Темп отбора от низ. Основные показатели разработки. Стадии разработки нефтяных месторождений

Технологией разработки нефтяных месторожденийназывается совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

Добыча нефти q н – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q нс приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости q ж – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа q г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель – накопленную добычу . Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп разработки Z(t) – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

На рисунке 1.7 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями .

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, 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.

1 – месторождение А; 2 – месторождение В; I, II, III, IV – стадии разработки

Рисунок 1.7 – График изменения темпа разработки во времени

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

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.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 % от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рисунка 1.10 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20 % в год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год.

Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

(1.13)

где – годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; – балансовые запасы нефти.

Если (1.8) – темп разработки, то связь между и выражается равенством:

(1.14)

где – нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти:

, (1.15)

где – накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.

Накопленная добыча нефти:

(1.16)

где – время разработки месторождения; – текущее время.

Текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения:

(1.17)

К концу разработки месторождения, т.е. при , нефтеотдача:

(1.18)

Обводненность продукции – отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

(1.19)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных – отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях µ 0:

µ 0 = µ н / µ в (1.20)

где µ н и µ в – динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта .

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим – уменьшается, а по третьим – возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м 3 /т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин – важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температур а . В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Вопросы для самоконтроля:

1. Дайте определение понятию «разработка нефтяных месторождений».

3. Приведите примеры гидродинамических взаимосвязей нефтяных месторождений с окружающей их водонапорной системой.

4. Как распределяется давление в нефтяной залежи в процессе её разработки?

С и с т е м о й р а з р а б о т к и месторождения, как уже говорилось раньше. следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, обеспечивающих высокую конечную нефтеотдачу. Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.. Технология разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений.

Разработка месторождения характеризуется применением различных категорий скважин и определенными показателями разработки.

По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

Поисковые скважины, бурятся для поисков новых залежей нефти и газа.

Разведочные скважины; бурятя на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки подсчета запасов нефти и газа, сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

Эксплуатационные скважины подразделяются на добывающие, нагнетательные. специальные и вспомогательные.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, и попутных компонентов.

Нагнетательные: скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа пара и других рабочих агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. Часть нагнетательных скважин могут временно использоваться в качестве добывающих.

Резервны е скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания в застойных зонах, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований, с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные. Пьезометрические скважины предназначены для наблюдения за изменением пластового давления в пласте. Наблюдательные скважины для наблюдения за изменением ВНК, ГНК, нефтегазоводонасыщенности пласта.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Водозаборные предназначены для водоснабжения при бурении и для систем поддержания пластового давления.

Поглощающие предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие горизонты.

Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие на месторождении в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации в данный период.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

П оказател и разработки:

Д о б ы ч а н е ф т и - Qн основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча Qнс, приходящаяся на одну скважину.

Добыча нефти, у нас в стране измеряется в весовых единицах – тоннах. За рубежом в США, Великобритании, Канаде и других в баррелях.

1 баррель – 159 литров.1м 3 – 6,29 баррель.

Добыча жидкости -Qж суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. На определенном этапе разработки вместе с нефтью и газом из пласта начинает поступать вода.

Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды

Q Ж = Q H + Q В

Добыча газа Qг. . Добыча газа.В процессе эксплуатации вместе с нефтью добывается, так называемый попутный газ. Добыча газа зависит от содержаниягаза в пластовой нефти и характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор –это объем добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, приходящего на одну тонну нефти.

= м 3 /т

Средний газовый фактор это отношение текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, Накопленная добыча нефти

, (1.8)

где - время разработки месторождения;-текущее время.

Накопленная добыча может только увеличиваться.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Нефтеотдача

Это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам

Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим

Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.

Нефтеотдача выражается в долях единиц.

Темп разработки
- отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Обводненность продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

. (1.21)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных- отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях :

где и- динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

Водонефтяной фактор - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в
. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ . При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества.

Пластовое давление . В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих - минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт - давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Необходимо отметить, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти и газа из недр при данной системе разработки месторождения взаимосвязаны. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

Технология разработки - совокупность способов применяемых для извлечения нефти из недр. Существует много показателей технологически разработки, но есть общие для всех, рассмотрим их:

1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки которая делится на четыре стадии.

2.Темп разработки нефтяного месторождения можно представить в виде отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам месторождения G

Z(t q н (t)) = q н (t) / G

3. Добыча жидкости из месторождения - это суммарная добыча нефти и воды.

4. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. Различают текущую – отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечную нефтеотдачу – отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам, в конце разработки пласта.

5.Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Этот фактор характеризуется величиной газового фактора Гф.

6.Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом (обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и др.).

7.Распределение в пласте.

8.Давление на устье Ру добывающей скважины

9.Распределение скважин по способу подъема жидкости с забоя на дневную поверхность.

10.Пластовая температура.

5 . Что называется объектом разработки. Как разрабатывается объект. Что является особенностью объекта. Можно ли разрабатывать различные объекты одними и теми же скважинами путем использования технических средств.

Объект разработки - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается своей сеткой скважин. Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки - их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки - наличие в пластах промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации. Основными факторами являются:

Геолого-физические свойства пласта;

Извлекаемые запасы нефти, млн. т.

Толщина, м

Проницаемость, 10~3мкм2

Вязкость нефти - Z Кти,.1ЮО-3 П 3 Па-с

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

6. Назвать основные факторы влияющие на выделение объектов разработки. Как влияют геолого-физические свойства пород-коллекторов на выделение объектов разработки.

Факторы влияющие на выделение объектов разработки

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа.

Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа.

Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений.

5. Техника и технология эксплуатации скважин.

Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

7 . Влияние физико-химических свойств нефти и газа на выделение объектов разработки. Целесообразность объединения в один объект пластов с существенно различной вязкостью нефти.

Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей.

Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин.

Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

Нельзя объединить в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

Самостоятельными объектами разработки могут быть пласты, имеющие значительную толщину с мощными непроницаемыми разделами. При небольшой толщине пластов и наличии зон слияния, осложняющих раздельное нагнетание воды в каждый пласт и регулирование процессов разработки, пласты объединяются в единый эксплуатационный объект. При выделении объектов разработки следует учитывать следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. В один объект разработки можно включить пласты, имеющие близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород продуктивных пластов, величины начальных приведенных пластовых давлений и совпадающие в плане площади нефтеносности. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщинам, а также начальному пластовому давлению пласты нецелесообразно объединить в один объект. Сильно различающиеся по площадной и послойной неоднородности пласты тоже нецелесообразно объединять в один объект разработки.

Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут отличаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, поэтому включение их в один объект разработки неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

В процессе разработки многопластовых эксплуатационных объектов нефтяных месторождений было замечено, что средний коэффициент продуктивности скважин Кпсов, эксплуатирующих несколько пластов совместно, меньше суммы Кпсум средних коэффициентов продуктивности скважин, эксплуатирующих те же пласты отдельно. Физическая сущность этого явления изучена недостаточно. Ряд исследователей считает, что снижение продуктивности происходит из-за перетоков жидкости между пластами, другие объясняют потерями за счет гидравлических сопротивлений в стволе скважин, некоторые исследователи объясняют это взаимовлиянием эксплуатируемых пластов.

Если в один эксплуатационный объект объединяются большое количество пластов, максимальное значение уменьшения коэффициента продуктивности скважин при совместной эксплуатации пластов по сравнению с раздельной достигает 35-45 %.

2. Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефть с неодинаковыми свойствами, например, по вязкости, нецелесообразно объединять в один объект разработки, так как для извлечения продукции необходимо применять разные технологии воздействия на них, требующие различную систему расположения и различную плотность сетки скважин.

Существенное значение при выделении объектов имеют физико-химические свойства пластовых вод, их возможность смешения. Например, закачка воды в пласт, содержащий пластовую воду определенного состава, может вызвать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

3. Фазовое состояние углеводородов и режимы пластов. Например, нельзя объединить в один объект чисто нефтяной пласт и нефтяной пласт с газовой шапкой. Объединение указанных пластов в один объект нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

4. Возможность управления процессом разработки (очень много пластов объединять в один объект нецелесообразно)

5.Технология разработки и техника- технология эксплуатации скважин (если пласты рентабельно разрабатывать самостоятельно, то их объединять нецелесообразно)

Целесообразность объединения пластов в один объект эксплуатации, предварительно установленная по перечисленным геологическим признакам, далее уточняется технологическим анализом и технико-экономическими расчетами.

Одним из последних достижений в технике и технологии добычи является технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) пластов. Применение такой технологии позволяет совместить достоинства разукрупнения объектов разработки с достоинствами совместной эксплуатации пластов. При этой технологии скважина может добывать нефть из двух объектов одновременно, обеспечивая на каждый из объектов свое оптимальное именно для этого объекта воздействие. Таким образом, потери извлекаемых запасов не происходит, а рентабельность процесса повышается за счет уменьшения количества необходимых скважин.

