ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.06.2020
Просмотров: 1518
Скачиваний: 14
СОДЕРЖАНИЕ
1.Классификация и назначение МУН пластов
2.Общая характеристика и виды ГД-методов
3.Метод нестационарного заводнения с изменением фильтрационных потоков
4.Технология увелич. нефтеотд. пласта путём закачки теплоносителей. Разновидности технологии.
6.Закачка растворителей в пласт
Причины неполного вытеснения нефти водой:
7.Физические основы применения тепловых методов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов.
9.Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочетании с ПАВ и полимером.
12.Полимерное заводнение. Разновидности и опыт применения.
14.Объект разработки. Выделение объектов разработки.
16.Виды пластовой энергии. Режимы работы пластов
17.Технология и показатели РНМ.
18. Ввод месторождения в разработку. Стадии РНМ.
20.Вероятностно-статистическое описание модели слоистого и неоднородного по площади пластов
21.Основы методик построения моделей пластов по геолого-физическим и промысловым данным.
22.Свойства горных пород и пластовых флюидов
24. Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений
К разновидности закачки полимеров относится закачка эфиров целлюлозы (ОЭЦ, МЦ, ММЦ). Силами структур объединения «Татнефть» было закачано 727 т целлюлозы. Уд. эффективность – 427 т/т. На ранней стадии ЭЦ можно закачивать без сшивателя, а на поздней – сшиватель требуется.
13.Понятие о науке РНМ и её связь со смежными дисциплинами. Краткая история развития теории и практики РНМ.
Решающую роль в создании разработки нефтяных месторождений как самостоятельной области науки и учебной дисциплины сыграла основополагающая работа А. П. Крылова, М. М. Глоговского, М. Ф. Мирчинка, Н. М. Николаевского и И. А. Чарного
Разработка нефтяных месторождений — интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных ЭВМ.
Разработка нефтяных месторождений как учебная дисциплина принадлежит к категории инженерных дисциплин. Во всех разделах данного курса используются математические методы. Разработка нефтяных месторождений — одна из наиболее насыщенных математическими методами инженерных дисциплин
В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно используют многие важные положения геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидрогазомеханики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования.
Первая скважина на территории нашей страны была пробурена ударным способом в 1864 г. в долине р. Кудако на Кубани русским предпринимателем А.Н.Новосильцевым. В 1871г. пробурили механическим способом скважину в Бакинском районе. С 70—80-х гг. XIX и особенно с начала XX в. быстро развивается механическое бурение скважин и происходит интенсивное увеличение добычи нефти в России.
Однако, несмотря на бурный рост числа разведочных и добывающих нефть скважин и объема добычи нефти, выработка недр в начале XX в. осуществлялась путем нерегулируемой разработки месторождений на естественных режимах. В те годы еще не существовало научных основ добычи нефти.
Конец 40-х и 50-е гг. ознаменовались резким ростом числа исследований в области разработки нефтяных месторождений, развитием новых направлений в этой области. Было значительно продвинуто вперед решение проблемы разработки нефтяных месторождений при смешанных режимах — водонапорном и растворенного газа.
В 50-е гг. возникли и стали развиваться новые модели нефтяных пластов (трещиноватых и трещиновато-пористых), а также методы анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений.
В конце 50-х и в начале 60-х гг. начали исследовать глубокозалегающие нефтяные месторождения, разрабатываемые в условиях сильной, в ряде случаев неупругой деформации горных пород. В это же время заводнение стало в России основным методом воздействия на нефтяные пласты. Однако в эти же годы стало ясным, что таким способом нельзя полностью решить проблему максимального извлечения нефти из недр, особенно при разработке высоковязких и высокопарафинистых нефтей.
Расчет сложных процессов разработки нефтяных месторождений потребовал учета не только многофазности потоков в пластах, но и их многокомпонентности, фазовых переходов, изменчивости свойств фильтрующихся в пластах веществ, т. е. использования теории многофазной многокомпонентной фильтрации.
Разработка нефтяных месторождений — самостоятельная комплексная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, связанные с учением о системах и технологиях разработки месторождений, планированием и реализацией основного принципа разработки, проектированием и регулированием разработки месторождений.
14.Объект разработки. Выделение объектов разработки.
Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.
Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.
Рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рисунке 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект 1), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект П).
Рис. 1: Разрез многопластового нефтяного месторождения
Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.
Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существенное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.
Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.
На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.
-
Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.
-
Физико-химические свойства нефти и газа.
-
Фазовое состояние углеводородов и режим пластов
-
Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений.
15.Классификация и хар-ка систем разработки и условия их применения
Системой разработки нефтяного месторождения называют совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.
Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:
-
наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;
-
расположению скважин на месторождении.
По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений. Можно указать четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.
-
Параметр плотности сетки скважин SС, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то:
Sс = S/n, [м2/скв]
В ряде случаев используют параметр SСД, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
-
Параметр А. П. Крылова NKP, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:
NKP = N/n, [т/скв]
-
Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд:
= nн/nд.
-
Параметр, р, равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении к общему числу скважин. Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин nр, то
р = nр/n.
1. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты: равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис. 1) или трехточечной (рис. 2) сетке.
Рис. 1. Расположение скважин по четырехточечной сетке:
1 условный контур нефтеносности; 2 добывающие скважины.
Рис. 2. Расположение скважин по трехточечной сетке:
1 условный контур нефтеносности; 2 добывающие скважины.
2. Системы разработки с воздействием на пласты.
-
Законтурное заводнение. Применяется в пластах с хорошей ГД-связью между законтурными и нефтяными скважинами; Нефть вытесняется оторочкой пластовой воды.
-
Внутриконтурное заводнение. Нагн. скв. размещаются внутри контура нефтеносности. Прим-ся при больших размерах залежи или плохой ГД-связи.
-
блоковое заводнение (для крупных месторождений). Месторождение разбивается на площади. Площади разбиваются рядами нагнетательных скважин на отдельные блоки. Эта система позволяет применять перенос нагнетания в другие скважины и изменять направления фильтрационных потоков.
-
очаговое заводнение (скважины для нагнетания выбираются с высоким Кпрод
-
площадное заводнение. Исп-ся в следующих вариантах:
-
с самого начала разработки месторождения;
-
как вторичный метод разработки месторождения.
16.Виды пластовой энергии. Режимы работы пластов
Виды пластовой энергии:
-
напор подошвенных и краевых вод;
-
энергия сжатых газов газовой шапки;
-
энергия упругости сжатых горных пород и жидкостей;
-
капиллярные силы/давления;
-
силы гравитации;
-
энергия вытесняющих агентов.
Энергии этих видов могут проявляться в залежи совместно, а энергия упругости наблюдается всегда. В нефтегазовых залежах в присводовой части активную роль играет энергия газовой шапки, а в приконтурных зонах — энергия напора или упругости пластовой воды.
Режимом работы залежи называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.
По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы нефтяных залежей:
-
замкнуто-упругий – нефть выделяется из скелета горной породы при снижении давления и проявления упругих сил если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута);
-
упруго-водонапорный – возникает в пласте с обширными водоносными областями, имеющими большие запасы пластовой энергии при литологической или тектонической незамкнутости залежи.
-
искусственно-водонапорный – проявляется, когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пластовых термодинамических условиях.
-
растворенного газа – обусловлен проявлением энергии расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения, что сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.
-
газонапорный – газонапорный режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью, тогда саму залежь называют нефтегазовой (или нефтегазоконденсатной).
-
гравитационный – начинает проявляться тогда, когда действует только потенциальная энергия напора нефти (гравитационные силы), а остальные энергии истощились.
-
смешанный – режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды.
Такое деление на режимы в «чистом виде» весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы.
17.Технология и показатели РНМ.
Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К общим показателям, присущим всем технологиям разработки можно отнести следующие:
-
текущая годовая добыча нефти и жидкости;
-
начальные балансовые запасы (НБЗ):
где: К – пересчётный коэффициент;
Sн – нефтенасыщенность;
-
начальные извлекаемые запасы (НИЗ):
где: – коэф-т нефтеизвлечения;
-
темп отбора:
Максимальный темп – 4-5%.
-
накопленный отбор нефти и накопленный отбор нефти от НИЗ указывают на стадию разработки месторождения;
-
текущий КИН:
-
газовый фактор;
-
компенсация отбора жидкости закачкой:
-
водонефтяной фактор
-
текущая обводнённость добываемой продукции;
-
действующий фонд скважин;
-
среднесуточный дебит одной скважины по нефти;
-
распределение давления и температуры в пласте (в виде карт);
-
давления нагнетания для нагн. скв. и забойные давления для добывающих скважин;
-
распределение скважин по способам эксплуатации.
18. Ввод месторождения в разработку. Стадии РНМ.
Мест-е вводится в разработку не сразу, а постепенно согласно плану (ковру) бурения. При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени в разработку вводится некоторое число элементов системы nэ. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны Nэ, а число скважин nэ, то параметр А. П. Крылова для одного элемента составит:
Nэ кр = Nэ / nэ.
Обозначим темп или скорость ввода элементов в разработку через (). Имеем:
() = nэ / .
Получим:
Nэ = Nэ кр nэ = Nэ кр ().
Введем понятие о темпе разработки элемента zэ(t), равном отношению текущей добычи нефти из скважин элемента к извлекаемым запасам нефти в данном элементе, так что:
Zэ() = qн э ()/Nэ.
Темп разработки элемента изменяется во времени. Если за момент к некоторому моменту времени t в разработку было введено nэ элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:
qн = Nэzэ (t - ) = Nэ кр () zэ (t - )
В формуле темп разработки элемента zэ берется средним за промежуток времени t - . Для того чтобы определить добычу нефти из месторождения в целом к некоторому моменту времени t, необходимо в формуле рассматривать ее изменение за бесконечно малый отрезок времени d, а затем перейти к интегралу в пределах от = 0 до = t. Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t определится следующим образом:
.
Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть.