Дисциплина 1
Разработка нефтяных месторождений.
1. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.
Система разработки - это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом.
Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах.
Параметры системы разработки:
1)Параметр плотности сетки скважин
2)Удельный извлекаемый запас нефти отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.
3) Параметр— отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин
4).Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда
|
2.Стадии разработки залежей нефти.
I - нарастающая добыча нефти;
II - стабилизация добычи нефти;
III - падающая добыча нефти;
IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.
|
3.Режимы разработки нефтяных месторождений.
1. Водонапорный режим – движение нефти в пласте к скважинам напором краевой воды
2. Газонапорный режим –движение нефти за счет напора расширяющегося газа
3.Режим растворенного газа- выделение пузырьков газа из нефти расширяясь вытесняют нефть из пласта.
4.Упругий режим– за счет упругого расширения горных пород
5. Гравитационный режим-нефть движется по пласту к забоям скважин под действием силы тяжести.
6. Смешанный режим –одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии.
|
4.Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки.
Плотность сетки скважин - отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин
От принятой сетки размещения скважин зависит годовая добыча нефти, жидкости, темпы их отбора; срок разработки месторождения, конечная нефтеотдача (КИН), скорость обводнения продукции скважин, динамика пластового давления и другие показатели.
Определяющими факторами при выборе плотности сетки скважин являются проницаемость пласта и вязкость нефти. При низкой проницаемости выбирается более плотная сетка скважин.
При более плотной сетке скважин наблюдается, с одной стороны, повышение таких показателей, как годовые отборы нефти, жидкости, темпы их отбора, уменьшение продолжительности времени разработки и повышение КИН, с другой стороны – более быстрое обводнение продукции скважин и, самое главное, увеличение стоимости проекта.
|
6. Системы разработки многопластовых залежей.
Существуют три системы разработки многопластового нефтяного месторождения:
- система разработки «снизу вверх», при которой нефтяные пласты (залежи) вводятся в разработку последовательно,начиная с нижнего. причем тот пласт, с которого начинают разработку
- система разработки «сверху вниз», при которой пласты вводятся в разработку: каждый нижележащий после разработки вышележащего.
- система одновременной разработки двух и более пластов (залежей) предусматривает, что каждый из пластов разбуривается одновременно отдельной сеткой скважин
|
7.Порядок проектирования разработки месторождений. Назначение проектных документов.
На начальном этапе сведения о месторождении получают по данным разведочных скважин и сейсморазведочных работ. Технологическими проектными документами являются:
1)Проект пробной эксплуатации- уточнение имеющихся и получении дополнительной информации для подсчета запасов УВ, добычи нефти, газоконденсата.
2)Технологическая схема опытно-промышленной разработки(ОПР) - испытания новой техники и технологической разработки, а так же ранее известных технологий, в новых геолого-промысловых условиях.
3)Технологическая схема разработки - проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты.
4)Проект разработки основной проектный документ. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения.Характеризуется большой глубиной проработки отдельных вопросов.
5)Уточненные проекты разработки составляются на поздней после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки
6)Анализ разработки
|
5.Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления.
1.Законтурное заводнение – нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности.
2. Приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи
3. Внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей:блоковое,осевое,центральное,кольцевое.
4.Очаговое и избирательное заводнение - для усиления воздействия на слабо выработанные участки залежи;
5. Барьерное заводнение - применяется для изоляции газовой шапки от нефтяной части залежи.
6. Площадное заводнение - нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности, установленной проектным документом на разработку.
|
9.Регулирование разработки нефтяных залежей.
Регулирование разработки нефтяных залежей-мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным.
Методы регулирования
1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
2 Поинтервальное воздействие на ПЗС с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта
3. Увеличение давления нагнетания в скважинах.
4. Применение пакерного оборудования.
5. Циклическое воздействие на пласт
|
8.Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений.
Осущ-ся в целях:
а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;
б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.
Контроль включает в себя следующие методы:
1.Промысловые методы контроля -контроль за динамикой.
2.Геофизические -за работающими интервалами, за источниками обводнения, тех.состоянием скважин.
3.Гидродинамические- за динамикой к-тов продуктивности
4.Физико-химические-определение источников обводнения.
|
10.Технологические показатели разработки залежей нефти.
- 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 нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный);
-дебиты скважин по нефти и по жидкости;
-приемистость скважин;
-динамика пластового давления,
-объемы бурения,
-ввод скважин добывающих и нагнетательных,
-вывод скважин из эксплуатации и др.
|
12.Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях
– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод добывающих скважин из эксплуатации;
– в добывающей продукции большую часть занимает вода (обводненность доходит до 60–70 %), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды (98–99 %);
– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти;
– замедление темпов снижения добычи нефти;
– проведение мероприятий по сокращению добычи воды;
– изменение технологических режимов работы скважин;
| |
Скачать 81.22 Kb.