских прав и Нарушение персональных данных


Поиск по сайту: