ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ. Проект разработки месторождения нефти


Проект - разработка - нефтяное месторождение

Проект - разработка - нефтяное месторождение

Cтраница 1

Проекты разработки нефтяных месторождений составляются рядом научно-исследовательских институтов Министерства нефтяной промышленности СССР, которые используют различные методические приемы и нормативы для расчетов технико-экономических показателей проектируемых объектов.  [1]

Проект разработки нефтяного месторождения - это документ, на основе которого осуществляется разбуривание залежи и разработка нефтяного месторождения с годовыми отборами нефти и газа. Проектом разработки определяются в целом расходы на разработку месторождения с распределением капитальных вложений и эксплуатационных затрат по годам.  [2]

В проектах разработки нефтяных месторождений, согласно Регламенту, капитальные вложения и эксплуатационные затраты в годовом разрезе определяются по неизменным удельным нормативам, цены на нефть, платежи и налоги также постоянны, а при определении интегральных показателей применяется коэффициент дисконтирования.  [3]

В проектах разработки нефтяных месторождений и генеральных схемах обустройства месторождений необходимо учитывать извлечение из пласта одновременно с нефтью пластовой воды и указывать требуемую производительность обезвоживаемых установок, пропускную способность канализационной системы и очередность строительства их.  [4]

В проекте разработки нефтяного месторождения объем капитальных вложений в нефтепромысловое обустройство определяется исходя из удельных проектных капитальных затрат на 1 добывающую скважину по направлениям, указанным выше.  [5]

При составлении проекта разработки нефтяного месторождения целесообразно применять методы расчетов технологических показателей, в большей степени учитывающие реальный процесс фильтрации в пористой среде.  [6]

При составлении проекта разработки нефтяных месторождений и анализе состояния разработки пластов наряду с уравнением материального баланса нужно использовать и уравнения теплового баланса, а также вести постоянный контроль за забойными и пластовыми температурами в скважинах.  [7]

Для составления проекта разработки нефтяных месторождений, в котором предусматривается применение законтурного или внутриконтурного заводнения, следует определять глинистость горных пород. Определенное расположение глинистых пропластков позволяет вскрывать водоплавающие залежи, обеспечивая длительную безводную эксплуатацию скважин. Глинистые пропластки влияют на точность определения коэффициента пористости методами сопротивления и нейтронными методами. Знать глинистость пород также необходимо во избежание значительных погрешностей при определении коэффициента нефтегазонасыщения песчано-глинистых коллекторов.  [8]

При составлении проекта разработки нефтяного месторождения, особенно когда рассматривается несколько вариантов, из которых необходимо выбрать единственный и наилучший, приходится сталкиваться с трудностями вычисления себестоимости добычи нефти.  [9]

Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения составляют проект его обустройства - важнейший документ планомерного развития мощностей НГДУ не только в начальный период разработки залежей, но и в дальнейшем.  [10]

Комплексные схемы и проекты разработки нефтяных месторождений составляют по данным сравнительно небольшого числа скважин и, естественно, не могут учесть всех деталей строения и условий эксплуатации нефтяных залежей.  [11]

Ранее при составлении проекта разработки нефтяных месторождений принимались условия одновременного ввода всех скважин в эксплуатацию.  [12]

В настоящее время проектом разработки нефтяного месторождения устанавливается вполне определенный срок жизни скважин в каждом ряду в зависимости от предусмотренных темпов отбора нефти и скорости продвижения контура нефтеносности. Следовательно, новые условия работы скважин отличаются от прежних. Поэтому нормы амортизации скважин на месторождениях, разрабатываемых по новой технологии, должны соответствовать этим условиям.  [13]

В настоящее время проектом разработки нефтяного месторождения устанавливается вполне определенный срок работы скважин в каждом ряду в зависимости от предусмотренных темпов отбора нефти и скорости продвижения контура нефтеносности Следовательно, новые условия работы скважин отличаются от прежних. Поэтому нормы амортизации скважин для месторождений, разрабатываемых по новой технологии, должны соответствовать этим условиям.  [14]

Они составляют схемы и проекты разработки нефтяных месторождений, залежей и отдельных пластов, проекты обустройства площадей и строительства отдельных нефте - газопромысловых объектов.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Проект - разработка - нефтяное месторождение

Проект - разработка - нефтяное месторождение

Cтраница 2

Для экономической оценки реализации проекта разработки нефтяных месторождений необходимо определить степень влияния отклонений фактических затрат от проектных нормативов, рассчитанных по формулам ( 1 - 13), на уровень фактической себестоимости добычи нефти. Эта задача решается определением величины отклонений фактических затрат от проектных нормативов и их доли в структуре себестоимости 1 т добытой нефти.  [16]

Технологическая схема заводнения определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.  [17]

Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.  [18]

Технологическая схема заводнения определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.  [20]

Технологическая схема ППД определяется проектом разработки нефтяного месторождения и в первую очередь количеством и расположением нагнетательных скважин.  [22]

Под плановым заданием на составление проекта разработки нефтяного месторождения ( объекта, площади) следует понимать уровень годовой добычи нефти, который должен быть положен в основу проектирования на первые 5 - 10 лет и в перспективе на 15 - 20 лет.  [23]

Кроме того, при составлении проектов разработки нефтяных месторождений с учетом возможных изменений геолого-технической характеристики пласта вследствие поддержания пластового давления, применения различных методов воздействия на при-забойную зону скважины, рекомендуют использовать станки-качалки с большим запасом мощности. Однако, как показывает практика, в подавляющем большинстве случаев характеристика пласта значительных изменений не претерпевает, и станки-качалки имеют большой запас по мощности.  [24]

При составлении технологических схем и проектов разработки нефтяных месторождений определяются такие технологические показатели, как текущие дебиты нефти и жидкости и их изменение во времени, общее количество отобранной нефти и воды и некоторые другие. Известно, что учет неоднородности пласта по проницаемости, а также соотношения вязкостен движущихся жидкостей позволяет точнее определить эти показатели.  [25]

В процессе экономического анализа реализации проекта разработки нефтяного месторождения предлагаемая информационная база данных позволяет выявить отклонения фактических показателей от проектных и установить их влияние на экономическую эффективность эксплуатации месторождения.  [26]

Действительно, система кустования связана с проектом разработки нефтяного месторождения, с разбуриванием его, с числом и расположением буровых бригад и другими факторами, не рассматриваемыми в проекте обустройства. Поэтому вариант системы кустования для внедрения, как правило, выбирают исходя из большого числа факторов, не варьируемых в проекте обустройства. Обычно обустройство проектируют для какого-либо фиксированного варианта системы кустования или нескольких вариантов, определенных самостоятельно до проектирования обустройства.  [27]

При помощи описанного комплекса программы был составлен проект разработки нефтяного месторождения. Приведем некоторые данные, иллюстрирующие работу основной части комплекса программ.  [28]

В 1979 г. в Укргищюниинефти был составлен Проект разработки Долинского нефтяного месторождения, которым предусмотрено весь объем воды закачивать циклически.  [29]

Первоначальный прогноз перемещения контуров нефтеносности дается в проектах разработки нефтяных месторождений. При проектировании на основе изучения геологического строения месторождения, гидродинамических, технических и экономических расчетов выбирается рациональный вариант разработки. Для этого варианта разработки дается положение текущих контуров нефтеносности в различные моменты времени.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Разработка - новое нефтяное месторождение

Разработка - новое нефтяное месторождение

Cтраница 1

Разработка новых нефтяных месторождений в Северо-Западной Сибири и на Европейском севере в условиях отсутствия транспортных магистралей ставит вопросы транспорта нефти в числе решающих. Своевременное проектирование и ввод в действие нефтепроводов обеспечивает необходимые темпы роста объемов добычи нефти таких месторождений.  [1]

