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

-Уровни, темпы и динамика  добычи нефти, газа и жидкости  из пласта

- Вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением вопросы, связанны с особенностями применения метода повышения нефтеотдачи комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин

- Требования к системам  потдерживания пластового давления  качеству испол.агентов

- Требования к системам  сбора и промысловой подготовки  прод.скв

- Требования и рекомендации  к конструк.скв. и производству  буровых работ, методам вскрытия  пластов и освоения скв

- Спец. мероприятия по  охране недр и окр.среде при  бурении и эксплюскв.технике безопасности

Проектирование  разраб.месторождений  осуществляется путем построения и  технико – экономического анализа  большого числа различных вариантов  месторождений.Эти варианты могут  отличаться выбором экспл.объектов, способами агентов. Системами совмещения скв.режимами и способами их экспл.уровнями и продолжительности стабильной добычи нефти. Из этих вариантов выбирают не менее 3-х вариантов для этих схем и 2-х для проекта разработки. За тем расчитывается технологические – экономические показатели на весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант путем сопоставления технико – экономических показателей расчетных вариантов.

 

 

9.  Анализ разработки нефтяных и газовых месторождений.

В результате анализа  должны быть вскрыты главные тенденции развития явл. в залежи, причины сформир. в течении процесса и обоснов. методы его регулир.

Главная задача анализа  разраб. – это составл. фактических показателей с данными проекта либо с данными предыдущего анализа, выяснение причин изм. каждого показателя, уст. взаимосвязи и влияние основн. факторов.

Причинами отклон. фактич. показателей от проектных может быть вызвана неправильными исходными данными проекта, невыполн. проектных решений(режим раб. скв. , темп добычи нефти и закачки воды) допущ. расчётной методики.

При водонапорном режиме анализ процесса разраб. может вкл. след. задачи:

- Анализ геологич. модели месторож: уточнения геолог. строения месторож., свойств коллектора и флюидов.

- Анализ технолог. показателей разработки: динамика добычи нефти и газа; динамика энергетического состояния месторождения; динамика состояния обводнённости местор; динамика состояния выработки запасов нефти.

- Анализ состояния  техники добычи: фонда скв. по способом экспл.(разбивка скв. на группу по наиболее рациональн. способу); применяемых методов обработки призабойной зоны; применяемых способов технологии и техники экспл. скв. и состояния наземного и подземн. оборуд.; система сбора, подготовки и транспортир. нефти и попутной воды; система диспечеризации и автоматизации контроля и управл. работой оборуд. и процесса добычи.

- Анализ экономич. показателей: себестоимости, капитальных вложений, производительности труда, рентабельности предприятия.

Заключ. частью анализа  разраб. явл. прогноз процесса разраб. связаны с предсказанием течения технологич. процессов в будущем как при неизм. усл. так и провед. работ по регулированию

                                                                           

10. Контроль и регулирование разработки.

Контроль процесса разработки это сбор, обработка и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. Задачей контроля является обеспечение высокого качества первичной информации.Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений. Для определения объема информации и повышения ее точности используют методы математической статистики, теории случайных чисел и др. А также качество информации и надежность принимаемых решений повысилась  при вводе автоматизированной системы сбора и обработки информации как подсистемы автоматизированной системы управления технологическим процессом(АСУ ТП).

Задачами контроля является подготовка исходных данных для составления проекта разработки в начальный период эксплуатации. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разработки и методов его регулирования. Можно привести пример нескольких частных задач: контроль выработки запасов, контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования, контроль осложняющих условий добычи нефти, контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи.

Регулирование разработки это целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений с целью повышения технологических и экономических показателей разработки и достижения их максимума.

Регулирование проводят на основе таких критериев: технологические -максимальный дебит, максимальное количество добытой нефти, минимальный объем  добываемой и закачиваемой воды и  др; экономические - минимум затрат и максимум нефтеотдачи.

Две группы по признаку изменения  системы воздействия(по Баишеву):1) без  изменения системы воздействия  и добуривания новых скважин(воздействие  на призабойную зону пласта, изменение  технологических режимов работы скважины).2)частичное и полное изменение и добуривание новых скважин.

Задачи регулирования  на стадиях разработки скважины.

1)увеличение продуктивности  скважины, выравнивание и расширение  профиля притока нефти.2)Обеспечение  возможно длительного периода  стабильной добычи нефти.3)замедление темпов падения добычи нефти и обеспечение заданной добычи при меньших объемах воды.4)дренирование невыработанных пропластков и участков залежи.

Также существуют некоторые  технологические, технические, планово-экономические  ограничения.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

11.  Методы прогнозирования показателей разработки.

