Газовое месторождение-места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах.

График разработки - это изменение показателей разработки во времени. В теории и практике разработки газовых и газоконденсантных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей добычи; постоянной добычи; падающей добычи характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. B период постоянной добычи, продолжающейся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добывают основные запасы газа из месторождения (60-70%). Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнённости при водонапорном режиме разработки залежи. Изменение во времени показателей разработки газового месторождения при газовом режиме и равномерном размещении скважин по площади газоносности.

2.Осушествление контроля и поддержание оптимальных режимов разработки.

Процесс разработки месторождения условно делится на четыре этапа. Для управления процессом разработки нефтяной залежи и регу­лирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за дебитами нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пласто­вого давления по всей залежи и по отдельным ее зонам. Положение водонефтяного контакта определяется по содержанию воды в продукции скважин.

Для постоянного наблюдения за подъемом зеркала воды в про­межуточной водонефтяной зоне залежи служат специальные кон­трольные или наблюдательные скважины. Обычно для этой цели используют обводнившиеся нефтяные скважины или ранее пробурен­ные разведочные скважины.

Пластовое давление в действующих скважинах измеряют глубин­ными манометрами. Чтобы получить ясную картину о величине пластового давления в разных частях нефтяной залежи, замеряют пластовое давление в возможно большем числе скважин. По полученным данным строят карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями). Для этого на плане размещения скважин точки (скважины) с одинаковыми давлениями соединяют линиями. При правильной разработке пласта давление в пласте равномерно уменьшается от максимальной величины в законтурной зоне (или на линии нагнетательных скважин) при водонапорном режиме работы пласта до минимальной в центральных областях. Карта изо­бар в этом случае будет представлена группой замкнутых концентри­ческих кривых, тождественных по своей конфигурации контуру питания. В большинстве случаев это — линия размещения нагнета­тельных скважин или линия водонефтяного контакта. Чтобы проследить изме­нение пластового давления во времени карты изобар для данной площади строят периодически. Изучение и анализ этих карт позволяют определять темпы падения пластового давления по отдельным участкам площади, находить причины резких снижений давления по этим участкам и осуществлять мероприятия по выравниванию давления.

---

Карты изобар, их построение.

Карта изобар – это система нанесенных на план местности линии, отражающих расположение забоев скважин с равными значениями динамического пластового давления на определённую дату.

Карта изобар отражает особенности распределения динамического пластового давления, в которой не учитываются локальные воронки депрессии у каждой скважины. Как правило, карты изобар составляются на конец квартала, однако, в случае стабилизации давления они могут составляться раз в полугодие. Так же причиной составления карт изобар два раза в год являются сложные условия проведения исследования скважин, например, при разработке шельфовых месторождений, а также в условиях пересеченного рельефа или заболоченности местности.



Способ построения карты изобар для нефтегазоконденсатных месторождений, включающий использование результатов газогидродинамических исследований - ГДИ и промысловых данных по всем скважинам, которые занесены в базу данных - БД информационно-управляющей системы - ИУС добывающего промысла, контроль средствами систем телеметрии кустов газовых скважин устьевого давления Р_у, устьевой температуры Т_у, расхода газа Q и запись их в БД ИУС, определение забойного Р_з.р. и пластового давления Р_п.р., и по команде на построение карты изобар система, используя хранящиеся в ее базе данные, производит построение карты изобар в автоматическом режиме для любой указанной в задании даты, отличающийся тем, что перед проведением ГДИ скважины ИУС подает команду в систему телеметрии на прекращение контроля этой скважины, и после загрузки в БД ИУС результатов проведенных ГДИ скважины, включающих и измерение пластового давления Р_п.ман. с помощью глубинного манометра, система производит расчет абсолютного отклонения последнего расчетного значения пластового давления от фактически измеренного для данной скважины по формуле Δ=Р_п.ман.-Р_п.р. и его относительного отклонения по формуле

,

после чего подает команду системе телеметрии осуществлять контроль параметров скважины с заданным шагом дискретизации и передавать их в ИУС, которая вычисляет уточненные значения пластового давления, определяя его по формуле

---

,

и вносит эти данные в свою БД.

Величина пластового давления.

Величина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласт в сводовой и крыльевых зонах. Для того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно проникают начальное положение водонефтяного контакта контакта (ВНК).

Пластовое давление, положение к одной плоскости, называет приведенным пластовым давлением.

Например, если пластовое давление, измеренное в трех скважинах, р1, р2 и р3, то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам:





Где h1, h2, h3 - расстояние от середины пласта в скважинах до ВНК; рн и рв - соответственно плотность нефти и воды.


В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования. Важная часть анализа сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных.

Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.

Анализ технологических показателей разработки (по месторождению, отдельным объектами и участками):

---

a) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих накопленных отборов с гидропроводности пласта); фондов добывающих и нагнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распределение добычи флюидов по площади и толщине пласта (соотношения накопленной и текущей добычи и закачки по месторождению и пласту с выделением характерных участков месторождения по интенсивности их работки);

6) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействие пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин по распределению пластового давления, степени охвата пласта влиянием закачки);

в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции; изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтяносности; оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды):

г) состояния выработки запасов нефти (определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения потерь, нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).

Составление карты разработки месторождения по промысловым данным. Построение графика разработки месторождений.

Карты текущего состояния разработки составляются недропользователями по каждому эксплуатационному объекту всех нефтяных и газонефтяных месторождений. По месторождениям, на которых закончено бурение основного фонда скважин, карты составляются дважды в год: по состоянию на 1 января и 1 июля; по месторождениям, находящимся в стадии разбуривания, карты составляются каждый квартал.

---

Карты текущего состояния разработки выполняются на основе карты начальных или текущих нефтенасыщенных толщин или карты начальных удельных балансовых запасов нефти.

В выбранных авторами масштабах, в виде круговых диаграмм изображается текущая среднесуточная добыча жидкости и текущая закачка соответственно по каждой добывающей и нагнетательной скважине. Данные берутся из ежемесячных отчетов по добыче нефти и закачке воды. Все данные в поверхностных условиях: добыча жидкости в т/сут., закачка воды в м /сут. Масштаб диаграмм линейный и может быть различным для добычи жидкости и закачки воды. Выбранный масштаб обязательно приводится в условных обозначениях карты.

1 см радиуса = т/сут; м3/сут

Дебит нефти (в т/сут) и процент воды по малодебитным скважинам, которые невозможно изобразить круговой диаграммой в принятом масштабе, обозначаются цифрами под номером скважин, например,  .

Обводненность продукции скважин (весовой процент воды) показывается в виде сектора на круговых диаграммах добывающих скважин. Угол сектора находится из соотношения  , где: Qв, Qж - добыча воды, жидкости. Угол откладывается только от положительной вертикальной оси по направлению часовой стрелки.

Способ эксплуатации изображается штриховкой или раскраской круговых диаграмм. При применении штриховки используются следующие обозначения:

	фонтанный		газлифтный
	электропогружной насос		штанговый насос

Для того, чтобы карта не была перегружена штриховкой

---

Смотрите также файлы

• Отчет по связным таблицам Перекрестный отчет на основе запроса Отчет Почтовые наклейки.docx

• Что является субъективной стороной дисциплинарного проступка.doc

• Занятие Составление перечня требуемой документации для заданного объекта с обоснованием требованиям к содержанию и срокам.docx

• Тест Автор Березина З. В. Задание 1.docx

• 1тосан блім бойынша жиынты баалау тапсырмалары.docx