При этом наиболее экономична однолифтовая модификация ОРЭ, когда смешение добываемых из двух объектов флюидов происходит в одной НКТ в скважине. Однако, эта модификация осложняет процесс контроля за разработкой отдельных объектов и, кроме того, неприменима при существенных различиях в физико-химических свойствах пластовых флюидов. Двухлифтовая конструкция позволяет использовать одну скважину для полностью раздельной добычи углеводородов из двух объектов по разным НКТ. Развиваются также технологии одновременно-раздельной закачки.

8. Влияние на выделение объектов разработки фазового состояния углеводородов и режим пластов. Какие фазовые состояния имеют УВ в пластах. Назвать режимы работы пластов.

Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

Классификация залежей по фазовому состоянию ув

По начальному фазовому состоянию и составу основных углеводородных соединений в недрах залежи подразделяются на однофазные и двухфазные.

К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ или газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой). В отдельных случаях свободный газ таких залежей может содержать углеводородный конденсат. По отношению объема нефтенасыщенной части залежи к объему всей залежи ( V н=V н/V н+Vr) двухфазные залежи подразделяются на:

а) нефтяные с газовой или газоконденсатной шапкой ( V н 0,75);

б) газо- или газоконденсатнонефтяные (0,50< V н  О,75);

в) нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (0,25 < V н  0,50);

г) газовые или газоконденсатные с нефтяной оторочкой ( V н 0,25).

В зависимости от того, какие запасы превалируют, основным эксплуатационным объектом в двухфазных залежах считается газонасыщенная или нефтенасыщенная часть.

Под режимом пласта понимают-характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы:

1- водонапорный,

2- упругий и упруговодонапорный,

3-газонапорный или режим газовой шапки,

4-газовый или режим растворенного газа,

5- гравитационный,

6- смешанный.

1)Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициентнефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более.

2) Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. Упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при любом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется, и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ прорывается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, расположенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.

9. Объяснить условия управления процессом разработки нефтяных месторождений, в зависимости от количества пластов и порпластов в одном объекте. Как технически и технологически осуществляется контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента.

Управление процессом разработки месторождений (Reservoir Management).

Разработка и эксплуатация охватывает отрезок времени от момента окончания разведки до ликвидации месторождения. Данный отрезок времени представляет собой "жизненный цикл" месторождения. Компания, осуществляющая разработку месторождения, должна активно управлять этим процессом с целью его оптимизации. Таким образом, управление процессом разработки месторождения является краеугольным понятием, включающим в себя выработку и принятие решений, относящихся ко всему комплексу проводимых на месторождении работ. Основной задачей управления является максимизация экономической эффективности разработки и эксплуатации месторождения на протяжении всего его жизненного цикла. Для достижения наилучших результатов управление процессом разработки должно осуществляться с учетом принятия во внимание всех основных факторов. Такой подход обеспечит принятие оптимальных решений и корректировку процесса разработки и добычи на всех этапах эксплуатации месторождения. Например, локальная задача увеличения добычи из нескольких отдельных скважин не должна ставиться в отрыве от рассмотрения последствий такого увеличения на интегральные показатели извлечения нефти по всему месторождению. В качестве другого примера можно привести ситуацию, когда изменения налогов или цен на нефть могут сделать эксплуатацию некоторых скважин нерентабельной. Однако, несмотря на это, окончательное решение об остановке таких скважин целесообразно принимать только после определения влияния их остановки на эффективность извлечения нефти по месторождению в целом. Определение оптимальной стратегии разработки и эксплуатации требует проведения комплексных и непрерывных исследований месторождения. Такие исследования включают создание (уточнение) геологической модели месторождения, исследование скважин и свойств коллектора и, наконец, построение на их основе схем разработки и добычи, обеспечивающих наибольшую эффективность инвестирования. Комплексная оптимизация разработки месторождения требует создания постоянно действующей модели разработки, на основе которой должно осуществляться геолого-инженерное сопровождение всей ведущейся на месторождении производственной деятельности.

Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

Нефтяные месторождения представляют собой послойно и зонально-неднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, включающий контроль за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, степенью отмыва нефти из пластов, техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи. Решение перечисленных задач осуществляется путем проведения комплекса промыслово-гидродинамических исследований (ПГИ), лабораторных измерений (ЛИ) и промыслово-геофизических исследований (ГИС).

Геолого-промысловые методы

Геолого-промысловые исследования проводятся с целью контроля за дебитами, приемистостью скважин, обводненностью продукции, изменением состава нефти, попутной воды, закачиваемой жидкости. Эти работы выполняются в промысловых условиях работниками нефтепромыслов, лабораториями цехов научно-исследовательских и производственных работ НГДУ.

По добывающим скважинам проводятся следующие работы:

Замер дебита жидкости и газа;

Отбор проб и определение обводненности продукции;

Отбор глубинных и поверхностных проб нефти и воды на химический анализ;

Замер буферного и затрубного давлений.

Отбор глубинных и поверхностных проб нефти, а также отбор газа на лабораторный химический анализ проводится ежегодно по специальным скважинам, количество которых составляет 10% эксплуатационного фонда. Анализ этих данных позволяет проследить за характером изменения параметров пластовой нефти в процессе разработки. Отбор проб воды, поступающей вместе с добываемой нефтью, проводится по всему обводненному фонду один раз в квартал. Полученные данные используются для установления причин обводнения скважин в процессе проведения геолого-промыслового анализа.

В НГДУ периодически проводятся анализы попутной воды, химические анализы нефти, газа и анализы глубинных проб нефти. Для отбора проб используются глубинные пробоотборники. По нагнетательным скважинам проводятся определение приемистости скважин. В цехах ППД проводятся замер температуры и определение КВЧ закачиваемой воды.

Гидродинамические методы

Важная информация о состоянии залежей может быть получена при проведении гидродинамических исследований. Гидродинамические исследования включают в себя комплекс работ по контролю за энергетическим состоянием перфорированных пластов, за изменением гидродинамических параметров при изменении режима работы скважин (гидропроводность, проницаемость, коэффициент продуктивности). Определение коэффициента продуктивности необходимо проводить в добывающих и нагнетательных скважинах по индикаторным кривым или кривым восстановления давления один раз в два года, исследования глубинными дебитомерами и расходомерами – один раз в год. По данным замеров пластового, забойного давлений ежеквартально составляются карты изобар. Измерения забойных давлений по старому фонду скважин производятся один раз в полугодие, по новому – один раз в квартал. Для определения гидропроводности и пьезопроводности проводятся межскважинные исследования с помощью волн давления.

Проводятся следующие виды работ:

По добывающим скважинам-

Исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности, коэффициента продуктивности;

Замеры Рпл (Нст), Рзаб (Ндин);

Дебитометрия, влагометрия;

Определение Тпл;

Снятие индикаторных диаграмм;

По нагнетательным скважинам -

Исследования при установившемся и неустановившемся режиме фильтрации;

Определение кривой падения давления;

Замеры Рпл, Рбуф, Тпл;

Расходометрия.

В пьезометрических скважинах-

Замеры Рпл (Нст);

Отбор проб жидкости;

Термометрия.

В контрольных скважинах (неперфорированные)-

Термометрия;

Определение нефтеводонасыщенности геофизическими методами.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Пермский государственный технический университет

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений

Контрольная работа

По дисциплине: «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Вариант №27

«Основные показатели разработки нефтяного месторождения»

Введение

1. Геологическая часть. Общие сведения о районе расположения месторождения; стратиграфия; тектоника; литология; нефтегазоносность; строение и коллекторские свойства продуктивных пластов; свойства пластовых флюидов (нефть, газ, вода); энергетические характеристики залежи; сведения о запасах нефти и газа.

2. Технико-технологическая часть. Общая характеристика проектного документа. Анализ состояния разработки на основе сопоставления фактических и проектных показателей разработки. Расчёт перспективного плана добычи нефти на ближайшие пять лет.

Расчет показателей разработки нефтяных и газовых месторождений

Оценка коэффициента извлечения нефти с применением методов многомерного регрессионного анализа (зависимости по Сопронюку) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме:

КИН= 0,195-0,0078µо + 0,082?gK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп - 0,054Нвнз + 0,275Sн - 0,00086S

КИН = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0,00086*25 =0,503

Здесь относительная вязкость - отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды).

K - средняя проницаемость пласта в мкм2,

tо - начальная пластовая температура в С,

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м,

Кп - коэффициент песчанистости в долях единицы,

Нвнз - отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы,

Sn - начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы,

S - плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

1. Характеристика основных показателей разработки нефтяного месторождения

нефть запас природный газ

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеотдачи; дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; пластовое давление и др.

По методике Лысенко В.Д. определены следующие показатели и сведены в таблицу №1:

1. Годовую добычу нефти (qt) и 2. Количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных:

где t - порядковый номер расчётного года (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e=2,718 - основание натуральных логарифмов; Qост - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).

n0 - количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (15 лет).

3. Годовой темп отбора нефти t - отношение годовой добычи нефти (qt) к начальным извлекаемым запасам нефти (Qниз):

t низ = qt / Qниз

4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз):

t оиз = qt / Qоиз

5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак):

Сумма годовых отборов нефти на текущий год.

