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: 140
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
, целесообразно наиболее распространенный способ эксплуатации показывать вообще без штриховки, остальные способы изображаются указанными выше знаками.
При раскраске карты нефть принято показывать коричневым тоном, добываемую воду - зеленым, закачиваемую - голубым.
При наличии соответствующих данных на карте можно представить причины обводнения скважин. Тогда пластовая (подошвенная и законтурная) вода изображается зеленым цветом, закачиваемая - голубым, а "посторонняя" (техническая) - розовым.
Фонд скважин эксплуатационного объекта показывается с разбивкой по основным категориям.
Основные категории добывающих и нагнетательных скважин: проектные, действующие (пробуренные), в бурении, в освоении, в консервации и бездействии, ликвидированные. Из числа проектных скважин обязательно выделяются проектные скважины текущего года (закрашиваются красным цветом) и намеченные к бурению в следующем году (закрашиваются розовым цветом).
Разведочные скважины должны быть подразделены на пробуренные, находящиеся в бурении. На карте необходимо также показать пьезометрические и контрольные скважины.
Горизонтальные скважины обозначаются в виде черты, направление которой на карте по азимуту должно соответствовать фактическому (проектному) направлению.
Условные обозначения перечисленных выше скважин согласованы с обозначениями работы. В случае представления скважин других категорий, их изображения принимаются также согласно.
На картах текущего состояния разработки также должны быть нанесены линии выклинивания продуктивного горизонта и положение начальных, а по возможности и предполагаемых текущих контуров нефтеносности и газоносности. Изолинии начальных или текущих нефтенасыщенных толщин вычерчиваются тонкими сплошными линиями черной тушью, допустимо их разрежение.
В связи с достаточной загруженностью карты нанесение на нее какой-либо дополнительной информации, кроме перечисленной выше, не рекомендуется.
Для целей анализа разработки, помимо карты текущего состояния разработки, необходимо иметь также карту накопленных отборов жидкости и накопленной закачки воды - карту разработки.
Карты разработки обычно составляются раз в год по состоянию на 1 января.
Эти карты строятся по тому же типу, что и карты текущего состояния разработки, только на круговых диаграммах изображаются суммарные с начала разработки добыча жидкости (по добывающим скважинам) и закачка воды (по нагнетательным скважинам) в поверхностных условиях. Количество добытой воды представляется в виде сектора. Масштаб диаграмм площадной, желательно один и тот же для изображения добычи жидкости и закачки воды.
При составлении карт разработки может встретиться случай, когда по одной и той же скважине есть и добыча нефти, и закачка воды (при переводе добывающей скважины в нагнетательную или при отработке на нефть нагнетательной). По такой скважине должны быть показаны две диаграммы, причем диаграмма закачки изображается верхним планом, диаграмма добычи - нижним. При условии Qнагн > Qотб (а) диаграмма добычи приводится пунктиром, а при условии Qнагн < Qотб (б) обе диаграммы наносятся сплошной линией, а сектор, отражающий добычу воды - пунктиром под диаграммой закачки. Соответственно наносится и раскраска, однако добыча воды должна быть представлена, в отличие от закачки, другим оттенком голубого цвета или зеленоватым.
Примечание: Условные обозначения типов скважин, способов добычи, контуров нефтеносности и другие обозначения могут отличаться от приведенных выше.
Способы эксплуатации на этих картах не показываются.
Все остальные обозначения, касающиеся категорий скважин и контуров нефтеносности и газоносности те же, что и на картах текущего состояния разработки.
Для решения конкретных задач по регулированию процесса выработки запасов нефти из многопластовых объектов при их совместной разработке, таких как выдача рекомендации по бурению дополнительных скважин на отдельные пласты, создание дополнительных очагов заводнения, забуривание вторых стволов в старых скважинах, ОПЗ и др., целесообразно составлять карты темпов выработки запасов.
Для этого по каждой скважине и по каждому пласту, кроме годового отбора и закачки воды в пласт, определяют начальные извлекаемые (или балансовые) запасы.
Запасы по скважинам и пластам рассчитывают исходя из емкостной характеристики дренируемого скважиной участка, используя при этом формулу объемного метода подсчета запасов нефти.
