Раздел 2. Разработка нефтяных месторождений.(переделанный)
Раздел 2. Разработка нефтяных месторождений.(переделанный) 1
21) Основные понятия и определения. Классификация нефтяных месторождений по запасам 2
22) Ввод нефтяного месторождения в разработку. Основные этапы и их характеристика. 3
23) Выбор объекта разработки для многопластового нефтяного месторождения. 4
24) Определение и классификация системы разработки нефтяного месторождения 6
25) Система расстановки скважин, основные характеристики. 7
26)Режимы пластов. Определение и классификация. 9
27) Разработка нефтяного месторождения на режиме растворенного газа 11
28) Метод заводнения. Основные виды заводнения 12
29) Основные технологии метода заводнения 14
1) 14
30) Особенности проявления упруговодонапорного режима. Принципы Дюамеля 16
31) Виды проявления упругого режима. Определение упругого запаса пластовой системы 19
32) Нефтяной пласт с неограниченной водоносной системой. Основная формула упругого режима 21
21
22
33) Модель непоршневого вытеснения нефти водой. Уравнение неразрывности водной фазы 23
34) Плотность сетки скважин. Параметр Крылова. 29
35) Методики расчета технологических показателей разработки. Инженерные методы расчета 31
36) Режимы пластов. Определение и классификация. 37
37) Формула Крылова. Факторы, влияющие на величину нефтеотдачи.. 39
38) Понятие «модель вытеснения». Виды моделей.. 41
41
41
42
43
43
39) Основные характеристики законтурного и приконтурного заводнения. 44
40) Модели пластов, используемые для расчета технологических показателей. 47
41) Основные технологические показатели разработки нефтяного месторождения. 49
42) Классификация методов увеличения нефтеотдачи. 55
43) Классификация физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Основные характеристики. 56
44) Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Классификация. Технологии тепловых МУН. 58
45) Газовые методы увеличения нефтеотдачи. Классификация. Область применения. 59
21) Основные понятия и определения. Классификация нефтяных месторождений по запасам
Нефтяное месторождение – скопление жидких углеводородов в земной коре, приуроченное к одной, либо нескольким геологическим структурам.
Система разработки месторождения – комплекс инженерных решений, направленных на наиболее полное, рентабельное извлечение нефти из недр.
Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование(пласт, совокупность пластов, массив), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых осуществляется единой сеткой скважин.
Промышленные запасы – рентабельные объемы нефти, которые могут быть получены при реализации самостоятельной сетки скважин.
Классификация нефтяных месторождений по запасам:
1)Уникальные – запасы нефти более 300млн.т.
2)Крупные – запасы нефти 30-300млн.т.
3)Средние месторождения – запасы нефти 3-30млн.т.
4)Мелкие месторождения – запасы нефти 1-3млн.т.
5)Очень мелкие – запасы нефти меньше 1млн.т.
22) Ввод нефтяного месторождения в разработку. Основные этапы и их характеристика.
Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью,пластовые давления, температуры и др.
Весь период
разработки можно разделить условно на
четыре этапа (основных периода). Рис
1.Р
ис1.
Этапы разработки месторождения.
Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.
Характеричтики первой стадии разработки:
интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня;
- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от макс;
- резким снижением пластового давления;
- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);
- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн(около 10%).
Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет
Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными высокими уровнями годовых отборов нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Стадия характеризуется нарастанием обводненности продукции. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки, медленно снижающимися уровнями добычи нефти. Наблюдаются высокая обводненность продукции, постоянное уменьшение эксплуатационного фонда скважин.