Планиране на технологични показатели за разработване на находища. Изчисляване на показателите за развитие на находищата

Технологията за разработване на нефтени находища е набор от методи, използвани за извличане на нефт от недрата.В горната концепция за система за разработване наличието или отсъствието на въздействие върху формацията е посочено като един от определящите фактори. Необходимостта от пробиване на инжекционни кладенци зависи от този фактор. Технологията на разработване на резервоара не е включена в определението за система за разработване. С едни и същи системи могат да се използват различни технологии за копаене. Разбира се, при проектиране на разработване на находище е необходимо да се вземе предвид коя система отговаря най-добре на избраната технология и коя система за разработване може най-лесно да постигне зададените показатели.

Развитието на всяко нефтено находище се характеризира с определени показатели. Нека разгледаме общите показатели, присъщи на всички технологии за развитие. Те включват следното.

Производство на масло q n – основният показател, общ за всички добивни кладенци, пробити на обекта за единица време, и среднодневно производство q ns за ямка. Естеството на промените във времето на тези показатели зависи не само от свойствата на пласта и течностите, които го насищат, но и от технологичните операции, извършвани в полето на различни етапи на развитие.

Течна екстракция qf – общо производство на нефт и вода за единица време. Чистият нефт се добива от кладенци в чисто нефтоносната част на находището през сух период на работа на кладенците. За повечето отлагания рано или късно техните продукти започват да се наводняват. От този момент течното производство надвишава производството на нефт.

Производство на газ q g. Този индикатор зависи от съдържанието на газ в нефта на резервоара, неговата мобилност спрямо мобилността на нефта в резервоара, съотношението на налягането в резервоара към налягането на насищане, наличието на газова шапка и системата за разработване на полето. Производството на газ се характеризира с помощта на газовия фактор, т.е. съотношението на обема газ, произведен от кладенец за единица време, намален до стандартни условия, към производството на дегазиран нефт за същата единица време. Средният газов фактор като показател за технологично развитие се определя от съотношението на текущия добив на газ към текущия добив на нефт.

При разработване на находище при поддържане на налягането в резервоара над налягането на насищане, газовият фактор остава непроменен и следователно естеството на промяната в производството на газ повтаря динамиката на производството на нефт. Ако по време на разработката налягането в резервоара е под налягането на насищане, тогава газовият фактор се променя, както следва. По време на разработката в режим на разтворен газ средният газов фактор първо се увеличава, достига максимум, а след това намалява и клони към нула при налягане в резервоара, равно на атмосферното. В този момент режимът на разтворения газ преминава в гравитационен режим.

Разгледаните показатели отразяват динамичните характеристики на процеса на добив на нефт, вода и газ. За характеризиране на процеса на развитие през целия минал период от време се използва интегрален показател - натрупана продукция. Кумулативното производство на нефт отразява количеството нефт, произведено от дадено съоръжение за определен период от време от началото на разработката, т.е. от момента на пускането на първия производствен кладенец.

За разлика от динамичните показатели, натрупаната продукция може само да се увеличава. С намаляване на текущото производство темпът на нарастване на съответния натрупан показател намалява. Ако текущото производство е нула, тогава растежът на натрупания показател спира и той остава постоянен.

Освен разгледаните абсолютни показатели, които количествено определят добива на нефт, вода и газ, се използват и относителни, характеризиращи процеса на добив на пластови продукти като дял от запасите на нефт.

Скорост на развитие Z(t)– съотношението на годишния добив на нефт към възстановимите запаси, изразено като процент.

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

Този показател се променя във времето, отразявайки влиянието върху процеса на разработване на всички технологични операции, извършвани в находището, както по време на неговото разработване, така и в процеса на регулиране.

Фигура 1.7 показва криви, характеризиращи скоростта на развитие във времето за две находища с различни геоложки и физични свойства. Съдейки по дадените зависимости, процесите на развитие на тези полета са значително различни. Според крива 1 могат да се разграничат четири периода на развитие, които ще наричаме етапи.

