![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Исходная информация.
1.Геологическая характеристика залежи. 2. Термодинамические параметры залежи. 3. Режим работы залежи. 4. Физические свойства пластовой жидкости. 5.Гидрографическая характеристика залежи (тундра, гора, пески, озера, мерзлота)- -поверхносные условия. КИН. Основным параметром опредиляющим процесс разработки является коэффициент извлечения нефти. Qизвл (извлеченые) КИН= ------------------------------------- Qзап (запасы нефти (общие) КИН может быть текущим и конечным (на конец разработки) Текущий контролируется в процессе разработки, конечный зависит от многих факторов: геологич, строения залежи, режима работы пласта, физ. Свойства пластовой жидкости (вязкость), методы воздействия на залеж, системой растоновки скважин.
КИН= К выт * К др * К зав Квыт (коэф. вытеснения) –опредиляется в лаб. условиях путем анализа кернов, Зависит от вязкости (относительной) К др (коэф. дренирования) – зависит от площади дренирования (вязкости). К зав (коэф. заводнения) – зависит от системы заводнения залежи. Общие геологические запасы нефти подчитываются обьемным методом: Qобщ = F* h эф * m эф * k н * p * w Где F- площадь нефтеносности, h эф –эффективная нефтенасыщеная толщина пласта, m эф –эффективная пористость, k н- коэф. нефтенасыщенности, p – плотность нефти, w- пересчетный коэф. для перевода обьема нефти из плостовых условий в поверхносные, равный 1/в (в-обьемный коэф.) Промышленные или извлекаемые запасы: Q= Qобщ *k k –коэф. нефтеотдачи, указывает какую часть от общих запасов можно извлеч= 0.1-0.8.Темп отбора 4% - 10% в год. Выбор системы разработки. Выделение эксплуотационных обьектов на многопластовых м/р и опредиление порядка их ввода в разработку. 2.Опредиление сетки скв., размещение их на эксплуотационном обьекте и порядок ввода скв. в эксплуотацию. 3.Установление режима работы нефтедобывающих и нагнетательных скв.-плани- рование темпов отбора и закачки воды для подержания пластового давления. 4.Регулирование баланса пластовой энергии. Метод ППД (заводнение: законтур- ное, приконтурное, внутриконтурное), закачка газа. Расчет показателей разработки (на примере упругово режима). 1.Число скважин Nскв = Sзалижи / Sдренирования 2.Опредиление сетки скважин. 3.Порядок бурения скважин. 4.Темп ввода скважин в эксплуотацию nскв = Nскв / Tбур 5.Число буровых бригад nбр = nскв / tскв 6.Темп отбора нефти из залижи. 4% в год. 7.Динамика изменения пластового давления в процессе разработки. p = Pнач – Pтекущий; Qизвл Pтекущий = Pнач – --------- bр * Vбал 8.Опредиление сроков фонтанной эксплуотации. КИН фонт = (Pнач – Pф.тек) bр 9.Динамика отбора нефти Qн = qп * nскв * 30 Прогнозирование обводненности добываемой продукции. Различают четыри стадии разработки: нарастающая добыча стабилизация добычи падающая добыча – характеризуется увеличенная обводненность скажин и падение пластового давления.Наблюдается увеличение газового фактора. Скорость обводнения скважин при разработке зависит от отношения вязкости нефти и воды: Мо = Мн / Мв. Если Мо< 3 (при равномерной проницаемости пород) происходит более полное вытеснение нефти и не наблюдается преждевременного прорыва воды. Если Мо> 3 – быстрое обводнение скважин. Поэтому проводят работы по уменьшению Мо путем загущения закачиваемой воды в пласт, добавкой в нее полиакриламида (ПАА). 4-позняя эксплуотация.
Лит-ра. Лекции Разработка нефтяных м/р; Ф.С.Абдулин Добыча нефти и газа.М Недра.1983.
|