Для проектирования разработки новых нефтяных месторождений, а также для регулирования и уточнения процессов эксплуатации действующих месторождений должны быть известны такие параметры пласта, как его сжимаемость и проницаемость. По сравнению с лабораторными и геофизическими определениями этих величин наибольший практический интерес представляют гидродинамические методы, использующие промысловые замеры давлений в скважинах и дебита жидкости. Именно гидродинамические методы дают осредненные значения параметров, необходимые для выяснения процесса движения жидкости в пласте.  [2]

В технологических схемах и проектах разработки новых нефтяных месторождений, как правило, предусматривается извлечение в определенные сроки разработки только основных извлекаемых запасов нефти. В связи с этим на поздней стадии разработки месторождений, для которых абсолютная величина остаточных запасов значительна, в целях максимального извлечения запасов должен быть составлен проект доразработки месторождения с применением различных методов добычи нефти.  [3]

Аналогичные условия существуют и при разработке новых нефтяных месторождений, расположенных в акватории Каспийского моря. При разработке морских месторождений применяется метод кустового размещения эксплуатационных скважин, позволяющий резко сократить расходы на строительство и эксплуатацию скважин. Расстояния между устьями скважин в этом случае измеряются уже всего лишь метрами. Отдельные свайные основания часто соединяются между собой свайными эстакадами.  [4]

По мере открытия и освоения разработкой новых нефтяных месторождений в различных нефтегазоносных районах России все более заметную роль в развитии добычи нефти начинают играть залежи в карбонатных коллекторах. Такие залежи характеризуются резкой неоднородностью емкостно-фильтрационных свойств ( ФЕС) коллекторов и, как результат, высокой изменчивостью продуктивности скважин. При этом неоднородность карбонатных пород обусловлена в основном изменением структуры пустотного пространства породы.  [5]

Эта задача решается как при проектировании разработки нового нефтяного месторождения, так и в процессе его эксплуатации.  [6]

Для сокращения сроков проектирования и ввода в разработку новых нефтяных месторождений в настоящее время применяется двухстадийное проектирование.  [7]

Для сокращения сроков проектирования и ввода в разработку новых нефтяных месторождений в настоящее время применяется двухстадийное проектирование, содержание которого отличается от двухстадийного проектирования других объектов капитального строительства.  [8]

Основными требованиями, предъявляемыми к экономическому обоснованию систем разработки новых нефтяных месторождений, считают: комплексный подход, народнохозяйственную оценку полученных результатов, детальный анализ факторов и путей повышения эффективности общественного производства.  [9]

Для нефтедобывающей промышленности ( особенно на стадии проектирования разработки новых нефтяных месторождений) применяются специфичные показатели: срок разработки и коэффициент нефтеотдачи. Последний характеризует степень использования природных ресурсов. Поскольку добыча нефти - отрасль с падающей производительностью труда ( по месторождениям в отдельности), то для оценки происходящих изменений в техническом оснащении, технологии разработки месторождений, qpraHHsa a производственного процесса широко используется такой своеобразный показатель производительности труда, как трудоемкость обслуживания одной скважины.  [10]

В решении этой задачи, наряду с разведкой и разработкой новых нефтяных месторождений, важное значение имеет доразработка старых площадей. Однако бурение скважин на таких площадях довольно част затруднено из-за поглощений промывочной жидкости.  [11]

Интенсивное развитие нефтяной промышленности в нашей стране обеспечивается вводом в разработку новых нефтяных месторождений, главным образом в Западной Сибири, широким, внедрением высокоэффективных методов разработки месторождений с поддержанием пластовых давлений, а также применением высокоэффективного оборудования для добычи, транспортировки и обработки нефти и широкого внедрения различных методов обработки призабойных зон скважин с целью интенсификации добычи нефти.  [12]

