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.