Ответы для экзамены РНМ. Экзаменационные вопросы Цели и задачи разработки нефтяных месторождений

• Название: Экзаменационные вопросы Цели и задачи разработки нефтяных месторождений
• Анкор: Ответы для экзамены РНМ
• Дата: 27.04.2022
• Размер: 3.81 Mb.
• Имя файла: Otvety_dlya_ekz_po_RNM.docx
• Тип: Экзаменационные вопросы; #501108
• страница: 2 из 6

Площадная система расположения скважин. Преимущества и недостатки.

Принципиальное отличие от рядных – строгое равенство в

числе добывающих скважин по отношению к

нагнетательной.

Недостатки
Площадные системы – жесткие, поэтому при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.
Достоинства

Площадными системами легче

регулировать выработку, легче анализировать

эффективность воздействия на скважины элемента

или на весь элемент с применением МУН и ОПЗ.

Примеры

Пятиточечная



Семиточечная


Девятиточечная

- отношение количества

нагнетательных скважин к добывающим.

11. 
    Варианты расположения скважин при площадных системах заводнения. Дать чертежи и найти в них соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин.
    

Пятиточечная



Семиточечная


Девятиточечная
- отношение количества

нагнетательных скважин к добывающим.

12. 
    Варианты расположения скважин при рядных системах заводнения. Дать чертежи и найти в них соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин.
    

Однорядная система

Трехрядная система


Пятирядная система

- отношение количества

нагнетательных скважин к добывающим.

13. 
    Плотность сетки скважин и ее влияние на величину нефтеизвлечения.
    

Плотность сетки скважин (griding), [га/скв], [м²/скв],

S – площадь нефтеносности объекта разработки;

n – общее количество скважин на объекте.

Плотность сетки (система расстановки):

Равномерная по площади, т.е. на каждую скважину

приходится одна и та же площадь.

Равномерная по запасам, т.е. на каждую скважину

приходится одно и то же количество извлекаемых

запасов.

Плотность сетки и еѐ влияние на величину

нефтеотдачи

• Только в однородном высокопроницаемом

пласте влияние плотности сетки несущественно

влияет на величину нефтеизвлечения.

• Чем выше неоднородность пласта, тем

значительнее влияние плотности сетки на

нефтеизвлечения.

14. 
    Технологические показатели разработки.
    

I группа (включает в себя основные показатели работы залежи):

• Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн.

• Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д.ед.

• Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих извлекаемых запасов), %.

• Накопленная добыча нефти

• Текущий КИН

• Конечный КИН

• Годовая добыча жидкости, в млн. тонн.

• Годовая добыча газа, млн. м3.

• Накопленная добыча газа, млрд. м3.

• Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн (жидкости), млн. м3(газа).

• Обводненность (доля воды в двухфазном потоке продукции), в % или д.ед.

• Компенсация отбора закачкой - это отношение закачанного объема

воды к объему отобранной жидкости.

II группа технологических показателей разработки

(включает основные показатели, связанные с

фондом скважин):

• Темп ввода скважин из бурения.

• Эксплуатационный фонд.

• Действующий эксплуатационный фонд.

• Количество добывающих и нагнетательных скважин.

• Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу,

приемистость нагнетательных скважин.

15. 
    Дать определение технологических показателей “темп отбора от НИЗ”,“темп отбора от ТИЗ”. Привести примеры.
    

Темп отбора от начальных извлекаемых запасов(НИЗ), в % или д.ед.



Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению годовой добычи нефти q_H(t) к извлекаемым запасам месторождения Nизвл

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.

Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих извлекаемых запасов), %. На последний год z = 100%.

Qн - накопленная добыча нефти
примеры 302–303 залежи Ромашкинского месторождения 

Рис. 2 Динамика среднегодовой обводненности добываемой продукции, темпа отбора от НИЗ, темпа отбора от ТИЗ

16. 
    Технологические показатели разработки, связанные с работой залежи.
    

I группа (включает в себя основные показатели работы залежи):

• Годовая добыча нефти (динамика годовой добычи), в тыс. тонн.

• Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), в % или д.ед.

• Темп отбора от остаточных извлекаемых запасов (текущих извлекаемых запасов), %.

• Накопленная добыча нефти

• Текущий КИН

• Конечный КИН

• Годовая добыча жидкости, в млн. тонн.

• Годовая добыча газа, млн. м3.

• Накопленная добыча газа, млрд. м3.

• Годовая и накопленная закачка рабочего агента, млн. тонн (жидкости), млн. м3(газа).

• Обводненность (доля воды в двухфазном потоке продукции), в % или д.ед.

• Компенсация отбора закачкой - это отношение закачанного объема

воды к объему отобранной жидкости.

17. 
    Технологические показатели разработки, связанные с фондом скважин.
    

II группа технологических показателей разработки

(включает основные показатели, связанные с

фондом скважин):

• Темп ввода скважин из бурения.

• Эксплуатационный фонд.

• Действующий эксплуатационный фонд.

• Количество добывающих и нагнетательных скважин.

• Средний дебит скважин по нефти, жидкости, газу,

приемистость нагнетательных скважин.

18. 
    Стадии разработки месторождений и их характеристика.
    

I этап – этап разбуривания и ввода нефтяного

месторождения в разработку. На этом этапе строится

инфраструктура промысла: система сбора, подготовки,

хранения продукции и т.д. На этом этапе самые большие

капитальные вложения.

II этап – выход месторождения на максимальную постоянную

добычу (плато). Это самая продуктивная часть периода

разработки месторождения. Незначительные затраты,

максимальная выручка.

III этап – резкое падение добычи и рост обводненности

продукции. Падение рентабельности добычи.

IV этап – этап плавного снижения добычи нефти или ее

стабилизации за счет применения МУН. Продолжительность

этого этапа чаще всего превышает продолжительность всех

трех предыдущих вместе взятых. Добыча может быть даже

сопоставима с добычей всех предыдущих этапов

(Ромашкинское месторождение). Рентабельность часто

минимальна, требуются налоговые стимулы для

продолжения разработки.

19. 
    Показатели ввода нефтяного месторождения в разработку.
    
    
20. 
    Интегральная формула для определения объемов добычи из нефтяного месторождения.
    

21. 
    КИН. Формула А.П. Крылова.
    

Коэффициент нефтеизвлечения
(коэффициент извлечения нефти - КИН) – отношение накопленной добычи нефти к еѐ начальным геологическим запасам (в % или д.ед.). Обе величины должны быть определены в одних условиях (либо в поверхностных, либо в пластовых).

• КИН=Vизвл/ Vгеол

Формула академика А. П. Крылова

Академик А.П. Крылов был одним из первых, кто предложил свести все

факторы, влияющие на величину нефтеотдачи в два коэффициента – коэффициент вытеснения и коэффициент охвата.

22. 
    Факторы, влияющие на КИН.
    

На КИН влияют многие факторы:
К основным геологофизическим факторам, напрямую влияющим на нефтеотдачу месторождения, относятся следующие:

• 
  Литологический состав коллектора;
  
• 
  Неоднородность пласта;
  
• 
  Проницаемость пород;
  
• 
  Нефтенасыщенная мощность;
  
• 
  Вязкость нефти и воды.
  

Технологические факторы
Наибольшим образом на величину коэффициента извлечения нефти влияют применяемые методы разработки, которые можно разделить на три категории:

• 
  Первичные – разработка месторождения, при которой выход нефти обеспечивается под естественным давлением;
  
• 
  Вторичные – закачка воды или газа для поддержания давления с целью обеспечения вытеснения нефти и повышения нефтеотдачи;
  
• 
  Третичные – к этим методам относятся все остальные, которые применяются для повышения нефтеотдачи после применения вторичных методов. ( тепловые, газовые, химические, физические и т.п.)
  

В том числе и экономические факторы

23. 
    Коэффициент вытеснения и факторы, влияющие на его величину.
    

Коэффициент вытеснения заключает в себе

факторы, связанные с механизмом извлечения

нефти из пласта (микроуровень – средний размер

пор для девонских отложений Ромашкинского

месторождения 20 мкм).


Vн.выт– это объем извлеченной

(вытесненной, в случае заводнения) из

пласта (чаще модели пласта) нефти;

Vн.вовл – запасы нефти, первоначально

находившиеся в объѐме пласта,

вовлеченного в разработку.

Коэффициент вытеснения – это функция, зависящая во времени, в частности, от фазовых проницаемостей.
Sн.ост– остаточная нефтенасыщенность;

• Sн.нач– начальная нефтенасыщенность;

• S₀– начальная водонасыщенность;

• S⁰– остаточная водонасыщенность.

Факторы, влияющие на величину коэффициента вытеснения (η_выт)

• Минералогический состав и литологическая микроструктура

пород и, как следствие, глинистость пород, распределение пор по

размерам, абсолютная и относительная проницаемости, параметры

микротрещинности пород, т.е. размеры блоков и трещин, отношения их

проницаемостей и т. д.

• Отношение вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей

нефть, или, в более общем случае, соотношение

подвижностей нефти и воды.

• Структурно-механические (неньютоновские) свойства

нефти и их зависимость от температурного режима

пластов.

• Тип смачиваемости пород водой и характера проявления

капиллярных сил в породах-коллекторах с различной

микроструктурой.

• Скорость вытеснения нефти водой (в случае заводнения и

некоторых естественных режимов).

24. 
    Коэффициент охвата. Факторы, влияющие на величину коэффициента охвата.
    

Коэффициент охвата - учитывает факторы,

влияющие на полноту вовлечения пласта в

разработку (макроуровень – средние толщины

пласта девонских отложений Ромашкинского

месторождения около 20 м).