Файл: саратовский национальный исследовательский государственный университет имени н. Г. Чернышевского геологический колледж.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 104
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Моделирование гидродинамического процесса в пласте электрическими моделями основывается на аналогии между гидродинамическими и электрическими процессами, протекающими хотя и в различных размерных и временных масштабах, но имеющих подобные уравнения, описывающие обе системы.
Определение ожидаемой добычи нефти залежей с режимом растворенного газа
Условие существования - Рпл < Pнас. Источник пластовой энергии – энергия выделившегося из нефти газа. Режим истощения.
VР
Г = Г0VНГЗ = αPнасVн – запас растворенного газа в нефти.
α- коэффициент растворимости газа в нефти.
Г – текущее газосодержание
Упруговодонапорный режим.
В
ытеснение нефти из пласта к скважинам в условиях упруговодонапорного режима происходит за счет высвобождения упругих сил сжатой жидкости и породы. Область проявления упруговодонапорного режима по давлению лежит выше давления насыщения. Из этого вовсе не следует, что упругие силы не проявляют себя при снижении давления ниже давления насыщения. По принятой классификации режимов, когда режим выделяется по главной (превалирующей) силе, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, упругие силы уже не играют существенной роли в вытеснении нефти. Хотя, следует оговориться, что в конкретной геолого- промысловой обстановке возможны случаи, когда для небольших залежей нефти с большими гидродинамическими областями, занятыми водой, упругие силы могут играть существенную роль даже при снижении пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения.
При газонапорном режиме нефтеотдача несколько меньше, чем при водонапорном, так как нефть из пласта вытесняется газом, обладающим значительно меньшей вязкостью, чем нефть, и не смачивающим породу. Даже при небольшом понижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ, который уменьшает фазовую проницаемость пород для нефти. Однако при значительных углах падения пород (не менее 12-15° и при прочих благоприятных условиях гравитационное разделения нефти и нефти и газа в условиях нефтеотдача может быть значительной.
Совсем низкие коэффициенты нефтеотдачи наблюдаются при работе залежи в режиме растворенного газа. Значительная часть энергии расширяющегося газа тратиться при этом на проскальзывании его к забоям скважин без совершения полезной работы по вытеснению.
Режим растворенного газа— режим нефтяной залежи, при котором пластовое д
авление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки. В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.
Стадии нефтяных месторождений
Процесс разработки месторождения можно условно разделить на 4 стадии.
Перваястадия ( нарастающей добычи), характеризуется интенсивным бурением скважин основного фонда и обустройством месторождения. Темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.
Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.
Втораястадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти или стабилизация) - характеризуется стабильными годовыми отборами нефти и получением максимальной добычи нефти.
Основная задача этой стадии - бурение скважин резервного фонда, регулирование режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения. Также применением различных методов интенсификации. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации залежи: жестко- и упруговодонапорном, газонапорном, режиме растворенного газа, гравитационном режиме
Коэффициент нефтеотдачи, равный отношению суммарного количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в залежи, зависит от многих факторов: от физических свойств пород и пластовых жидкостей, от режима работы залежи, от показателей разработки месторождения (сетки расположения скважин, темпа и порядка ввода их в эксплуатацию, интенсивности отбора жидкостей из пласта и т. д.), от степени охвата залежи вытесняющим нефть агентом и пр. Следовательно, коэффициенты нефтеотдачи для месторождений с одним и тем же режимом работы могут быть различными.
Наиболее высоки коэффициенты нефтеотдачи при водонапорном режиме, так как нефть вытесняется водой, вязкость которой в пластовых условиях может быть больше вязкости нефти и во много раз превышает вязкость газа. Установлено, что чем больше вязкость вытесняющего агента по сравнению с вязкостью нефти, тем больше нефте-отдача. При эксплуатации месторождений с водонапорным режимом в нефтяной части пласта длительное время (до прорыва воды в скважины) происходит однофазное движение нефти («поршневое» вытеснение водой).
При газонапорном режиме нефтеотдача несколько меньше, чем при водонапорном, так как нефть из пласта вытесняется газом, обладающим значительно меньшей вязкостью, чем нефть, и не смачивающим породу. Даже при небольшом понижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ, который уменьшает фазовую проницаемость пород для нефти. Однако при значительных углах падения пород (не менее 12-15°) и при прочих благоприятных для гравитационного разделения нефти и газа условиях нефтеотдача может быть значительной.
Совсем низкие коэффициенты нефтеотдачи наблюдаются при работе залежи на режиме растворенного газа. Значительная часть энергии расширяющегося газа тратится при этом на проскальзывание его к забоям скважин без совершения полезной работы по вытеснению нефти.
Согласно экспериментальным и статистическим промысловым данным, коэффициенты нефтеотдачи (КНО) в зависимости от режимов работы пласта могут достигать следующих значений:
Водонапорный режим ……………………………………………………….. 0,5-0,8
Газонапорный режим ……………………………………………………….. 0,4-0,7
Режим растворенного газа …………………………………………………0,15-0,3
При напорных режимах месторождения характеризуются обычно не только высокой нефтеотдачей, но и высокими текущими уровнями добычи нефти и сравнительно меньшими сроками их эксплуатации (при одних и тех же размерах залежи и начальных условиях). Поэтому в промысловой практике уже на ранней стадии эксплуатации месторождения весьма важно определить потенциальные природные возможности залежи и в соответствии с этим правильно запроектировать общую схему разработки месторождения. Крайне важно установить характер источников пластовой энергии, которыми располагает месторождение, возможности использования природной энергии для получения максимальных количеств нефти или необходимость искусственного пополнения этой энергии путем нагнетания в залежи того или иного рабочего агента, чтобы создать наиболее эффективный режим.
Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов.
В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений в зависимости от уровня годовых отборов газа принято выделять три периода: нарастающей добычи, постоянной добычи и падающей добычи газа.
Для того, чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов, разработку месторождений начинают еще вовремя их разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов внутри промыслового сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча газа из месторождения возрастает. Поэтому период, совпадающий разбуриванием и обустройством месторождения, называют периодом нарастающей добычи.
После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает период постоянной добычи. Из крупных месторождений этот период отбирается более 60% запасов газа.
По мере истощения запасов
газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Он продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня. На рис.
7.27 показано изменение пластового давления, числа скважин, их дебита и годовых отборов газа в различные периоды разработки газовых месторождений.
В настоящее время для дальнего транспорта используют трубы, рассчитанные на рабочее давление 5,5 и 7,5 МПа, проектируют газопроводы с рабочим давлением 10-12 МПа. Газ, поступающий с промысла на прием магистрального газопровода, должен иметь давление, равное рабочему давлению газопровода. По мере падения пластового давления наступает время, когда для подачи газа в магистральный газопровод возникает необходимость использования дожимной компрессорной станции.
Изменение во времени показателей разработки газового месторождения, их определение.
В зависимости от подготовленности месторождения к разработке и степени выработанной запасов различают период опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период до разработки.
Определение ожидаемой добычи нефти залежей с режимом растворенного газа
Условие существования - Рпл < Pнас. Источник пластовой энергии – энергия выделившегося из нефти газа. Режим истощения.
VР
Г = Г0VНГЗ = αPнасVн – запас растворенного газа в нефти.α- коэффициент растворимости газа в нефти.
Г – текущее газосодержание
Упруговодонапорный режим.
В
ытеснение нефти из пласта к скважинам в условиях упруговодонапорного режима происходит за счет высвобождения упругих сил сжатой жидкости и породы. Область проявления упруговодонапорного режима по давлению лежит выше давления насыщения. Из этого вовсе не следует, что упругие силы не проявляют себя при снижении давления ниже давления насыщения. По принятой классификации режимов, когда режим выделяется по главной (превалирующей) силе, при снижении пластового давления ниже давления насыщения, упругие силы уже не играют существенной роли в вытеснении нефти. Хотя, следует оговориться, что в конкретной геолого- промысловой обстановке возможны случаи, когда для небольших залежей нефти с большими гидродинамическими областями, занятыми водой, упругие силы могут играть существенную роль даже при снижении пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения.При газонапорном режиме нефтеотдача несколько меньше, чем при водонапорном, так как нефть из пласта вытесняется газом, обладающим значительно меньшей вязкостью, чем нефть, и не смачивающим породу. Даже при небольшом понижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ, который уменьшает фазовую проницаемость пород для нефти. Однако при значительных углах падения пород (не менее 12-15° и при прочих благоприятных условиях гравитационное разделения нефти и нефти и газа в условиях нефтеотдача может быть значительной.
Совсем низкие коэффициенты нефтеотдачи наблюдаются при работе залежи в режиме растворенного газа. Значительная часть энергии расширяющегося газа тратиться при этом на проскальзывании его к забоям скважин без совершения полезной работы по вытеснению.
Режим растворенного газа— режим нефтяной залежи, при котором пластовое д
авление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки. В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.Стадии нефтяных месторождений
Процесс разработки месторождения можно условно разделить на 4 стадии.
Перваястадия ( нарастающей добычи), характеризуется интенсивным бурением скважин основного фонда и обустройством месторождения. Темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.
Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.
Втораястадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти или стабилизация) - характеризуется стабильными годовыми отборами нефти и получением максимальной добычи нефти.
Основная задача этой стадии - бурение скважин резервного фонда, регулирование режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения. Также применением различных методов интенсификации. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Определение нефтеотдачи пластов при различных режимах эксплуатации залежи: жестко- и упруговодонапорном, газонапорном, режиме растворенного газа, гравитационном режиме
Коэффициент нефтеотдачи, равный отношению суммарного количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в залежи, зависит от многих факторов: от физических свойств пород и пластовых жидкостей, от режима работы залежи, от показателей разработки месторождения (сетки расположения скважин, темпа и порядка ввода их в эксплуатацию, интенсивности отбора жидкостей из пласта и т. д.), от степени охвата залежи вытесняющим нефть агентом и пр. Следовательно, коэффициенты нефтеотдачи для месторождений с одним и тем же режимом работы могут быть различными.
Наиболее высоки коэффициенты нефтеотдачи при водонапорном режиме, так как нефть вытесняется водой, вязкость которой в пластовых условиях может быть больше вязкости нефти и во много раз превышает вязкость газа. Установлено, что чем больше вязкость вытесняющего агента по сравнению с вязкостью нефти, тем больше нефте-отдача. При эксплуатации месторождений с водонапорным режимом в нефтяной части пласта длительное время (до прорыва воды в скважины) происходит однофазное движение нефти («поршневое» вытеснение водой).
При газонапорном режиме нефтеотдача несколько меньше, чем при водонапорном, так как нефть из пласта вытесняется газом, обладающим значительно меньшей вязкостью, чем нефть, и не смачивающим породу. Даже при небольшом понижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ, который уменьшает фазовую проницаемость пород для нефти. Однако при значительных углах падения пород (не менее 12-15°) и при прочих благоприятных для гравитационного разделения нефти и газа условиях нефтеотдача может быть значительной.
Совсем низкие коэффициенты нефтеотдачи наблюдаются при работе залежи на режиме растворенного газа. Значительная часть энергии расширяющегося газа тратится при этом на проскальзывание его к забоям скважин без совершения полезной работы по вытеснению нефти.
Согласно экспериментальным и статистическим промысловым данным, коэффициенты нефтеотдачи (КНО) в зависимости от режимов работы пласта могут достигать следующих значений:
Водонапорный режим ……………………………………………………….. 0,5-0,8
Газонапорный режим ……………………………………………………….. 0,4-0,7
Режим растворенного газа …………………………………………………0,15-0,3
При напорных режимах месторождения характеризуются обычно не только высокой нефтеотдачей, но и высокими текущими уровнями добычи нефти и сравнительно меньшими сроками их эксплуатации (при одних и тех же размерах залежи и начальных условиях). Поэтому в промысловой практике уже на ранней стадии эксплуатации месторождения весьма важно определить потенциальные природные возможности залежи и в соответствии с этим правильно запроектировать общую схему разработки месторождения. Крайне важно установить характер источников пластовой энергии, которыми располагает месторождение, возможности использования природной энергии для получения максимальных количеств нефти или необходимость искусственного пополнения этой энергии путем нагнетания в залежи того или иного рабочего агента, чтобы создать наиболее эффективный режим.
Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов.
В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений в зависимости от уровня годовых отборов газа принято выделять три периода: нарастающей добычи, постоянной добычи и падающей добычи газа.
Для того, чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов, разработку месторождений начинают еще вовремя их разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов внутри промыслового сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча газа из месторождения возрастает. Поэтому период, совпадающий разбуриванием и обустройством месторождения, называют периодом нарастающей добычи. После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает период постоянной добычи. Из крупных месторождений этот период отбирается более 60% запасов газа.
По мере истощения запасов
газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Он продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня. На рис.
7.27 показано изменение пластового давления, числа скважин, их дебита и годовых отборов газа в различные периоды разработки газовых месторождений.
В настоящее время для дальнего транспорта используют трубы, рассчитанные на рабочее давление 5,5 и 7,5 МПа, проектируют газопроводы с рабочим давлением 10-12 МПа. Газ, поступающий с промысла на прием магистрального газопровода, должен иметь давление, равное рабочему давлению газопровода. По мере падения пластового давления наступает время, когда для подачи газа в магистральный газопровод возникает необходимость использования дожимной компрессорной станции.
Изменение во времени показателей разработки газового месторождения, их определение.
В зависимости от подготовленности месторождения к разработке и степени выработанной запасов различают период опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период до разработки.