6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз):

СQ = Qнак / Qниз

7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал):

КИН = Qнак / Qбал

8. Добыча жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.

9.Добыча жидкости с начала разработки (Qж) - сумма годовых отборов жидкости на текущий год.

10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин (W) - отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости(qж):

11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 15 год разработки в размере 110-120%.

12. Закачка воды с начала разработки Qзак - сумма годовых закачек воды на текущий год.

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) -отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж):

Кг = qзак / qж

14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) - отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж):

Кнак = Qзак / Qж

15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

qгаза = qt.Гф

16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки - сумма годовых отборов газа.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти - отношение годовой добычи нефти (qг) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,

где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.

18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости - отношение годовой добычи жидкисти (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,

где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

20. Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120%; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

График разработки месторождения представлен на гистограмме.

Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом

Путем экстраполяции графика Q зап= f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:

где Q зап - начальные извлекаемые запасы газа, млн. м3;

Qдоб (t) - добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м3;

Pнач - давление в залежи начальное, МПа;

Pср(t) - средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), Pср(t) =0,9 Рнач., МПа;

нач и ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). Поправка равняется

Коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t); Для расчета принимаем Кго= 0,8.

Наименование показателя	Обозначение	Величина	Единицы измерения
Начальное пластовое давление
Отбор газа за 5 лет	У Qгаза
Принятый коэффициент газоотдачи
Извлекаемые запасы газа	V извлек газа
Балансовые запасы газа	Q бал газа
Среднегодовой темп отбора газа	Тгаз
Продолжительность разработки

Выводы по результатам расчётов.

Максимальная годовая добыча нефти достигнута на десятый год разработки и равна 402 тыс.т. Накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 3013,4 тыс. т, что составляет 31,63% от начальных извлекаемых запасов; КИН на последний расчетный год - 0,14 дол. ед; максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов - 4,219 %, на последний расчетный год 0,38 %; обводнённость добываемой продукции - 92 %; годовая закачка воды- 550 тыс.м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 123,18 и 121,75 %; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно - 16,4 и 26,2 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины - 111,67 м3/сут; текущее пластовое давление - 20 МПа, что ниже начального на 4,4 МПа. Рассматриваемый объект находится на четвертой стадии разработки.

Балансовые (геологические) запасы газа равны 23123,1 млн. м3, извлекаемые запасы газа 18498,487 млн.м3. Среднегодовой темп отбора газа 2,23 %. Продолжительность разработки газовой залежи - 44 года.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.

контрольная работа , добавлен 27.11.2013

Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.

дипломная работа , добавлен 21.05.2015

Общее описание и геолого-физическая характеристика месторождения, анализ и этапы его разработки, технология добычи нефти и используемое при этом оборудование. Мероприятия по интенсификации данного процесса и оценка его практической эффективности.

дипломная работа , добавлен 11.06.2014

Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.

дипломная работа , добавлен 10.06.2014

Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.

отчет по практике , добавлен 30.09.2014

Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.

курсовая работа , добавлен 03.04.2015

Основные понятия разработки нефтяных и газовых месторождений. Анализ методов воздействия на нефтяной пласт на Средне-Асомкинском нефтяном месторождении. Рекомендации по увеличению коэффициента извлечения нефти и выбору оптимального способа добычи.

курсовая работа , добавлен 21.03.2012

Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.

курсовая работа , добавлен 27.07.2015

Геолого-физическая характеристика Кравцовского месторождения. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки. Выбор и обоснование способа механизированной добычи. Основные требования к внутрискважинному оборудованию.

дипломная работа , добавлен 18.04.2015

Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.

В разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации , технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой , газом, нефтью, пластовые давления , температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды . Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели — дебит , изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи , капитальные вложения , себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин — извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки). Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др. В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением . Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение . Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки. Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50.10 -3 Па.с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100.10 -3 Па.с — 0,1. Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт (см. Термические методы добычи). При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей. Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть — вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным. Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи. Однако опытно-промышленные работы выявили ряд трудностей практического осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэффициента охвата (растворители и газ высокого давления) и др. Развиваются также исследования в области термохимических методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и химическими реагентами — термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохимическими методами, основанными на вводе в нефтяной пласт бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти. Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений: увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); отключение высокообводнённых скважин; повышение давления нагнетания; дополнительных добывающих скважин (резервных) или возврат скважин с других горизонтов; перенос фронта нагнетания; использование очагового и избирательного заводнения; проведение изоляционных работ; выравнивание профиля притока или приёмистости скважины; воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация , кислотная обработка); применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.). Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. ).