Файл: саратовский национальный исследовательский государственный университет имени н. Г. Чернышевского геологический колледж.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.11.2023
Просмотров: 136
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки. Приступая к проектированию разработки последовательно прорабатываются такие вопросы: определяются исходные геолого-физические данные о нефтепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей и газов; выполняются гидродинамические расчеты по установлению технологических показателей разработки по нескольким вариантам, отличающимся по числу скважин, методу воздействия на продуктивные пласты, условием эксплуатации скважин и т. д.; рассчитывается экономическая эффективность вариантов разработки и выбирается вариант рациональной системы разработки. На основании опыта разработки нефтяных месторождений установлен следующий порядок проектирования и содержание основных проектных документов:
1) схема (план) опытной эксплуатации;
2) технологическая схема разработки;
З) проект разработки;
4) комплексной разработки.
Схема опытной эксплуатации составляется с целью получения дополнительных данных о геолого-промысловых характеристик пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушивания (гидроразведки, Изучения приемистости нагнетательных скважин, Схема опытной эксплуатации обосновывает первоочередное бурение добывающих скважин, когда разведка месторождения не закончена, запасы нефти и газа еще не утверждены в Г КЗ СССР (Государственная Комиссия по запасам). Схема опытной эксплуатации составляется с учетом данных опробования разведочных скважин и предварительной оценки запасов нефти. В содержание схемы опытной эксплуатации находят отражение следующие вопросы: кратко освещается геологическое строение месторождения геолого-физическая характеристика пластов и жидкостей; выполняется ориентировочный подсчет запасов нефти и газа; рассчитываются основные технологические показатели по добыче нефти, газа, воды, изменения пластового давления на несколько лет разработки, определяется расположение и число добывающих скважин. Схемы опытной эксплуатации для некрупных месторождений составляются технологическими отделами объединений, ЦНИЛ.
Технологическая схема разработки составляется для месторождений со значительной сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в Г КЗ по невысоким к Цель технологической схемы: 1) наметить систему расстановки скважин на залежи и установить их
число.2)установить необходимость и наметить систему поддержания пластового давления.3)определить изменение технико-экономических показателей разработки на срок до 10-15 лет.4)установить необходимость и наметить систему пластового давления.5) обосновать необходимый комплекс исследований с целью контроля разработкой и получения дополнительной информации геолого-промысловых характеристик объектов разработки.
Технологическая схема разработки по содержанию включает следующие разделы:
Геологическая часть
Здесь приводятся данные о геологическом строении месторождения, результаты изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, свойств- пластовых жидкостей, дается оценка нефтеносности и запасов нефти и газа, освещается состояние опытной эксплуатации залежей нефти.
Технологическая часть
В этой части обосновываются исходные данные к гидродинамическим расчетам, устанавливается схема разработки и методика гидродинамических расчетов.
Экономическая часть
В ней обосновывается эффективность вариантов разработки вложений, объема определением капитальных эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений и т. д.
Проект разработки определяет и обосновывает те же вопросы, что и технологическая схема с более глубокой их проработкой. Так, технологические и экономические показатели определяются по этапам и за срок разработки. В проекте и выдается конечная нефтеотдача повышения, мероприятия по регулированию процесса разработки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются учет продуктивных пластов с использованием сорбированных методик.
Расчет показателей залежей нефти при разных режимах.
Методики расчета предопределяются их режимом. Это объясняется тем, что основные закономерности фильтрации жидкости и газа в пластах описываются энергетическими составляющими, обусловливающими течение нефти и газа в пластах.
По формуле рассчитывают изменение нефтенасыщенности пористой среды от изменения давления
Основные расчеты показателей разработки при упруговодонапорном режиме.
Расчеты в условиях упруговодонапорного режима выполняются, как правило, в начале разработки нефтяных залежей, когда параметры продуктивного пласта и насыщающих жидкостей недостаточно изучены для небольшого количества скважин. Кроме того, специфика разведки нефтяных месторождений в том, что попав разведочной скважины на нефтяное поле, заложение последующих разведочных скважин планируется таким образом, чтобы не выйти за пределы нефтеносности. По конечным результатам оказывается, что на стадии подготовки залежи нефти к разработке центральная нефтенасыщенная часть залежи нефти к разработке центральная нефтенасыщенная более или менее изучена, а краевые и особенно законтурные части пласта оказываются изученными совсем слабо.
Основные гидродинамические расчеты показателей разработки при жестководонапорном режиме.
Выбор принципиальной схемы разработки. Процесс извлечения нефти при жестководонапорном режиме происходит за счет поступления воды в нефтенасыщенную часть пласта. Поэтому при решении задач разработки залежи нефти весьма актуальны вопросы управления процессом движения воды надлежащей расстановкой скважин, заданием их числа и режимом эксплуатации. Кроме того, учитывая особенности формы залежи нефти, ее коллекторские свойства, а также характер неоднородности пласта при выполнении проектных решений должны рассматриваться варианты, обеспечивающие более полное извлечение нефти при большом периоде безводной добычи нефти и небольшом Относительном содержании воды в общем количестве извлекаемых из пласта жидкостей.
Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежи.
Коэффициент нефтеотдачи, равный отношению суммарного количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в залежи, зависит от многих факторов: ог 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. 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 нефтеотдачи, 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 или необходимость искусственного пополнения этой энергии путём нагнетания в залежи того или иного рабочего агента, чтобы создать наиболее эффективный режим.
Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.
1) Контроль выработки запасов: учет количества продукции и объема закачки воды (газа); изучение перемещения ВНК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).
2) Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля притока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами; изучение изменения физико-химических свойств нефти, газа и воды (в пластовых и поверхностных условиях).
3) Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление не герметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др.
4) Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определении анизотропии, трещиноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.
Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.
1) схема (план) опытной эксплуатации;
2) технологическая схема разработки;
З) проект разработки;
4) комплексной разработки.
Схема опытной эксплуатации составляется с целью получения дополнительных данных о геолого-промысловых характеристик пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушивания (гидроразведки, Изучения приемистости нагнетательных скважин, Схема опытной эксплуатации обосновывает первоочередное бурение добывающих скважин, когда разведка месторождения не закончена, запасы нефти и газа еще не утверждены в Г КЗ СССР (Государственная Комиссия по запасам). Схема опытной эксплуатации составляется с учетом данных опробования разведочных скважин и предварительной оценки запасов нефти. В содержание схемы опытной эксплуатации находят отражение следующие вопросы: кратко освещается геологическое строение месторождения геолого-физическая характеристика пластов и жидкостей; выполняется ориентировочный подсчет запасов нефти и газа; рассчитываются основные технологические показатели по добыче нефти, газа, воды, изменения пластового давления на несколько лет разработки, определяется расположение и число добывающих скважин. Схемы опытной эксплуатации для некрупных месторождений составляются технологическими отделами объединений, ЦНИЛ.
Технологическая схема разработки составляется для месторождений со значительной сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в Г КЗ по невысоким к Цель технологической схемы: 1) наметить систему расстановки скважин на залежи и установить их
число.2)установить необходимость и наметить систему поддержания пластового давления.3)определить изменение технико-экономических показателей разработки на срок до 10-15 лет.4)установить необходимость и наметить систему пластового давления.5) обосновать необходимый комплекс исследований с целью контроля разработкой и получения дополнительной информации геолого-промысловых характеристик объектов разработки.
Технологическая схема разработки по содержанию включает следующие разделы:
Геологическая часть
Здесь приводятся данные о геологическом строении месторождения, результаты изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, свойств- пластовых жидкостей, дается оценка нефтеносности и запасов нефти и газа, освещается состояние опытной эксплуатации залежей нефти.
Технологическая часть
В этой части обосновываются исходные данные к гидродинамическим расчетам, устанавливается схема разработки и методика гидродинамических расчетов.
Экономическая часть
В ней обосновывается эффективность вариантов разработки вложений, объема определением капитальных эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений и т. д.
Проект разработки определяет и обосновывает те же вопросы, что и технологическая схема с более глубокой их проработкой. Так, технологические и экономические показатели определяются по этапам и за срок разработки. В проекте и выдается конечная нефтеотдача повышения, мероприятия по регулированию процесса разработки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются учет продуктивных пластов с использованием сорбированных методик.
Расчет показателей залежей нефти при разных режимах.
Методики расчета предопределяются их режимом. Это объясняется тем, что основные закономерности фильтрации жидкости и газа в пластах описываются энергетическими составляющими, обусловливающими течение нефти и газа в пластах.
По формуле рассчитывают изменение нефтенасыщенности пористой среды от изменения давления
Основные расчеты показателей разработки при упруговодонапорном режиме.
Расчеты в условиях упруговодонапорного режима выполняются, как правило, в начале разработки нефтяных залежей, когда параметры продуктивного пласта и насыщающих жидкостей недостаточно изучены для небольшого количества скважин. Кроме того, специфика разведки нефтяных месторождений в том, что попав разведочной скважины на нефтяное поле, заложение последующих разведочных скважин планируется таким образом, чтобы не выйти за пределы нефтеносности. По конечным результатам оказывается, что на стадии подготовки залежи нефти к разработке центральная нефтенасыщенная часть залежи нефти к разработке центральная нефтенасыщенная более или менее изучена, а краевые и особенно законтурные части пласта оказываются изученными совсем слабо.
Основные гидродинамические расчеты показателей разработки при жестководонапорном режиме.
Выбор принципиальной схемы разработки. Процесс извлечения нефти при жестководонапорном режиме происходит за счет поступления воды в нефтенасыщенную часть пласта. Поэтому при решении задач разработки залежи нефти весьма актуальны вопросы управления процессом движения воды надлежащей расстановкой скважин, заданием их числа и режимом эксплуатации. Кроме того, учитывая особенности формы залежи нефти, ее коллекторские свойства, а также характер неоднородности пласта при выполнении проектных решений должны рассматриваться варианты, обеспечивающие более полное извлечение нефти при большом периоде безводной добычи нефти и небольшом Относительном содержании воды в общем количестве извлекаемых из пласта жидкостей.
Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежи.
Коэффициент нефтеотдачи, равный отношению суммарного количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в залежи, зависит от многих факторов: ог 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. 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 нефтеотдачи, 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 или необходимость искусственного пополнения этой энергии путём нагнетания в залежи того или иного рабочего агента, чтобы создать наиболее эффективный режим.
Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.
1) Контроль выработки запасов: учет количества продукции и объема закачки воды (газа); изучение перемещения ВНК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).
2) Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля притока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами; изучение изменения физико-химических свойств нефти, газа и воды (в пластовых и поверхностных условиях).
3) Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление не герметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др.
4) Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определении анизотропии, трещиноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.
Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.