В отличие от создания любого другого производственного предприятия при вводе в разработку нового нефтяного месторождения на первой стадии возникают повышенные потребности в рабочей силе, поскольку здесь нет взаимного чередования отдельных стадий работ. Процессы обустройства, бурения скважин, строительства и эксплуатации начинаются одновременно, и численность персонала, привлекаемого к разработке месторождений, вначале значительно больше, чем на последующей стадии.  [13]

Этим показателем пользуются, например, рассчитывая трудовые затраты при вводе в разработку нового нефтяного месторождения.  [14]

В период 1946 - 1970 гг. размеры добычи нефти опережали темпы ввода в разработку новых нефтяных месторождений.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

⇐ ПредыдущаяСтр 31 из 32Следующая ⇒

Разработка нефтяных месторождений направляется и регулируется рядом проектных документов. В отечественной практике в настоящее время применяется принцип многостадийного проектирования: сначала проект пробной эксплуатации, затем технологическая схема, проект разработки и проект доразработки. В ходе эксплуатации залежи, в запроектированную систему разработки постоянно вносятся существенные изменения, обусловленные получением дополнительной промысловой информации, уточнением уровней добычи нефти и основных показателей разработки по мере детализации геологического строения эксплуатационного объекта.

В нефтяной промышленности России установлен единый порядок составления проектных документов по разработке нефтяных месторождений и единые требования к их основному содержанию. При этом принята следующая номенклатура проектных документов.

1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектов или самостоятельных площадей разработки (более 5-7 объектов или площадей разработки).

2. Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.

3. Проект разработки. Его выполняют для всех месторождений, введенных в разработку.

4. Уточненный проект разработки. Его составляют для месторождений, представление о характеристиках которых изменились в процессе их разбуривания и начальной разработки или при необходимости резкого изменения уровней добычи углеводородов из месторождения.

5. Технологическая схемаилипроект опытно-промышленной разработки. Их составляют для испытания новой технологии извлечения углеводородов из месторождения.

При необходимости составляют проектные документы по пробной эксплуатации месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень. В принципиальной и технологической схемах для вновь вводимых в разработку месторождений, устанавливают объекты и систему разработки месторождений, основные положения технологии разработки, определяют максимальный уровень добычи нефти и срок выхода на этот уровень. Определяется соответствующий набор технико-экономических и экономических показателей, оценивается текущая нефтеотдача и обводненность продукции, общие и удельные капитальные вложения, себестоимость, приведенные затраты. В принципиальной схеме отражают общую совокупность систем разработки отдельных крупных объектов разработки, оптимальное распределение капитальных вложений в эти объекты, последовательность их ввода в разработку, общий уровень добычи углеводородов из месторождения и срок выхода на этот уровень. В технологической схемеразработки обосновывается вид воздействия, система заводнения, схема размещения и плотность сетки скважин, оцениваются добывные возможности пластов (эксплуатационного объекта), решаются задачи, связанные с проектированием внешних коммуникаций, мощностей первичной обработки нефти, обустройства промыслов и т.д.

В проекте разработки сопоставляют проектные показатели разработки месторождения, полученные в результате выполнения принципиальной и технологической схем, с фактическими показателями разработки месторождения в начальной стадии; уточняют исходные данные для составления проекта; уточняют и согласовывают с планирующими органами уровень добычи углеводородов из месторождения; изменяют в случае целесообразности и возможности систему и технологию разработки месторождения. В проекте более основательно прорабатывают вопросы эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, мероприятия по охране недр и окружающей среды. Проект опытно-промышленных работ по испытанию нового метода извлечения нефти из недр содержат, помимо обычных расчетов и решений, касающихся выбора объектов разработки, схемы расположения скважин, технологии воздействия на пласт, также основные результаты исследований, посвященных осуществлению данного нового метода разработки в конкретных пластовых условиях месторождения, для которого составлен проектный документ. Особое внимание уделяется в нем точному определению технологических показателей, чтобы получить достоверные сведения об эффективности испытуемого метода извлечения из недр и сравнить его с традиционными методами разработки. Уточненный проект разработки по содержанию не отличается от обычного, кроме анализа причин несоответствия результатов прежнего проекта результатам фактической разработки, если такое несоответствие имело место.