В условиях разработки объекта на естественном режиме площадь, приходящаяся на каждую конкретную скважину, равна произведению расстояний между скважинами в ряду и между рядами.
В случае внутриконтурного заводнения принимают условно, что добывающая скважина I-го ряда дренирует площадь по ширине, равной расстоянию между скважинами в ряду и по длине - расстоянию между нагнетательным и первым эксплуатационным рядами. Скважина II ряда дренирует площадь по ширине, равной расстоянию между скважинами в ряду и по длине - расстоянию между I и II рядами и т.д.
По нагнетательным скважинам определяют темп закачки исходя из годового объема закачки воды в скважину и извлекаемых запасов, приходящихся на одну нагнетательную скважину при соотношении добывающих и нагнетательных скважин, равном 1:1. При соотношении 1:2 эти запасы удваиваются и т.д.
На карте темпов выработки запасов наносят фонд скважин, контуры нефтеносности или границы пласта.
Величину темпа отбора или закачки наносят в масштабе на карту темпов выработки запасов, как это показано на рисунке Г.3.
График разработки (см. Приложение В) дает динамику изменения по годам основных технологических показателей разработки: текущей и накопленной с начала разработки добычи нефти, жидкости, газа (в поверхностных условиях), закачки воды, весового (среднегодового) процента воды, пластового давления в зоне отбора. Для нефтяных залежей, разрабатываемых при естественном упруговодонапорном режиме, газонефтяных залежей дополнительно приводится изменение текущего газового фактора. На оси абсцисс откладываются годы разработки, которые рассматриваются как интервалы времени. Накопленные показатели наносятся на конец года. Текущие, в том числе и процент воды, рассматриваются как среднегодовые и наносятся точкой на середину года.
Пластовое давление наносится точкой на середину временного интервала (квартала, года).
Обоснование выбранных способов разработки и обустройства нефтяных и газовых месторождений. Расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта.
Тепловая обработка пласта ведется комбинированным методом и состоит из двух этапов. На первом этапе призабойная зона нагнетательной скважины подогревается газо-воздушной смесью (предварительный нагрев пласта). На втором этапе нагнетается холодная вода для получения пара и вытеснения им нефти. Скважины расположены по семиточечной схеме
Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке (объем семиточечного элемента системы разработки):
Абсолютные запасы нефти в элементе на начало тепловой обработки:
Из этих запасов можно вытеснить паром следующий объем нефти:
Определяем объем призабойной зоны нагнетательной скважины в элементе, охваченный предварительным нагревом:
Для нагрева такого объема пласта следующее количество тепловой энергии:
Общее количество газа, необходимое для получения такого количества тепловой энергии с учетом тепловых потерь (25%) составит:
Лабораторными исследованиями установлено, что на сгорание 1 м3 газа требуется 9.5 м3 воздуха. Следовательно, расход воздуха составит:
Объем всей газовоздушной смеси, необходимой для предварительного нагрева пласта составит:
При этом предварительный обогрев охватит площадь семиточечного элемента участка пласта с радиусом равным:
С учетом приемистости нагнетательной скважины для газовоздушной смеси можно рассчитать продолжительность периода предварительного нагрева пласта:
После прогрева призабойной зоны нагнетательной скважины необходимо максимально быстро провести нагнетание воды для уменьшения тепловых потерь н своевременного получения пара для обработки всего пласта.
Общий объем воды, необходимый для нагнетания н образования пара можно определить по формуле объемной скорости конвективного переноса тепла в пористой среде пласта:
При производительности нагнетательной установки qНВ
При раскраске карты нефть принято показывать коричневым тоном, добываемую воду - зеленым, закачиваемую - голубым.
При наличии соответствующих данных на карте можно представить причины обводнения скважин. Тогда пластовая (подошвенная и законтурная) вода изображается зеленым цветом, закачиваемая - голубым, а "посторонняя" (техническая) - розовым.
Фонд скважин эксплуатационного объекта показывается с разбивкой по основным категориям.
Основные категории добывающих и нагнетательных скважин: проектные, действующие (пробуренные), в бурении, в освоении, в консервации и бездействии, ликвидированные. Из числа проектных скважин обязательно выделяются проектные скважины текущего года (закрашиваются красным цветом) и намеченные к бурению в следующем году (закрашиваются розовым цветом).
Разведочные скважины должны быть подразделены на пробуренные, находящиеся в бурении. На карте необходимо также показать пьезометрические и контрольные скважины.
Горизонтальные скважины обозначаются в виде черты, направление которой на карте по азимуту должно соответствовать фактическому (проектному) направлению.
Условные обозначения перечисленных выше скважин согласованы с обозначениями работы. В случае представления скважин других категорий, их изображения принимаются также согласно.
На картах текущего состояния разработки также должны быть нанесены линии выклинивания продуктивного горизонта и положение начальных, а по возможности и предполагаемых текущих контуров нефтеносности и газоносности. Изолинии начальных или текущих нефтенасыщенных толщин вычерчиваются тонкими сплошными линиями черной тушью, допустимо их разрежение.
В связи с достаточной загруженностью карты нанесение на нее какой-либо дополнительной информации, кроме перечисленной выше, не рекомендуется.
Для целей анализа разработки, помимо карты текущего состояния разработки, необходимо иметь также карту накопленных отборов жидкости и накопленной закачки воды - карту разработки.
Карты разработки обычно составляются раз в год по состоянию на 1 января.
Эти карты строятся по тому же типу, что и карты текущего состояния разработки, только на круговых диаграммах изображаются суммарные с начала разработки добыча жидкости (по добывающим скважинам) и закачка воды (по нагнетательным скважинам) в поверхностных условиях. Количество добытой воды представляется в виде сектора. Масштаб диаграмм площадной, желательно один и тот же для изображения добычи жидкости и закачки воды.
При составлении карт разработки может встретиться случай, когда по одной и той же скважине есть и добыча нефти, и закачка воды (при переводе добывающей скважины в нагнетательную или при отработке на нефть нагнетательной). По такой скважине должны быть показаны две диаграммы, причем диаграмма закачки изображается верхним планом, диаграмма добычи - нижним. При условии Qнагн > Qотб (а) диаграмма добычи приводится пунктиром, а при условии Qнагн < Qотб (б) обе диаграммы наносятся сплошной линией, а сектор, отражающий добычу воды - пунктиром под диаграммой закачки. Соответственно наносится и раскраска, однако добыча воды должна быть представлена, в отличие от закачки, другим оттенком голубого цвета или зеленоватым.
Примечание: Условные обозначения типов скважин, способов добычи, контуров нефтеносности и другие обозначения могут отличаться от приведенных выше.
 | голубой коричневый |  | голубой |
Способы эксплуатации на этих картах не показываются.
Все остальные обозначения, касающиеся категорий скважин и контуров нефтеносности и газоносности те же, что и на картах текущего состояния разработки.
Для решения конкретных задач по регулированию процесса выработки запасов нефти из многопластовых объектов при их совместной разработке, таких как выдача рекомендации по бурению дополнительных скважин на отдельные пласты, создание дополнительных очагов заводнения, забуривание вторых стволов в старых скважинах, ОПЗ и др., целесообразно составлять карты темпов выработки запасов.
Для этого по каждой скважине и по каждому пласту, кроме годового отбора и закачки воды в пласт, определяют начальные извлекаемые (или балансовые) запасы.
Запасы по скважинам и пластам рассчитывают исходя из емкостной характеристики дренируемого скважиной участка, используя при этом формулу объемного метода подсчета запасов нефти.
В условиях разработки объекта на естественном режиме площадь, приходящаяся на каждую конкретную скважину, равна произведению расстояний между скважинами в ряду и между рядами.
В случае внутриконтурного заводнения принимают условно, что добывающая скважина I-го ряда дренирует площадь по ширине, равной расстоянию между скважинами в ряду и по длине - расстоянию между нагнетательным и первым эксплуатационным рядами. Скважина II ряда дренирует площадь по ширине, равной расстоянию между скважинами в ряду и по длине - расстоянию между I и II рядами и т.д.
По нагнетательным скважинам определяют темп закачки исходя из годового объема закачки воды в скважину и извлекаемых запасов, приходящихся на одну нагнетательную скважину при соотношении добывающих и нагнетательных скважин, равном 1:1. При соотношении 1:2 эти запасы удваиваются и т.д.
На карте темпов выработки запасов наносят фонд скважин, контуры нефтеносности или границы пласта.
Величину темпа отбора или закачки наносят в масштабе на карту темпов выработки запасов, как это показано на рисунке Г.3.
График разработки (см. Приложение В) дает динамику изменения по годам основных технологических показателей разработки: текущей и накопленной с начала разработки добычи нефти, жидкости, газа (в поверхностных условиях), закачки воды, весового (среднегодового) процента воды, пластового давления в зоне отбора. Для нефтяных залежей, разрабатываемых при естественном упруговодонапорном режиме, газонефтяных залежей дополнительно приводится изменение текущего газового фактора. На оси абсцисс откладываются годы разработки, которые рассматриваются как интервалы времени. Накопленные показатели наносятся на конец года. Текущие, в том числе и процент воды, рассматриваются как среднегодовые и наносятся точкой на середину года.
Пластовое давление наносится точкой на середину временного интервала (квартала, года).
Обоснование выбранных способов разработки и обустройства нефтяных и газовых месторождений. Расчет промышленного процесса тепловой обработки пласта.
Тепловая обработка пласта ведется комбинированным методом и состоит из двух этапов. На первом этапе призабойная зона нагнетательной скважины подогревается газо-воздушной смесью (предварительный нагрев пласта). На втором этапе нагнетается холодная вода для получения пара и вытеснения им нефти. Скважины расположены по семиточечной схеме
Объем пласта, подвергнутого тепловой обработке (объем семиточечного элемента системы разработки):
| Расстояние между эксплуатационными и нагнетательными скважинами | R, м | 100 |
| Средняя толщина пласта | h, м | 20 |
| Коэффициент открытой пористости породы пласта | т | 0.2 |
| Нефтенасыщенность породы пласта | SН | 0.5 |
| Коэффициент вытеснения нефти паром | η1 | 0.8 |
| Прирост температуры перегретого пара относительно начальной температуры | ΔTП, °С | 700 |
| Прирост температуры холодной воды до точки кипения | ΔTВ, °С | 150 |
| Теплоемкость воды | СВ, ккал/кг °С | 1 |
| Теплота испарения воды | /, ккал/кг | 500 |
| Теплота сгорания природного газа | Q, ккал/кг | 8000 |
| Приемистость нагнетательной скважины для газовоздушной смеси при предварительном нагреве пласта | К, м3/сут | 1∙105 |
| Теплоемкость перегретого пара | Сп, ккал/м3 °С | 500 |
| Производительность нагнетательной установки для воды | qНВ, м3/сут | 500 |
| Плотность воды | ρ, кг/м3 | 1000 |
Абсолютные запасы нефти в элементе на начало тепловой обработки:
Из этих запасов можно вытеснить паром следующий объем нефти:
Определяем объем призабойной зоны нагнетательной скважины в элементе, охваченный предварительным нагревом:
Для нагрева такого объема пласта следующее количество тепловой энергии:
Общее количество газа, необходимое для получения такого количества тепловой энергии с учетом тепловых потерь (25%) составит:
Лабораторными исследованиями установлено, что на сгорание 1 м3 газа требуется 9.5 м3 воздуха. Следовательно, расход воздуха составит:
Объем всей газовоздушной смеси, необходимой для предварительного нагрева пласта составит:
При этом предварительный обогрев охватит площадь семиточечного элемента участка пласта с радиусом равным:
С учетом приемистости нагнетательной скважины для газовоздушной смеси можно рассчитать продолжительность периода предварительного нагрева пласта:
После прогрева призабойной зоны нагнетательной скважины необходимо максимально быстро провести нагнетание воды для уменьшения тепловых потерь н своевременного получения пара для обработки всего пласта.
Общий объем воды, необходимый для нагнетания н образования пара можно определить по формуле объемной скорости конвективного переноса тепла в пористой среде пласта:
При производительности нагнетательной установки qНВ