Първи етап(етап на въвеждане в експлоатация на находище), когато настъпи интензивно сондиране на кладенци в основния фонд, скоростта на развитие непрекъснато се увеличава и достига максималната си стойност до края на периода. По дължината му обикновено се произвежда безводно масло. Продължителността му зависи от размера на находището и скоростта на пробиване на кладенци, които съставляват основния фонд.

Постигането на максимален годишен добив на възстановими запаси от нефт не винаги съвпада със завършването на сондажите. Понякога се случва преди датата на пробиване на находището.

1 – депозит А; 2 – депозит Б; I, II, III, IV – етапи на развитие

Фигура 1.7 – Графика на промените в скоростта на развитие във времето

Втори етап(етап на поддържане на постигнатото максимално ниво на производство на нефт) се характеризира с повече или по-малко стабилно годишно производство на нефт. В заданието за разработване на находището често се посочват максималния добив на нефт, годината, в която трябва да се постигне този добив, както и продължителността на втория етап.

Основната задача на този етап се осъществява чрез пробиване на резервни кладенци, регулиране на условията на кладенеца и пълно разработване на система за наводняване или друг метод за въздействие върху формацията. Някои кладенци спират да текат към края на етапа и се прехвърлят към механизиран метод на работа (с помощта на помпи).

Трети етап(етап на намаляващо производство на нефт) се характеризира с интензивно намаляване на скоростта на развитие на фона на прогресивно намаляване на водата в производството на кладенци при условия на водно налягане и рязко увеличаване на газовия фактор при условия на газово налягане. Почти всички кладенци се експлоатират механизирано. Значителна част от кладенците са извън експлоатация до края на този етап.

Четвърти етап(краен етап на развитие) се характеризира с ниски темпове на развитие. Налице е високо обводняване и бавно намаляване на производството на нефт.

Първите три етапа, по време на които се изтеглят от 70 до 95% от възстановимите петролни запаси, формират основния период на развитие. По време на четвъртия етап се извличат останалите петролни запаси. Въпреки това, през този период, който като цяло характеризира ефективността на внедрената система за разработване, се определя крайната стойност на количеството извлечен нефт, общият период на разработване на находището и се извлича основният обем свързана вода.

Както се вижда от фигура 1.10 (крива 2), за някои находища е характерно, че след първия етап настъпва етап на спад в производството на нефт. Понякога това се случва още в периода, когато полето се пуска в разработка. Това явление е характерно за находища с вискозни масла или когато до края на първия етап са постигнати високи темпове на развитие от около 12 - 20% годишно или повече. От опита на развитие следва, че максималният темп на развитие не трябва да надвишава 8 - 10% годишно, а средно за целия период на развитие стойността му трябва да бъде в рамките на 3 - 5% годишно.

Нека отбележим още веднъж, че описаната картина на промените в добива на нефт от находище по време на неговото разработване ще се случи естествено в случай, че технологията за разработване на находището и, може би, системата за разработване остават непроменени във времето. Във връзка с разработването на методи за повишаване на добива на нефт, на някакъв етап от разработването на находището, най-вероятно на трети или четвърти, може да се приложи нова технология за извличане на нефт от недрата, в резултат на което добивът на нефт от находището отново ще се увеличи.

В практиката на анализ и проектиране на разработването на нефтени находища се използват и показатели, които характеризират скоростта на изтегляне на нефтени запаси във времето: скоростта на избор на балансови резерви и скоростта на избор на остатъчни възстановими резерви. А-приори

(1.13)

Където – годишен добив на нефт в находището в зависимост от времето на разработка; – баланс на петролните запаси.

Ако (1.8) е скоростта на развитие, тогава връзката между и се изразява с равенството:

(1.14)

където е добивът на нефт до края на периода на разработване на находището.

Скорост на добив на остатъчни възстановими запаси от нефт:

, (1.15)

Където – натрупан добив на нефт за находището в зависимост от времето на разработка.

Кумулативен добив на нефт:

(1.16)

къде е времето на разработване на полето; - текущо време.

Текущият нефтен добив или коефициентът на подбор на балансовите запаси се определя от израза:

(1.17)

До края на разработването на полето, т.е. при , добив на масло:

(1.18)

Обводнеността на продукта е съотношението на дебита на водата към общия дебит на маслото и водата. Този индикатор варира във времето от нула до единица:

(1.19)

Характерът на изменението на показателя зависи от редица фактори. Един от основните е съотношението на вискозитета на маслото към вискозитета на водата в резервоарни условия µ 0:

µ 0 = µ n / µ в (1.20)

Където µ nИ µ инча– динамичен вискозитет съответно на масло и вода.