Под прогнозированием понимается установление заключения о предстоящем  развитии, т. е. предсказание о течении  технологического процесса разработки в будущем. Следовательно к методам  прогнозирования относят все методы моделирования процесса разработки. Различают краткосрочное или текущее (до 3 лет) и перспективное или долгосрочное (на 5, 10, 15, 20 и более лет) прогнозирования. Статистическое прогнозирование становится важным разделом теории проектирования и анализа разработки нефтяных месторождений, особенно на поздней стадии. В нефтепромысловой практике в основном проводится прогноз текущей и накопленной добычи нефти и жидкости, обводненности продукции и коэф. нефтеотдачи, а также определение начальных извлекаемых запасов нефти.

Статистические методы прогноза можно разделить на три  группы:

-основанные на выявление  закономерностей, полученных в  результате анализа фактических  данных по одним месторождениям, и на прогнозирование показателей  разработки по новым, другим, в некоторой степени аналогичным месторождениям (методы экстраполяции на другие месторождения);

-основанные на исследовании  заводненных зон пласта (объемные  методы)

-использующие зависимость одних  технологических показателей от  других (методы взаимосвязи технологических показателей).

При водонапорном режиме фактор времени  представлен обычно накопленной  добычей жидкости, поэтому методы прогнозирования основаны на построение 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 настоящее время известно много методов построения характеристик вытеснения. Часть из них основана на обработке только лишь промыслового материала, другая часть имеет теоретическое обоснование. Большее предпочтение следует уделять теоретически обоснованным методам.

 

12. Факторы, повышающие нефтеотдачу пластов.

Коэф.вытеснения нефти  водой зависит от след. факторов:

- минералогического состава и  литологической микроструктуры  пород-коллекторов нефти(глинистости пород), распределение пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, микротрещин;

- отношение вязкости нефти к  вязкости воды, вытесняющей нефть;

- структурно-механических (неньютоновских) св-в нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

- смачиваемости пород водой  и характера проявления капиллярных  сил в породах-коллекторах с  различной микроструктурой;

- скорости выетснения нефти  водой.

Коэф.охвата пластов зависит от след. факторов:

- физ. св-ва и геол. неоднородность  разрабатываемого пласта в целом;

- параметр системы разработки  месторождений;

- использование ННС, применение  гидравлического разрыва пласта, давления на забоях нагнетательных  и добывающих скважин;

- применение методов воздействия на ПЗП;

- применение способов и технических  средств эксплуатации;

- применение методов управления  процессов разработки путем частичного  изменения процессов разработки  или без изменения системы  разработки месторождения.

 

13. Классификация методов повышения нефтеотдачи пластов.

Гидродинамические методы – циклическое заводнение, изменение  направлений фильтрационных потоков, создание высоких давлений нагнетания, форсированный отбор жидкости, а  также методы воздействия на призабойную  зону пласта;

Физико-химические методы – заводнение с применением активных примесей (поверхностно-активных веществ, полимеров, щелочи, серной кислоты, диоксида углерода, мицеллярных растворов);

Газовые методы – водогазовое  циклическое воздействие, вытеснение нефти газом высокого давления;

Тепловые методы –  вытеснение нефти теплоносителями (горячей водой, паром), пароциклическая  обработка, внутрипластовое горение, использование воды как терморастворителя  нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

14. Условия и критерии применимости методов ПНП

Применимость методов повышения  нефтеотдачи пластов определяется геолого-физическими условиями.

Таблица 1. Основные критерии для применения тепловых методов повышения нефтеотдачи.

Таблица 2. Основные критерии для применения физико-химических и  газовых методов повышения нефтеотдачи.

Для месторождений с  маловязкими нефтями, разрабатываемых  с использованием заводнения, к наиболее перспективным можно отнести  следующие методы: гидродинамические, применение диоксида углерода, водогазовых смесей, мицеллярных растворов, а для месторождений с высоковязкими нефтями – использование пара; внутрипластовое горение. Остальные методы будут применяться в основном для интенсификации добычи нефти и регулирования процесса разработки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

15. Гидродинамические методы ПНП при заводнении

Назначение гидродинамических  методов – увеличение коэффициента охвата малопроницаемых нефтенасыщенных  объемов пласта вытесняющей водой путем оптимизации режимов нагнетания и отбора жидкости при заданной сетке скважин и порядке их ввода в работу.

Циклическое заводнение

Технология его заключается  в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывном  или периодической добыче жидкости из залежи. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращения закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них.

Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с  обычным заводнением следующие:

1. наличие слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов;
2. высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышения нефтеотдачи составляет 5-6 % и более, тогда как на поздней – лишь 1 – 1,5%);
3. технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов);
4. возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания и отбора объем закачки должен увеличится в 2 раза, а в полупериод снижения давления – сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин).

Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Изменение направлений фильтрационных потоков.

Технология метода заключается  в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится в другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90 гр. Физическая сущность процесса состоит в следующем. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности).