Шпаргалка по: "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

1. Понятие “Разработка н. и г. месторождений”.

РНГМ – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющий объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с  целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скв.; число резервных скв.; управление разработкой месторождения, охрану недр и окруж. среды.

 

2. Залежи и месторождения нефти и газа.

Залежь – единичное скопление нефти и газа в кол-ве достаточной для промыш. разработки.

Нефтяные и газ. местор. – это скопление углеводородов  в земной коре приуроченные к одной  или нескольким локализованным геологическим  структурам, т.е структурам находящимся  вблизи одного и того же географ. пункта.

Классиф. местор. нефти и газа:

1)по фазовому состоянию: однофазные – нефтяные залежи приуроченные к пластам-коллекторам содерж. нефть насыщенную в различной степени газом. Однофазные: нефтяные и газовые местор. или с газоконденсатной шапкой(75-25%); газо- или газоконденсатнонефтяные(60-40%); нефтегазовые или нефтегазоконденсатные(40-60%); газовые или газоконденсатные оторчкой(75-25%).

       2)по  объёму запасов:

 

Величина запасов	Нефтяные местор. млн.т	Газовые местор. млрд.м
Уникальные	более 300	более 500
Крупные	30 – 300	30 – 500
Средние	10 – 30	10 – 30
Мелкие	менее 10	менее 10

Пористость, проницаемость горных пород, фазовая проницаемость. Свойства нефти и газа: плотность, вязкость и их изменение с давлением и температурой

3 Вида пористости:

1.общая пористость  вкл. В себя все абсолютно  все поры г.п.

2.открытая пористость  хар. сообщающиеся поры, которые  могут поглощать жидкость или  газ.

3.под эффективной пористостью  нефтенасыщенных и газонасыщенных  пород понимается объем проточных  пор через которые возможно движение жидкостей и газов при градиентах давления.

Коэффициент полной или  абсолютной пористости – отношение  объема пор к видимому объему

m=Vпор /Vобр

Сверхакипялные поры – больше 0,5мм

Капилярные – от 0,5 до 0,0002мм

Субкопилярные – меньше 0,0002мм

Общая(абсолютная) проницаемость  – проницаемость которая хар. только физ. свойства породы. Фактически это проницаемость пористой среды  которая определена при наличии  в ней лишь одного какой – либо фазы

Эффективная проницаемость  принято понимать проницаемость пород для какой – то одной жидкости или газа при движении в них многофазных систем.

Относительной проницаемости  пористой среды наз – ся отношении  эффективной проницаемости этой среды к абсолютной ее проницаемости  выраженное в процентах или долях едениц.

Плотность – ед.массы  заключенная в ед.объема

ρ=m/V 

При увел.температуры  плотность уменьшается, при увеличении давлении плотность понижается

Вязкость – свойство реальных жидкостей оказывать сопротивлении  сдвигающих кассательных усилиями

U = µ/ρ

Введем след.допущения:

- пласт круговой формы  в центре которого расположена  единственная совершенная скв

- пласт однородный  и изотропный постоянной толщены

- процесс течения флюида  изотермический

-давление жидкости  в пласте плоскорадиальный и соот.закону Дарси

 

4. Приток жидкости к скважине. Формула Дюпюи.

ФОРМУЛА ДЮПЮИ - определяет дебит гидродинамически совершенной  скважины при плоско-радиальном подтоке  к ней однородной несжимаемой  жидкости в условиях напорного режима и линейного закона фильтрации

 
где k-коэффициент проницаемости, дарси; h - мощность пласта, см; Рк и Рс-давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс-радиусы контура питания  и скважины, см; μ - вязкость жидкости, сантипуазы; Qr - дебит скважины, см3/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

5.  Объект и система разработки. Характеристики систем разработки.

Объект разработки - это  искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое  образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин.

Основ особенности ОР – наличие  в нем промыш запасов Н определенная, присущая данному объекту группа скв, при помощи к-х он разраб-ся.

Факторы, влияющие на выбор ОР: 1. Геолого-физ  св-ва пород-коллект. 2. Физ-хим св-ва Н и Г. 3. Фазовое сост у/в и  режим пластов. 4. Условия управления процессом РНМ. 5. Техника и технология эксплуатации скв.

Влияние кажд из перечисленных факторов на выбор ОР д.б. сначала подвергнуто технологич и технико-эк анализу и только потом можно принимать решение о выделении ОР.

Сис-ма разработки – комплекс решений  по выбору технол эксплуатации ОР, определ  схемы размещения скв, а также плотности сетки скв.

Хар-ки сис-м разраб: 1. Параметр плотности  сетки скважин Sc, равный площади  нефтеносности, приходящейся на одну скв, независимо от того, является скв добывающей или нагнетательной.

Sc=Sn, где n – число  скв. Размерность = м2/скв. 

2. Параметр А.П. Крылова  Nкр, равный отношению извлекаемых  запасов нефти N к общему числу  скважин на месторождении:

Nкр=Nn, Размерность = тонн/скв.

3. Параметр ω, равный  отношению числа нагнетательных  скв к числу добывающих скважин:

ω=nнnд, безразмерный.

4. Параметр ωр, равный  отношению числа резервных скв,  бурящихся дополнительно к основному  фонду скв на месторожд, к  общему числу скважин. 

ωр=nрn, безразмерный.

 

6.  Режимы работы Н и Г пластов. Основ показатели разраб местор. Стадии разраб местор.

Режим раб залежи – преоблад вида пластовой энергии в процессе разраб.

1. Упруг режим —  приток нефти из порист среды  происходит за счет упругого  расширения жидкости (нефти), а также  уменьшения объема пор со снижением  пласт давления вследствие деформации  породы.

2. Водонапорный - с момента начала распространения депрессионной воронки за пределы ВНК в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин.

3. Реж растворенного  газа - обусловлен проявлением энергии  расширения растворенного в нефти газа при снижении давления ниже давления насыщения. Снижение давления ниже значения Рнас, сопровождается выделением из нефти ранее растворенного в ней газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин. Часть пузырьков газа всплывает, накапливаясь в своде структуры и образуя газовую шапку.

4. Газонапорный - связан  с преимущественным проявлением  энергии расширения сжатого свободного  газа газовой шапки. 

В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают 2 вида:

1) упругий - в результате  снижения давления на ГНК вследствие  отбора нефти начинается расширение  объема свободного газа газовой  шапки и вытеснение им нефти.

2) жесткий отличается  тем, что давление в газовой  шапке в процессе отбора нефти остается постоянным.

5. Гравитационный - начинает  проявляться, когда действует  только потенциальная энергия  напора нефти (гравитационные  силы), а остальные энергии истощились. Разновидности: 

1) с перемещающимся  контуром нефтеносности, при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части;

2) с неподвижным контуром  нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти  находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта.

Процесс РНМ можно  условно разделить на стадии:

1. Когда происходят  разбуривание, обустройство месторождения,  ввод скважин и промысловых  сооружений в эксплуатацию, добыча  нефти растет, что обусловлено  в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения.

2. Макс добыча нефти.  Задача: дольше сохранить этот  период.

3. Резкое падение добычи  и значительным ростом обводненности  продукции скважин. 

4. Постепенное падение  добычи нефти, высокая обводненность

продукции скважин и  неуклонное ее нарастание – поздняя  или завершающая стадия.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7.  Моделирование разработки месторождений. Модели пластов. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным характеристики вытеснения.

Моделирование, и как результат, модель процесса обеспечивают возможность при сравнительно небольших затратах в короткие сроки многократно (многовариантно) «проиграть» медленно протекающие процессы разработки в различных технологических условиях и тем самым выбрать рациональную технологию. При создании моделей процесса разработки нефтяных месторождений моделируют геолого- физические свойства пласта, его геометрическую форму, флюиды и процесс извлечения нефти и газа из недр.

Различают физическое и математическое моделирования. При физическом моделировании на модели, представляющей по существу натурный или масштабно уменьшенный образец оригинала (лабораторную, пилотную установки), воспроизводят и исследуют процессы, качественно одинаковые с процессами, протекающими, в реальном объекте.

Математическое моделирование заключается в исследовании процессов путем построения и решения системы математических уравнений, относящихся к собственно процессу и краевым условиям. Математическая модель основана на упрощении (идеализации) сложного реального процесса.

Системы математических уравнений решают аналоговым и вычислительным методами. Аналоговый метод математического моделирования базируется на подобии явлений и процессов различной физической природы, т. е. на широкой физической аналогии.

Вычислительные методы подразделяются на аналитические, численные и статистические.

Модель пласта — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модели пластов подразделяются на детерминированные и вероятностно-статистические.

Детерминированные или адресные модели, это такие модели, в которых стремятся воспроизвести как можно точнее фактическое строение и свойства пластов, т.е. стремятся получить как бы «фотографию» пласта. Практическое применение возможно только с использованием ЭВМ и применением математического метода конечных разностей.

Вероятностно-статистические модели  не отражают детальные особенности строения и свойств пластов. При их построении реальный пласт заменяется гипотети-ческим пластом, имеющим также же вероятностно-статистические характеристики, что и реальный.

Одна из первых моделей  пласта — модель однородного по параметрам пласта. Она реализует гипотезу об однородности пласта как по площади, так и по вертикальному разрезу залежи. Главные параметры модели — это абсолютная проницаемость, пористость, нефтенасыщенность и эффективная толщина. Модель слоисто-неоднородного пласта включает в себя серию (два или более) пропластков (слоев) разной проницаемости, которые либо разделены практически непроницаемыми тонкими пропластками, либо гидродинамически свободно сообщаются между собой, либо частично сообщаются между собой. Модели трещиноватых и трещиновато-пористых пластов. В этих моделях соответственно непроницаемый и проницаемый однородные пласты рассекаются трещинами на блоки (матрицы) породы.

При водонапорном режиме фактор времени представлен обычно накопленной добычей жидкости, поэтому  методы прогнозирования основаны на построении характеристик вытеснения нефти водой. Под характеристиками вытеснения понимаются зависимости накопленной добычи нефти по рассматриваемому объекту от накопленной добычи жидкости или воды (при различных возможных модификациях координат в зависимостях).Экстраполяция построенной по фактическим данным эксплуатации характеристики вытеснения позволяет прогнозировать процесс обводнения и нефтеотдачи на будущий период. В настоящеее время известно много методов построения характеристик вытеснения. Часть из них основана на обработке только лишь промыслового материала, другая часть имеет теоретическое обоснование. Естественно, что большее предпочтение следует уделять теоретически обоснованным методам.

 

8. Основы проектирования РНМ

- Выделение экспл.объектов и порядок ввода их в разраб.,выбор систем разработок

- Способы и режимы  экспл.,скв.выбор устьевого и внутрискваженного  оборудования мероприятия по  предупреждению и борьбе с  осложнениями при экспл.скв