- •Раздел 2. Разработка нефтяных месторождений.(переделанный)
- •Раздел 2. Разработка нефтяных месторождений.(переделанный) 1
- •21) Основные понятия и определения. Классификация нефтяных месторождений по запасам
- •22) Ввод нефтяного месторождения в разработку. Основные этапы и их характеристика.
- •23) Выбор объекта разработки для многопластового нефтяного месторождения.
- •1 Группа: Геолого-промысловые:
- •2 Группа: Гидродинамические факторы:
- •3 Группа: Технические факторы:
- •4 Группа: Технологические факторы:
- •5 Группа: Экономические факторы:
- •24) Определение и классификация системы разработки нефтяного месторождения
- •25) Система расстановки скважин, основные характеристики.
- •Режимы пластов. Определение и классификация.
- •27)Разработка нефтяного месторождения на режиме растворенного газа
- •28) Метод заводнения. Основные виды заводнения
- •29) Основные технологии метода заводнения
- •30) Особенности проявления упруговодонапорного режима. Принципы Дюамеля
- •31) Виды проявления упругого режима. Определение упругого запаса пластовой системы
- •37) Формула Крылова. Факторы, влияющие на величину нефтеотдачи..
- •38)Понятие «модель вытеснения». Виды моделей..
- •39) Основные характеристики законтурного и приконтурного заводнения.
- •40) Модели пластов, используемые для расчета технологических показателей.
- •41) Основные технологические показатели разработки нефтяного месторождения.
- •42) Классификация методов увеличения нефтеотдачи.
- •43) Классификация физико-химических методов увеличения нефтеотдачи. Основные характеристики.
- •44) Тепловые методы увеличения нефтеотдачи. Классификация. Технологии тепловых мун.
- •45) Газовые методы увеличения нефтеотдачи. Классификация. Область применения.
27)Разработка нефтяного месторождения на режиме растворенного газа
Условие существования - Рпл < Pнас. Источник пластовой энергии – энергия выделившегося из нефти газа. Режим истощения.
VРГ = Г0VНГЗ = αPнасVн – запас растворенного газа в нефти.
α- коэффициент растворимости газа в нефти.
Г – текущее газосодержание
Разработка нефтяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Всякая нефтяная и газовая залежь, обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую, и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Расположение нефтяных скважин на структуре выбирают, исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контур- ных и подошвенных вод в процессе разработки залежи. С
Режим растворенного газа— режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки. В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.
Динамика годовых показателей разработки залежи приведена на рисунке 3.4. Основной период разработки 0,1 0,2 0,3 0,4 kизвл.н qн G Рнас Рнл IV стадия I стад ия II стад ия III стадия Основной период разработки 0,1 0,2 0,3 0,4 kизвл.н qн G Рнас Рнл IV стадия I стад ия II стад ия III стадия Рисунок 3.4 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа. давление: Рпл — пластовое, Рнас — насыщение; годовые отборы: qк — нефти, qж —жидкость; В — обводненность продукции; G — промысловый газовый фактор; kизвл.н - коэффициент извлечения нефти Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате чего разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Промысловый газовый фактор некоторое время остается постоянным. Затем с увеличением количества выделяющегося газа
фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газового фактора увеличивается до значений, в несколько раз превышающих пластовое газосодержание. Это обусловлено тем, что в скважины поступает газ, выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой нефти может приводить к существенному повышению ее вязкости. Позже вследствие дегазации пластовой нефти происходит уменьшение и промыслового газового фактора — до нескольких кубометров на 1 м 3 . В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4 – 5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой нефти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один- два года. Нефть добывают практически без воды. Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0.2 – 0.3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения —0.1 – 0.15