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: 6 из 6

Статистические методы расчета технологических показателей разработки.

методы аналогий, которые основаны на применении

закономерностей, полученных в результате анализа

фактических данных по месторождениям, находящимся в

длительной разработке, на месторождениях, обладающими

сходными геолого-физическими условиями;

методы, использующие зависимости между параметрами,

полученными по математическим формулам;

методы, использующие геолого-физические параметры

залежей и полученные путем многофакторного анализа по

большому числу объектов значения параметров;

экстраполяционные методы, основанные на получении

зависимостей по фактическим данным за историю разработки

объекта и пролонгации данных зависимостей на перспективу

до конца разработки

68. 
    Методика расчета технологических показателей разработки с использованием характеристик вытеснения.
    

Рассмотрим теперь процесс вытеснения из слоистого пласта, распределение проницаемости по слоям которого задано законом f(k). Слои расположены по мере возрастания проницаемости, начиная снизу.

Пусть в некоторой слой толщины ∆h и проницаемости k поступает вода с расходом ∆q. Для этого слоя запишем уравнение (5.22):
. (5.23)
Можно записать уравнение (5.23) в дифференциальном виде:
. ( 5.24)

В первую очередь обводняются высокопроницаемые пропластки. Условно примем, что проницаемость слоев меняется от 0 до ∞.

Пусть к моменту t=t_* все слои с проницаемостью k≥k_* обводнились и из них, согласно модели поршневого вытеснения добывается только вода, а из слоев с проницаемостью 0≤k≤ k_* добывается нефть. Интегрируя (5.24) в соответствующих пределах, получим формулы для определения дебитов нефти и воды:

, (5.25)
. (5.26)
С помощью приведенных формул можно определить основные показатели разработки пласта. Расчеты необходимо вести в следующей последовательности:

1. 
   задать закон распределения проницаемости f(k), например, логарифмически нормальный закон распределения:
   

2. 
   задать время t*=1год
   
3. 
   по формуле (5.21) определить наименьшее значение проницаемости обводненных слоев k_* к концу первого года разработки.
   
4. 
   по формулам (5.25) и (5.26) определить дебит нефти и воды к концу первого года.
   
5. 
   повторить пп 2-4 на конец последующих годов, т.е. при t* =.2, 3, 4,…год.
   

В результате получим динамику изменения дебита нефти и воды во времени.

69. 
    Классификация, корректный выбор и оценка эффективности ГТМ с использованием характеристик вытеснения.
    

70. 
    Оценка технологической эффективности применения ГТМ. Выбор методов анализа технологической эффективности ГТМ.
    

Последовательность оценки

эффективности геолого-технологических

мероприятий с применением ХВ

• 1. Прежде всего, необходимо выбрать предысторию.

Критерием длительности служит максимальная

корреляция при максимально длительной

предыстории.

• 2. Далее, необходимо выбрать одну или несколько

ХВ. Коэффициенты, входящие в уравнения,

определяются, как правило, по методу наименьших

квадратов.

• 3. Затем осуществляется экстраполяция и расчѐт

технологического эффекта (если оценивается

эффективность ГТМ).


Расчѐт технологического эффекта от ГТМ с помощью ХВ


Оценка извлекаемых запасов с помощью ХВ

71. 
    Выбор участка для применения мероприятия. Идентификация добывающих скважин участка.
    

Идентификация добывающих скважин участка

• После того, как выбран и сформирован участок (в

более простом случае объект разработки),

подлежащий оценке эффективности применения на

нем МУН, одной из важнейших задач является

идентификация (выявление, распознавание)

добывающих скважин, реагирующих на закачку воды

в конкретную нагнетательную скважину опытного

участка.

• Предыстория опытного участка начинается только

после начала стабильной закачки воды, точнее,

после достижения компенсации отбора закачкой. На

практике начало предыстории (нулевой отсчет)

удобно брать с 1 января года, следующего после

года начала закачки воды.

• Предлагается в качестве отдельных вариантов

использовать "плавающий нуль", т.е. начало

предыстории брать не только с года после пуска под

закачку воды, но и с 2-х, 3-х, 4-х лет до начала

воздействия МУН, т.е. ближнюю предысторию, что

значительно сужает временной интервал

идентификации.

72. 
    Канонический подход к оценке пригодности участка для применения ГТМ.
    

• Основной задачей подготовительной работы по

определению технологической эффективности МУН

является оценка пригодности участка для

дальнейшего анализа.

• В качестве критерия пригодности участка для

дальнейшего анализа использовать монотонность

роста годовой обводненности продукции в период

ближней (непосредственно предшествующей

применению МУН) предыстории в течение 3-4 лет.

