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: 137
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
На основании анализа темпа разработки месторождения М.М. Иванова
выделяет четыре стадии:
Первая стадия отвечает освоению объекта разработки. В этот период
идет разбуривание залежей нефти добывающими и водо-нагнетательными скважинами. Осваивают систему поддержания пластового давления. В связи с вводом в эксплуатацию новых скважин добыча нефти возрастает. Для контроля за объектом разработки этой стадии наиболее важно наблюдение за вскрытием пластов в процессе бурения и созданием фильтра в скважинах.
Вторая стадия характеризуется примерно постоянно высоким темпом разработки. На этой стадии разработки основной фонд добывающих скважин уже пробурен, хотя продолжается бурение водо-нагнетательных и резервных скважин.
Третья стадия характеризуется падающей во времени добычей нефти, как результат того, что большая доля запасов уже извлечена и происходит обводнение добывающих скважин. Разбуривание залежи на этой стадии практически завершено. Бурят только резервные скважины на отдельных участках, отстающих по темпам добычи нефти.
Четвертая стадия разработки отвечает завершающему этапу и характеризуется дальнейшим снижением темпов отбора нефти при возрастающем обводнении продукции скважин. Мероприятия по регулирования разработки в этот период сводятся к перераспределению отборов и закачки с целью обеспечения выработки запасов из застойных, не охваченных обводнением зон пласта, а также к переходу на форсированный отбор жидкости по отдельным участкам или для залежи в целом. Приводят геофизические исследования, направленные на выявление необводненных пропластков в разрезе скважин. Продолжительность четвертого этапа предопределяется предельной рентабельностью разработки месторождения.
Требования рациональной разработке.
Из всех возможных систем разработки необходимо выбирать наиболее рациональную, при котором месторождение (залежь) разбуривается минимальным количеством скважин, обеспечивающем заданные планом темпы отбора нефти и высокую конечную нефтеотдачу, при возможно минимальных капитальных вложениях и эксплуатационных затратах.
Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий:
1)Выделение эксплуатационных объектов на месторождении порядок их ввода в разработку.
2)Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию.
3)Установление режимов работы добывающих и нагнетательных скважин.
4)Регулирование баланса пластовой энергии в пластах.
Расчет продолжительности этапов разработки:
Расчет продолжительности разработки нефтяной залежи.
Определить продолжительность разработки круговой залежи нефти при следующих данных: радиус начального контура нефтеносности
радиусы эксплуатационных рядов 
В центре пласта помещена одна скважина с радиусом 
. Расстояние между скважинами в рядах 2
= 300 м, мощность пласта h= 10 м, пористость пласта m= 12%. Каждая скважина работает с предельно допустимым дебитом q = 50 м3/сут. Все ряды работают одновременно. 1) Запасы нефти, извлекаемые на каждом этапе разработки залежи,
2) Число скважин в каждом ряду
3) Суммарный дебит ряда
4) Суммарный дебит всех скважин по тапам разработки:
5) Общие запасы нефти
6) Продолжительность этапов разработки:
7) Общая продолжительность разработки
Упруговодонапорный режим.
Вытеснение 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.
Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.
Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей.
Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. B период постоянной добычи, продолжающийся до экономической целесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60% запасов и более).
Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счет их добуривания для выполнения запланированных объемов добычи газа или для разработки обнаруженных «целтков» обойденного пластовой водой газа.
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.
Схемы размещения нефтяных скважин.
При равномерном размещении скважин удельные площади дренирования скважин в однородных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин, в неоднородных коллекторах соблюдается постоянство отношения дебита скважин к запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении происходит лучшее изучение геологических условий, меньше интерференция скважин, более полное извлечение газа и конденсата.
Равномерное размещение скважин: а) квадратная сетка б) треугольная сетка.
Батарейное размещение скважин.
Расположение скважин в виде цепочки.
Размещение скважин в сводовой части залежи Неравномерное размещение скважин
При неравномерном размещении темпы изменения средневзвешенного по пласту давления Р различны и возможно образование депрессионных воронок давления различных частях залежи. Преимущества неравномерного размещения- уменьшение кап вложений строительстве скважин, сроков строительства, протяженности дорог, газосборных коллекторов линий электропередач.
Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений - возможность в результате снижения давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Конденсат-ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождения. Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с другими методами, затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным. Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения.