1. Объект разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки.
Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.
Факторы влияющие на выбор обьекта разработки
Геолого-физические свойства: мощьность пласта, вязкость нефти, проницаемость и извлекаемые запасы.
Факторы влияющие на выделение объекта разработки
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа
2. Физико-химические свойства нефти и газа.
3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов.
4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений
5. Техника и технология эксплуатации скважин.
2. Система разработки месторождения. Параметры, характеризующие систему разработки: системы разработки без воздействия на пласты
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды.
Параметры, характеризующие систему разработки:
-плотность сетки скважин;
-Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова
-отношение нагнетательных скважин к добывающим;
-отношение резервных скважин к числу добывающих.
системы разработки без воздействия на пласты
-упругий режим
-режим растворенного газа
-режим добычи без скважин при высоковязких нефтях открытым способом или шахтным.
3. Технология разработки нефтяного месторождения и технологические показатели разработки.
Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.
технологические показатели разработки: заводнение, нефтеотдача, обводненность продукции, коэффициент вытеснения,
Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений
1. Годовая добыча нефти (Qн, тыс. т).
2. Годовая добыча газа (Qг, тыс. м3).
3. Годовая добыча жидкости (Qж, тыс. м3).
4. Обводненность W (массовая и объемная) Qв / Qж
5. Накопленная добыча нефти (∑Qн) (с самого начала разработки на 1 января).
6. Накопленная добыча воды.
7. Накопленная добыча жидкости.
8. Газовый фактор (G — на поверхности, м3/м3).
9. Годовая закачка агента (Qзак, тыс. м3).
10. Суммарная закачка(∑Qзак).
11. Фонд добывающих скважин (nд).
12. Фонд нагнетательных, резервных, специальных скважин.
13. Компенсация отбора жидкости и закачки: k = Qзак / Qжид, (%)
14. Суммарная компенсация отбора жидкости и закачки: ∑k = ∑Qзак / ∑Qжид
15. Дебит скважины по нефти: qн = Qн / (365α)
16. Дебит скважины по жидкости.
17. Водонефтяной фактор: ВНФ = Qв / Qн;
водожидкостный фактор: ВЖФ = Qв / Qж
18. Коэффициент нефтеизвлечения: КИН = Qизвл / Qбаланс;.
19. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ): T = ∑Qн / Qниз
20. Темп отбора: T = Qн / Qниз
4. Стадии и этапы проектирования разработки. Требования, предъявляемые к различным документам по проектированию разработки.
Технологическими проектными документами являются:
· проекты пробной эксплуатации;
· технологические схемы опытно-промышленной разработки;
· технологические схемы разработки;
· проекты разработки;
· уточненные проекты разработки (доразработки);
· анализы разработки.
авторском надзоре за выполнением технологических схем и проектов разработки.
Основные этапы: 1 этап - поисково-оценочный. Целью поисково - оценочных работ является обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценка их запасов по сумме категорий С1 и С2.
На этом этапе составляется и реализуется «Проект поискового бурения», который составляется на площадь с выявленной ловушкой и перспективными ресурсами категории С3. Намечается проведение грави-, электро-, магниторазведки, сейсмики, бурение одной или нескольких поисковых скважин, отбор керна, флюидов, испытания с целью обнаружения залежей нефти и/или газа и открытия месторождения.
2 этап: разведка месторождения. Месторождение открыто, если на площади в скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. На этом заканчивается этап поиска.
После открытия м-ния составляется «Проект разведочного бурения», с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения.Может составлятся еще «Проект доразведки». Этап разведки закончен, когда на Госбаланс РФ поставлены запасы
категорий С1 (разведанные) и С2 (предварительно оцененные). Но доразведка месторождения продолжается, пока на месторождении имеются запасы категории С2.
3 этап: подготовка к промышленной эксплуатации.
- Проект (план) пробной эксплуатации разведочной (ых)скважин;
- Проект пробной эксплуатации (до 3 лет);
- Тех. схема опытно-промышленной разработки (высоковязкие нефти, сложное строение и т.д. сроком до 5-7лет).
Основные условия для составления ППЭ – это наличие на Госбалансе РФ запасов нефти и/или газа категории С1 и С2.
4 этап: промышленная эксплуатация. - Тех. схема разработки (на период разбуривания месторождения).
В данном документе решаются задачи:
- выделение объектов;
- расстановка фонда скважин на полное развитие.
Основное условие для составления тех. схемы – это выполнение пересчета запасов и ТЭО КИН с представлением в ГКЗ РФ. (После утверждения тех.схемы составляется «проект обустройства», в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышленных нефте-газо-конденсатопроводов и их технические характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства ведется строительство объектов сбора, транспорта, инфраструктуры и др.)
- Дополнение к тех. схеме;
- Проект разработки (после разбуривания фонда скважин на 70 %);
- Дополнение к проекту разработки;9
- Проект доразработки (уточненный проект разработки) (отобрано ≥ 80 % НИЗ);
- Авторский надзор за реализацией проектного документа - отменен.
Проектные документы составляются специализированными организациями не требуют лицензирования. Но обязательно рассмотрение и согласование работы в ЦКР Роснедр.
Требования к документам на разработку:
Материалы проектных документов на разработку должны содержать все данные, позволяющие производить экспертизу проектных решений без личного участия авторов. Эти материалы включают реферат, основную часть, текстовые приложения (том I), табличные приложения (том II) и графические приложения. Последние оформляются отдельной папкой либо прилагаются к тому
5. Причины снижения продуктивности скважин в процессе бурения и эксплуатации скважин, методы предотвращения.
При бурении:
-Основная причина это кольматация пластов буровым раствором, решение: полимерные растворы для первичного вскрытия продуктивных пластов на углеводородной основе.
-кольматация пластов при разобщении цементным раствором;
-уменьшение диаметра э/колонн;
-слабая подготовка пласта перед разобщением – необходимо проводить ПВР перед цементной заливкой.
В процессе эксплуатации:
-кольматация мех.примесями из пласта и занесенными с поверхности земли;
-чрезмерное снижение забойного давления и как следствие выделение газа из нефти и выпадение АСПО в пластовых условиях;
-кольматация жидкостями промывок
-замещение пластовой воды на неподготовленную воду тем самым смачиание промытых участков.
6. Методы расчета показателей разработки. Расчет показателей разработки круговой залежи при заводнении методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений.
Методы расчета показателей разработки
Метод поршневой модели и непоршневой модели
Непоршневая модель:
Исходя из геологического строения для расчета технологических показателей применяется модель послойно и зонально-неоднородного по проницаемости пласта. Принимается, что пласт разделен на серию слоев различной проницаемости, которые расположены случайным образом. В пределах каждого слоя выделяются зоны, соизмеримые с расстоянием между скважинами.
Послойная и зональная неоднородность оказывают влияние на неравномерность вытеснения нефти, агентом и количественно характеризуется квадратом коэффициента вариации. Зональная неоднородность отражается в различии отборов нефти, дебитов скважин и определяется по данным распределения коэффициентов продуктивности добывающих скважин. Послойная неоднородность представляет собой изменчивость проницаемости по ряду толщи эксплуатационного объекта.
Для определения ее значения используют материалы исследования скважин глубинными измерителями потока и лабораторных исследований кернов.
Исход из значений зональной и послойной неоднородностей рассчитывается общая неоднородность объекта, по которой определяется эффективность использования подвижных запасов нефти. Таким образом, основные параметры объекта разработки - проницаемость, толщина пласта, вязкость нефти и вытесняющего агента, а так же их плотность закладываются в расчеты в комплексном виде, повышает надежность расчетов
7. Освоение нефтяных и нагнетательных скважин. Методы освоения.
Целью освоения нагнетательной скважины является получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который определяется как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
,
или в дифференциальном виде
.
При больших значениях коэффициента приемистости возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это позволяет сократить энергетические затраты на поддержание пластового давления и некоторое количество нагнетательных скважин.
При освоении нагнетательных скважин очень важно очистить поровые каналы призабойной зоны от грязи и всех взвешенных частиц, которые могут закупоривать поры пласта при нагнетании воды.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенных (скважины разрежающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Законтурные скважины осваиваются непосредственно под нагнетание воды, а скважины пробуренные в нефтенасыщенных частях предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. При осваивании под нагнетание внутриконтурного ряда нагнетательных скважин осваивание осуществляется через одну, т.е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Это освоение позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
По степени трудности освоения нагнетательные скважины можно условно разделить на три группы.
1 группа. Скважины, пробуренные в монолитных однородных песчаниках с хорошей проницаемостью в пределах (0,5-0,7)10-12 м2 и толщиной пласта более 10 м. Они осваиваются простейшими способами таким как промывка с последующим интенсивным поршневанием для создания чистых дренажных каналов в призабойной части пласта.
2 группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, песчаники которых имеют пониженную проницаемость. Общая толщина песчаных прослоев обычно составляет от 6 до 12 м. Средний удельный коэффициент приемистости таких скважин примерно в 2 раза меньше, чем у скважин 1 группы. Скважины 2 группы трудно осваиваемые и требуют специальных методов освоения или целого комплекса таких методов. Характеризуются затуханием поглотительной способности и периодическими остановками для мероприятий по восстановлению приемистости.
3 группа. Скважины, вскрывающие пласты с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(сут · Мпа).
При освоении нагнетательных скважин используются следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки и обратные с расходом до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны.
Дренаж осуществляется различными методами.
2.1 Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня при этом необходимо установить пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт.
2.2 Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
2.3 Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
2.4 Самоизливом при интенсивном водопритоке, т.е. сбросом воды из скважины в канализацию.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины 3 группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т.е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черная водопесчаная смесь с ржавчиной в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов.
6. Нагнетание в скважину воды в течении нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают несколько насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП, после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей или нефть нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
8. Методы измерения количества и качества товарной нефти.
Измерение количества и качества товарной нефти.
Количество нефти в резервуарах определяют по объему, занимаемому ее в резервуаре. Для этого резервуары калибруют, т.е. определяют их объем в зависимости от высоты подъема жидкости в резервуаре.
В зависимости от объема резервуара применяют разные методы калибровки. Для небольших резервуаров используют мерные сосуды, с помощью которых путем налива и слива отмеренных объемов воды, калибруют резервуары.
Могут использоваться объемные счетчики, которые замеряют количество налитой в резервуар воды, при этом измеряют высоту уровня в резервуаре и геометрические размеры резервуара.
Метод калибровки зависит от объема резервуара и от необходимой точности. Геометрические размеры резервуара определяют путем измерения высоты и внутреннего диаметра с помощью стальной рулетки.
Составляются калибровочные таблицы, в которых вводятся поправки на неровности днища резервуара, на оборудование, расположенное в резервуаре. Калибровочные таблицы являются документом, на основании которого учитывается сдаваемая товарная нефть.
Количество нефти считается в единицах массы, (т), для пересчета объемных количеств нефти в массовые необходимо определить плотность нефти.
Для определения плотности нефти из резервуара отбирают пробу нефти. Плотность нефти на разной глубине резервуара разная и зависит от содержания воды. Содержание воды в нефти возрастает сверху вниз, следовательно, и плотность увеличивается сверху вниз.
Для расчетов пользуются средней величиной плотности нефти с учетом поправок на температуру.
В настоящее время применяют автоматизированные методы измерения количества нефти. Для этого применяют станции учета нефти (СУН).
Станции учета нефти замеряют количество нефти с помощью турбинных расходомеров. При этом учитываются поправки на температуру, давление, содержание в нефти воды, соли. Станции учета нефти могут монтироваться как на УПН, так и на ЦПС, к которому могут быть подключены несколько УПН
9. Методы расчета показателей разработки. Расчет показателей разработки полосовой залежи при заводнении на основе теории непоршневого вытеснения нефти водой.
ЧТО НАПИСАТЬ не знаю, там формулы, на формулах Борхович завалит.
10. Основные загрязняющие вещества при разработке месторождений нефти и газа
Их можно разделить по составу вещества:
-газы и жидкости
К газам относят: сероводород – поскольку данный газ тяжелее воздуха и смертельно опасен. В высоких концентрациях не ощущается человеком.
К наиболее распространенным загрязняющим веществам атмосферного воздуха при добыче, подготовке, транспортировке и переработке нефти и газа, а также при их сжигании относятся углеводороды, сероводород, оксиды хота и серы, механические взвеси.
При добыче нефти, богатой ароматическими углеводородами, в выбросах факельного хозяйства содержится большое количество бензола, толуола, ксилола, фенола.
Жидкости делим на минерализованные воды и нефтесодержащие, буровые растворы
Минерализованные воды влияют на почву, пресные воды
Нефтесодержащие жидкости образуются в больших количествах и загрязняют подземные воды в случае сброса в поглощающие объекты.
Буровые растворы загрязряют почву в случае розливов
11. Методы расчета показателей разработки. Расчет дебитов и перепадов давления при разработке полосовой залежи на основе теории поршневого вытеснения нефти водой.
ЧТО НАПИСАТЬ не знаю, там формулы, на формулах Борхович завалит.