Если в период такой предыстории годовая

обводненность монотонно растет, участок пригоден

для анализа, если же годовая обводненность то

растет, то падает, необходимо найти скважину,

"виновную" в этом, и исключить ее из анализа.

• Если предыстория составляет 1-2 года, то можно

использовать значения обводненности с

осреднением по квартальным или полугодовым

значениям. В качестве дополнительных критериев

можно использовать относительную стабильность

годовой добычи жидкости (±50%) в период ближней

предыстории, а также величину годовой компенсации

отбора жидкости закачкой воды, которая должна

быть больше единицы, за исключением случаев,

когда нагнетательная скважина анализируемого

участка является акцептором химпродукта, а его

оторочку продвигает по пласту, в основном, вода,

закачиваемая в другую нагнетательную скважину

(односторонний участок).

• При разработке трещинных или трещинно - поровых

коллекторов предлагается использовать

характеристики вытеснения первой группы.

• Очевидно требование, чтобы в добывающих

скважинах работали те же пласты, в которые

производится закачка воды в нагнетательную

скважину участка.

• В период предыстории и истории анализируемого

периода необходимо использовать одни и те же

добывающие скважины.

73. 
    Цели управления разработкой месторождения. Информационная база и инструментарий управления процессом разработки.
    

Цели управления разработкой месторождения

• Управление разработкой месторождений - активно развиваю-щееся научно-практическое направление, интегрирующее в

себе последние достижения как в технике и технологии

исследований пластов и скважин, методов воздействия на

пласты и добычи нефти из скважин, так и информационные

технологии.

• Под управлением разработкой следует понимать

интегрированный комплекс методов определения, контроля

и поддержания оптимального технологического,

экологического и экономического режима разработки

месторождения, максимально соответствующего проектным

показателям. Этот комплекс может быть распределен на ряд

последовательных элементов процесса управления.

• По каждому элементу процесса управления существует соответствующий инструментарий. В современном

интегрированном виде процесс управления базируется на

следующем комплексе программных, аппаратно-технических

и технологических решений. Он включает в себя:

• средства информационной поддержки: источники получения

и передачи информации, базы данных;

• коммуникации для сбора и передачи информации и управленческих решений;

• средства анализа и выработки (принятия) управленческого

решения;

• технические устройства исполнения решения.

Информационная база и инструментарий управления процессом разработки.

На различных стадиях изучения геологического строения

залежей и пластовых флюидов, а также в ходе обустройства и

разработки месторождения формируются определенные

элементы информационной поддержки процессом

управления.

• Последовательность накопления, преобразования и

структурирования информационных ресурсов по стадиям

изученности месторождения следующая:

• 1. Стадия геофизического изучения сейсмическими методами.

• 2. Стадия геолого-разведочного бурения.

• 3. Стадия определения запасов.

• 4. Этапы проектирования разработки месторождения.

• 5. Интегрированное проектирование.

74. 
    Уровни управления процессом разработки. Практическая реализация процессов управления разработкой месторождения.
    

Уровни управления процессом разработки.

В современной международной терминологии для

идентификации уровней управления объектами разработки

широко используется следующая характеристика (градация)

технических средств и технологий, включающих средства

информационных технологий:

• intelligent well («интеллектуальная» скважина);

• intelligent field («интеллектуальное», или digital field - «циф

ровое» месторождение, как вариант, более приемлемый для

русского языка, e-field —«электронное» месторождение);

• smart field («высокотехнологичное» месторождение).

Практическая реализация процессов управления разработкой месторождения.

• По организационной структуре управления нефтедобывающим

производством чаще всего осуществляется диспетчеризация по

эксплуатационным характеристикам скважин по цепочке: скважина

- цех - НГДУ - компания - центральное диспетчерское управление

топливно-энергетического комплекса Министерства энергетики РФ .

• Принятие решения по уровням организационной структуры

нефтяной компании чаще всего осуществляется по схеме: ограничить добычу (остановить скважины), увеличить добычу или

подать дополнительные объемы нефти из товарных парков, перераспределить потоки нефти по системе промысловых нефтепроводов.

• По объектам разработки управление ведется на основе проектных

решений по разработке месторождений (группы месторождений).

В настоящее время начато использование постоянно действующих

геолого-технологических моделей для выдачи управляющих

решений для различных уровней по цепочке: месторождение

(группа месторождений) - элемент разработки -нагнетательные и

добывающие скважины.
ЗАДАЧИ

1.С начала разработки с месторождения отобрано Qн(t)= 200 тыс.т. нефти, что соответствует 5% от НИЗ. КИНтекущий = 0,02. Что можно определить по этим данным и вычислить их?