Методической основой при составлении проектной документации по разработке новых месторождений и повышению эффективности длительно разрабатываемых объектов являются результаты современных теоретических исследований по фильтрации двух- и трехфазных систем в неоднородных пластах и материалы обобщения опыта разработки. Так при проектировании новых месторождений Западной Сибири широко использовался богатый опыт разработки объектов Урало-Поволжья.

Проектный документ на процесс разработки является некоторой моделью, приближенно отражающей действительные условия и процессы, происходящие в недрах. Поэтому фактические и проектные показатели разработки не всегда совпадают. Проектные и фактические показатели сравниваются между собой при анализе состояния разработки месторождений, в исследованиях по авторскому надзору за внедрением технологических схем и проектов разработки и в работах оперативного порядка.

Всего существует три основные группы причин, вызывающих расхождения проектных и фактических показателей.

1. Ошибки в исходных данных при проектировании, обусловленные ограниченным количеством фактического материала, невысокой достоверностью принятых значений параметров пластов, насыщающих их флюидов и т.д. Относительное влияние ошибок этого типа уменьшается по мере накопления дополнительной информации и учета изменения представлений о пласте (объекте разработки) в последующих проектных документах. Практически избежать этих ошибок нельзя. Их можно уменьшить путем совершенствования методов изучения пластов, увеличения количества и качества исходной геолого-промысловой информации.

2. Несовершенство применяемых моделей и расчетов. Избежать полностью этих ошибок даже теоретически нельзя. Никакая модель (математическая, физическая, геологическая, гидродинамическая) не может полностью отразить и учесть реальные природные условия подземного резервуара и сложные условия фильтрации жидкости в неоднородных средах. Точность моделей можно повысить путем:

- унификации существующих методов расчетов и выбора наиболее приемлемых из них для конкретных условий эксплуатационного объекта;

- развитием существующих и созданием новых расчетных методик и методов, наиболее полно учитывающих реальные особенности пласта и условия фильтрации в них жидкостей при различных системах воздействия;

- создания и внедрения более гибких систем разработки, обеспечивающих как возможность полного использования естественной энергии пластов, так и позволяющих без значительных затрат средств и времени осуществлять дополнительные мероприятия по совершенствованию разработки и увеличению коэффициентов извлечения нефти.

3.Организационно-технические причины: невыполнение или не современное выполнение нефтедобывающими предприятиями рекомендаций проекта, запаздывание сроков (против проектных) разбуривания месторождения, ввода скважин в эксплуатацию, организации системы ППД, отставание с объемами закачки воды при заводнении и др. Эти недостатки объясняются отставанием в обустройстве промыслов, нехваткой буровых станков, отсутствием необходимых мощностей обессоливающих и деэмульсионных установок, некомплектностью насосного оборудования, трудностями транспорта нефти и т.д.

Перечисленные причины играют доминирующую роль на ранних стадиях разработки месторождений. Именно они вызывают существенные отклонения фактических показателей разработки от проектных.

Проектные решения по разработке каждого нефтяного месторождения готовят в нескольких вариантах. Из числа возможных наиболее эффективных выбирают три основных варианта, различающиеся уровнями добычи нефти, нефтеотдачей, материальными, денежными и трудовыми затратами. Указанные варианты могут отличаться системами и технологиями разработки месторождения. Наряду с предлагаемыми в проектном документе описывают также вариант разработки методом, которым разрабатывались ранее аналогичные месторождения. Такой вариант называется базовым. Его используют для сравнения эффективности разработки месторождения с предлагаемым и ранее применявшимся методом. Вариант, наиболее удовлетворяющий решению задачи перспективного развития нефтяной промышленности страны и имеющий лучшие технико-экономические и экономические показатели, принимают к реализации.

