Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 134
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта
Методы вскрытия продуктивных пластов
Разновидности оборудования для перфорирования
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
Общие сведения о поршневых насосах
1) обоснования системы размещения скважин, обеспечивающей наиболее полный охват процессом вытеснения нефти, т.е. полноценную выработку запасов; в процессе разработки условия меняются, а в соответствии с этим должна изменяться и система размещения скважин;
2) регулирования отборов жидкости и закачки воды по скважинам, с помощью которого достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти;
3) контроля за правильностью разработки. Основной задачей регулирования разработки является обеспечение равномерного продвижения контуров нефтеносности (параллельно их первоначальному положению) за счет бурения новых скважин, переноса фронта нагнетания воды, организации очагового и избирательного заводнения, изменения отборов жидкости и закачки воды в отдельные скважины или группы скважин, обработки прискважинных зон продуктивных пластов (ОЗП) и других мероприятий с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.
-
Технологические показатели разработки залежей нефти.
1.Добыча .Добыча жидкости Qж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. Единица измерения – т/сут*скв.
2.Обводненность - это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %:
3.Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный
4.Добыча газа Qг. 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.
5.Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.
Добывающие - предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.
Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.
Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования 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.
Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.
6.Темп отбора от НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти QH(t) к извлекаемым запасам месторождения
7.Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) – отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект.
8.Нефтеотдача Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки начальным запасам.
h =bвыт bохв зав . bохв выт где:
Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.
Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.
Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.
9.Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих - пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление.
10.Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.
11.Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.
Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих и нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты, реализацию за вычетом транспортных расходов и налогов, потребность в кредите, плату за кредит, возврат кредита.
- 1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 27
Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение.
Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффективность различных геолого-технических мероприятий на скважинах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти. По своей сущности характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, т.е. фактическим данным.
Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения, являются: ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для выбора способа прогноза; обработка фактического материала эксплуатации залежей; интегральный учет геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенностей разработки; простота применения данного метода прогноза. Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, т.е. без предварительного значения балансовых запасов нефти и проектного КИН, определение которых в отдельных случаях затруднено. При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные показатели по добыче нефти и воды должны выражаться в объемных единицах в пластовых условиях, так как характеристики вытеснения отображают процесс фильтрации водонефтяной смеси в пласте.
Характеристиками вытеснения называются статистические зависимости между фактическими величинами – Q*н, Q*в, Q*ж , W=Qв/Qн накопленными с начала разработки соответственно добычей нефти, воды, жидкости, водонефтяным фактором на ряд фиксированных дат t. Это так называемые интегральные показатели.
Текущие – qн, qв qж f (за месяц, квартал или год) – соответственно добыча нефти, воды, жидкости и обводненность продукции скважин – это дифференциальные показатели. Величины, обозначенные «звездочками», являются основными, все другие могут быть выведены из них, т.е. являются производными от основных. Исходные данные для построения характеристик вытеснения берутся из паспортов разработки объекта (или паспортов скважин, если строятся скважинные характеристики вытеснения).
Существует большое количество связей между характеристиками вытеснения. Это связано с необходимостью получения уравнений полностью или частично линейного вида для того, чтобы облегчить процедуру их экстраполяции на перспективный период, поскольку именно методом экстраполяции определяются прогнозные показатели разработки. Обилие связей объясняется еще и тем, что каждая из них дает различные результаты (например, при расчете остаточных извлекаемых запасов нефти), и для получения более или менее надежных прогнозных показателей их необходимо рассчитать по нескольким уравнениям, а затем принять осредненные величины. Наиболее широкое распространение получили следующие уравнения:
Г.С. Камбаров – Qж*Qн=f(Qж) ; А.М. Пирвердян – Qн=f(1/кореньQж)
Б.Ф. Сазонов – Qн=f(lnQж) (Qж/Qн)^2=f(Qж^2) М.И. Максимов – Qн=f(lnQв) С.Н. Назаров –Qв/Qн=f(Qв)
Характеристики вытеснения– кривые зависимости нефтеотдачи пласта от объема внедрившейся в залежь воды (по Д.А. Эфросту).
Характеристика вытеснения по нефтяной залежи отражает историю разработки нефтяной залежи, отчетливо показывая эффективность процесса вытеснения в любой момент разработки, и является очень удобной формой для изучения характера и особенностей обводнения нефтяной залежи.
Понятие характеристики процесса вытеснения несмешивающихся жидкостей для нефтяной залежи является более общим и широким понятием, чем, например, коэффициент нефтеотдачи. Такие известные параметры, как безводная и конечная нефтеотдача, представляют собой отдельные точки характеристики вытеснения, значение максимальной нефтеотдачи соответствует значению асимптоты характеристики вытеснения. Характеристика вытеснения показывает не только достигнутую нефтеотдачу по залежи, но и при каком расходе рабочего агента (воды) получена рассматриваемая нефтеотдача.
Также под характеристиками вытесненияпонимаются различные зависимости между величинами добываемого объема жидкости,нефти и воды. Один вид характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных параметров (интегральные характеристики). Другой - строится на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные).
К настоящему времени различными авторами предложено более 70 характеристик вытеснения. Все они условно подразделяются на две большие группы: кривые падения и обводнения
Первая группа