- •Втуп Історія розвитку розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ.
- •Класифікація родовищ природного газу
- •Етапи розробки газових і газоконденсатних родовищ
- •Історія розвитку нафтових, газових та газоконденсатних родовищ.
- •Темп і послідовність буріння свердловин
- •Геометрія розташування свердловин на площі
- •Щільність сітки свердловин
- •Кількість резервних свердловин
- •Наявність і спосіб дії на пласти
- •Системи заводнювання
- •Технологія розробки.
- •Фізико-хімічні властивості багатокомпонентних сумішей.
- •Лекція 5.
- •Режими родовищ природних газів
- •Лекція №6 Приплив нафти і газу до свердловини.
- •Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •2.2 Підготовка свердловин до експлуатації
- •Рівняння припливу рідини у свердловину.
- •Визначення розподілу тиску та температури в пласті та по стовбуру свердловини.
- •Визначення тиску в газовій свердловині.
- •Температурний режим газових свердловин.
- •Фактори, що визначають газовіддачу.
- •Методи збільшення газовіддачі.
- •Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •Прогнозування коефіцієнта кінцевої газовіддачі за промисловими даними.
- •Особливості проектування розробки.
- •Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •Розрахунки стосовно до пружного режиму
- •Розрахунки стосовно до режиму розчиненого газу
- •2.Основи теорії поршневого витіснення нафти водою
- •Техніка та технологія досліджень.
- •Технологія і техніка гідродинамічних досліджень і вимірювань
- •3.Гідродинамічні дослідження свердловин на усталених режимах
- •Гідродинамічні дослідження свердловин і пластів на неусталених режимах
- •Дослідження газових свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації
- •Метод відновлення тиску
- •Методика промислових досліджень.
- •Інтерпретація результатів дослідження свердловин.
- •2.2 Підготовка свердловин до експлуатації
- •Способи експлуатації свердловин
- •Принцип та характеристика роботи газорідинного піднімача
- •Експлуатація свердловин фонтанним способом.
- •Конструкції і системи газліфтних піднімачів
- •Вибір раціонального способу експлуатації свердловин.
- •Характерні періоди розробки родовищ природних газів.
- •Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •Боротьба з ускладненнями в процесі експлуатації.
- •Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Боротьба з винесенням піску під час експлуагації свердловин
- •Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Аналіз, контроль і регулювання процесу розробки родовищ.
- •Регулювання розробки нафтових родовищ
- •3. Аналіз стану технологій техніки видобування:
- •Способи експлуатації нафтових, газових та газоконденсатних свердловин.
- •Типи фонтанних свердловин, види й умови фонтанування
- •Види фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •538 Отворами та фільтр-сітку, через які рідина із свердловини надходить у насос. У верхній частині насоса розмішується ловильна головка із зворотним клапаном, до якого прикріплюють нкт.
- •Основні поняття про раціональну розробку родовищ.
- •Вибір раціонального способу експлуатації свердловин.
- •Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •Проектування розробки газових родовищ при пружно-водонапірному режимі покладу.
- •Методи побудови характеристик витіснення
- •Регулювання розробки нафтових родовищ.
- •Моделювання процесів розробки.
- •Література, що рекомендована до виконання курсового проекту
- •36601, М. Полтава, просп. Першотравневий, 24
Темп і послідовність буріння свердловин
Темп буріння свердловин визначається об'єктивними і суб'єктивними причинами, і розрізняють:
1) суцільне прискорене буріння - застосовують при бурінні невеликих по площі родовищ з простою геологічною будовою, в улаштованих
нафтогазоносних регіонах з розвиненою матеріальною базою управлінь бурових робіт (темп буріння 2 - 5 років);
2) уповільнене буріння - застосовують при бурінні глибоких свердловин з ускладненими умовами залягання на середніх і великих по площі родовищах, в нових нафтогазоносних районах (темп буріння 5 - 10 і більше років).
Послідовність буріння свердловин в основному визначається геологічною будовою покладу.
Розрізняють наступні види буріння :
1) буріння з ущільненням сітки свердловин - застосовують на родовищах із складною геологічною будовою і недостатністю початкового статистичного матеріалу при складанні проекту розробки;
2) повзучий порядок буріння "вгору по повстанню пласта" - застосовують на родовищах з простою геологічною будовою і округлою геометричною конфігурацією;
3) повзучий порядок буріння "вниз по падінню пласта" - застосовують на родовищах тих, що мають складну геологічну будову і складну геометричну конфігурацію;
4) повзучий порядок буріння "по простяганню пласта" - застосовують на родовищах тих, що мають витягнуту геометричну конфігурацію.
Геометрія розташування свердловин на площі
Геометрія розташування свердловин на площі буває рівномірною (трикутною і квадратною) і рядною (із замкнутими і незамкнутими рядами).
Щільність сітки свердловин
Щільність сітки свердловин - це площа нафтогазоносної, що доводиться на одну свердловину, :
Sс = F / N, [м2/ св]. (7.1)
Вибір оптимальної щільності сітки свердловин є найбільш відповідальним і складним завданням при виборі раціональної системи розробки, оскільки щільність сітки свердловин визначає кількість свердловин, а значить і витрати на їх буріння, облаштування і експлуатацію.
Розрізняють:
1) щільну сітку свердловин : 1 - 12 га/св, (1 га = 104·м2) - рекомендують застосовувати при розробці нафтових родовищ з високов'язкою нафтою, з низкопроницаемыми і неоднорідними колекторами;
2) середню по щільності сітку свердловин : 12 - 25 га/св;
3) рідкісну сітку свердловин : 25 - 64 га/св - рекомендують застосовувати при розробці газових родовищ і нафтових родовищ з малов'язкою нафтою в однорідних високопроникних колекторах. При розробці родовищ з високопродуктивними тріщинуватими колекторами щільність сітки свердловин може бути 70 - 100 га/св і більш.
Разом з щільністю сітки свердловин користуються і "параметром Крылова А. П"., рівним відношенню витягуваних запасів нафти (газу) до загального числа свердловин на родовищі.
Кількість резервних свердловин
При проектуванні розробки нафтових і газових родовищ і виборі раціонального варіанту необхідно враховувати об'єктивну обмеженість часу можливого існування свердловин і закономірність їх виходу з ладу внаслідок аварій і втрати продуктивності. Крім того, резервні свердловини бурять з метою залучення до розробки частин пласта, не охоплених розробкою в результаті тих, що виявилися в процесі буріння не відомих раніше особливостей геологічної будови пласта, а також фізичних властивостей нафти і газу. Доля резервних свердловин відображується через "параметр Wp", рівний відношенню числа резервних свердловин, що буряться додатково до основного фонду свердловин на родовищі, до загального числа свердловин (у відсотках). Як правило, доля резервних свердловин складає 10 - 25 %.