 

mykonspekts.ru

Понятие о проектировании разработки месторождений нефти и газа.

Поиск Лекций

Эксплуатац. скв. и ее элементы.

1-устьевое оборудование- фонтанная арматура.

2-обсадная эксплуатационная колонна (диам 146-168 мм)

3-колонна НКТ (диам 20-114 мм)

.4-динамический уровень жидкости в затрубном пространстве

5- башмак колонны НКТ

6- интервал перфорации обсадной-экспл колонны (ОЭК)

7- ПЗП

8-удаленная зона пласта

9-зумпф (часть скв. ниже нижних перфорационных отверстий. Имеет длину несколько сотен метров-мусорный бак). Забой скв.-против продуктивного пласта.

P=Pнас – давление при котором в жидкости появляются пузырьки газа.

 

4. Понятие о рациональной системе разработки месторождений нефти и газа. Система разработки нефтяного (газового) месторождения считается рациональной, если она обеспечивает плановое задание по добыче Н(Г) при наименьших издержках и более высокой нефтеотдаче пластов. Выбор рациональной системы разработки мест-я требует предварительного детального рассмотрения нескольких вариантов систем его разработки. По каждому из предварительно обоснованных вариантов (при естественном режиме разработки пластов или с искусственным воздействием на пласты, с различным числом и размещением скв на объектах, при различных режимах работы скв и разных способах их эксплуатации и т.д.) должны рассчитываться технологические показатели разработки (добыча Н или Г и изменение ее во времени, срок разработки залежи, нефтеоотдача и газоконденсатоотдача и т.д.). Рациональный вариант системы разработки месторождения выбирается на основании анализа технико-экономических показателей по каждому из вариантов ТЭП. Добыча нефти–основной показатель по всем добывающим скважинам пробуренным на объекте в единицу времени (Qн). Добыча жидкости – суммарная добыча нефти в единицу времени (Qж). Добыча газа: Газовый фактор-текущий = Qг / тек.Qн. Темп разработки = Qн/извлеченные запасы нефти (%/год). Темп отбора жидкости = Qж/извлеченные запасы нефти (%/год)

Понятие о проектировании разработки месторождений нефти и газа.

Проект разработки - это комплексный документ, являющийся программой действий по разработке месторождения. Основные технологические документы на разработку месторождений: 1.технологические схемы, 2.проекты разработки. Эти документы в свою очередь служат основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи Н и Г, а также затрат, связан.с добычей. Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и нефти, газа и воды. Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и кон­денсата. После утверждения запасов производится комплексное про­ектирование разработки месторождения. В ходе проектирования выбирается система разработки ме­сторождения,под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведе­ния о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в за­лежах.Число скважиндолжно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и раз­меров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.Последовательность ввода скважин в эксплуатациюзависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысло­вых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Способ эксплуатации скважинвыбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пла­стовой жидкости и ряда других факторов.Установление технологических режимов эксплуатациидо­бывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения конту­ра газо- или нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации сква­жин и др.).Рекомендации по регулированию баланса пластовой энер­гии в залежахдолжны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.Выбранная система разработки должна обеспечивать наиболь­шие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах. Эк.оценка разработки вкл. Расчет эк.показателей, из которых основные- себестоимость добычи н., удельно- капитальные вложения, приведенные затраты.



poisk-ru.ru

Проектирование разработки месторождений

Проект разработки - это комплексный документ, являющийся программой действий по разработке месторождения.

Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. Например, общие геологические запасы нефтиотдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, эффективную пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или извлекаемые) запасы нефти,умножая величину общих геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения,под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.

Число скважиндолжно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважинына площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатациюзависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между уже существующими. Во втором - первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» - на месторождениях со сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважинвыбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатациидобывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газо- или нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежахдолжны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах.

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Похожие статьи:

poznayka.org


Смотрите также