N(геол)=Qн(t)/КИНтекущ=200/0.02=10 млн.т.

N(извл)=(Qн(t)*100%)/НИЗ=(200*100)/5=4 млн.т.

Конечный КИН= N(извл)/ N(геол)= 4 млн.т./ 10 млн.т.=0,4

ТИЗ=Nизвл-Qн(t)= 4 млн.т. - 200 тыс.т. = 3 800 000 тонн

2. За год отобрано qн= 20 тыс.т нефти, что соответствует 2,5% от НИЗ, обводненность составила B= 15%, КИНконечный = 45%. Что можно определить и вычислить ?

КИНконеч= Nизвл/Nгеол

Nизвл= (100*20 тыс.т)/ 2,5% = 800*10^3

Nгеол= Nизвл/КИНконеч= 800*10^3/0,45=1,78*10^6

= 20*10^3/800*10^3=0,025

qв= qн*B/(1-B)= (20*10^3*0,15)/0,85= 3,5 тыс. тонн
3. Определить коэф. вытеснения n(выт), если известно, что начальная водонасыщенность S₀=0,2 ,а остаточная (макс) водонасыщенность S⁰=0,8.


S(н.нач)=1-S₀=1-0,2=0,8

S(н.ост)= 1-S⁰=1-0,8=0,2

n(выт)=1-Sн.ост/Sн.нач=1-0,2/0,8=0,75


4. Определить коэф. охвата n (охв), если известно: обьем пласта вовлеченного в процесс разработки равен Vпл.вовл= 1000м^3, площадь нефтеносности Vпл= 100м^3,толщина пласта h= 15м.

n (охв)=Vпл.вовл/(Vпл*h)=1000/(100*15)=0,67

5. Определить коэф. нефтеизвлечения: если известно коэф. вытеснения 0,5 а коэф. сетки 0,7 коэф. заводнения 0,9.

КИН=n(выт)*n(зав)*n(с)=0,5*0,7*0,9=0,315

6. Определить темп отбора от НИЗ и ТИЗ, если годовая добыча q_H(t) = 100 тыс.т ,конечный НИЗ Nизвл =10 млн.т ,накопленная добыча нефти Qн =500 тыс.т.

НИЗ



НИЗ= 100*10^3/10^7=0.01*100%=1%

ТИЗ



ТИЗ= 100*10^3/(10^7-500*10^3)*100%=0.0105*100%=1,05%

q_H(t) - годовая добыча нефти

Nизвл – извлекаемые запасы месторождения

Qн - накопленная добыча нефти

7. Дать определение текущей обводненности, если добыча нефти 120 тыс.т., добыча воды 150 тыс.т.

qж=qв+qн=120+150=270 тыс т

B=qв/qж=150/270=0,56 дол.ед =56%

8,9. Определить скорость фильтрации v (8) и (9) расход жидкости Q (дополнительно дано площадь фильтрации F= 3 тыс.м^2) Общее дано: дин.вязкость μ= 5 мПа*с, перепад давления ∆p=2 МПа, проницаемость k=0,3 мкм^2, длина пористой среды L=10 м.

8) Определить скорость фильтрации

w=k*∆p/(μ*L)

9) Определить расход жидкости

Q=F*k*∆p/(μ*L)=3000*0,3*10^-12*2*10^6/(5*10^-3*10)=0.036 м³/cут
10. Определить дебит Q по формуле Дюпии, радиус контура питания Rк= 500м, радиус скважины rc= 0,1м, пластовое давление pпл= 10 МПа, давление на забое pзаб.= 8 МПа, толщина пласта h= 15м, вязкость μ= 5мПа*с, проницаемость k= 0,5 мкм^2.


Q= 2*3,14*0,5*10^-12*15*(10*10^6-8*10^6)/(5*10^-3*ln(500/0,1)=0,002212 м³/c (*86400)

= 191,1 м³/cут

11. Модель Бакли-Леверетта начертить характерные точки в функции Бакли-Леверетта, если нач. водонасыщенность S₀=0,18. макс. водонасыщенность S⁰=0,82. Определить насыщенность на фронте вытеснения.



Находим по графику Sf.

Sf=0,55
12. Методика ТАТНИПИнефть, определить амплитудный дебит ,если известно след.показатели: функция относительной производительности скв ф=0,1 дол.ед, коэф.эксплуатации Kэкспл= 0,95. число скважин n= 105, перепад давления ∆p=5МПа, коэф. продуктивности kср= 0,78 т/сут*Па.
*n*Kэкспл
q₀=365*0,78*5*10^6*0,1*105*0,95=14 199 412,5 тонн