При разработване на находища с високо вискозни масла може да се появи вода в производството на някои кладенци от началото на тяхната експлоатация. Някои залежи с нисковискозни масла се разработват дълго време с незначително обводняване. Граничната стойност между вискозни и нисковискозни масла варира от 3 до 4.

Естеството на напояване на кладенци и производство на резервоар също се влияе от послойната хетерогенност на резервоара (с увеличаване на степента на хетерогенност, безводният период на работа на кладенеца се намалява) и позицията на кладенеца интервал на перфорация спрямо контакта масло-вода.

Опитът в разработката на нефтени находища показва, че при нисък вискозитет на нефт се постига по-голямо добив на нефт с по-ниска водност. Следователно обводнеността може да служи като косвен индикатор за ефективността на разработването на находището. Ако има по-интензивно напояване на продукта в сравнение с проекта, това може да служи като индикатор, че депозитът е обхванат от процеса на наводняване в по-малка степен от очакваното.

Скорост на изтегляне на течности– съотношението на годишното производство на флуид в условията на резервоара към възстановимите запаси от нефт, изразено в % на година.

Ако динамиката на скоростта на развитие се характеризира с етапи, тогава промяната в скоростта на изтегляне на течността във времето се извършва, както следва. През първия етап селекцията на течности за повечето полета практически повтаря динамиката на скоростта на тяхното развитие. Във втория етап скоростта на теглене на течности от някои депозити остава постоянна на максимално ниво, от други намалява, а от трети се увеличава. Същите тенденции са още по-силно изразени през третия и четвъртия етап. Промяната в скоростта на изтегляне на течност зависи от фактора масло-вода, дебита на водата, инжектирана в резервоара, налягането в резервоара и температурата на резервоара.

Водно-маслен фактор– съотношението на текущите стойности на производството на вода към нефта в момента на разработване на находището, измерено в m 3 /t. Този параметър, показващ колко обема вода се произвеждат на 1 тон произведен нефт, е косвен индикатор за ефективността на разработката и започва да нараства бързо от третия етап на разработка. Скоростта на неговото нарастване зависи от скоростта на изтегляне на течността. При разработването на залежи с ниско вискозитетно масло, в крайна сметка съотношението на обема на произведената вода към производството на нефт достига единица, а за вискозните масла се увеличава до 5-8 m 3 /t и в някои случаи достига 20 m 3 /t.

Разход на вещества, инжектирани във формацията.При прилагането на различни технологии за въздействие върху формацията се използват различни агенти за подобряване на условията за извличане на нефт от подпочвения слой. Във формацията се изпомпват вода или пара, въглеводородни газове или въздух, въглероден диоксид и други вещества. Скоростта на инжектиране на тези вещества и общото им количество, както и скоростта на извличането им на повърхността с добив на кладенец, са най-важните технологични показатели на процеса на разработване.

Резервоарно налягане.В процеса на разработване налягането в образуванията, включени в обекта на разработване, се променя в сравнение с първоначалното. Освен това в различните части на района той ще бъде различен: в близост до инжекционни кладенци е максимален, а в близост до производствени кладенци е минимален. За наблюдение на промените в налягането в резервоара се използва среднопретеглена стойност за площта или обема на резервоара. За да се определят среднопретеглените им стойности, се използват изобарни карти, конструирани за различни точки във времето.

Важни показатели за интензивността на хидродинамичното въздействие върху пласта са наляганията на дъното на инжекционните и производствените кладенци. Разликата между тези стойности определя интензивността на флуидния поток във формацията.

Налягането в устието на производствените кладенци се установява и поддържа въз основа на изискванията за осигуряване на събирането и транспортирането в полето на продуктите от кладенците.

Температури на резервоараА. По време на процеса на разработване този параметър се променя в резултат на дроселиращи ефекти в зоните около сондажа на формацията, инжектиране на охлаждащи течности във формацията и създаване на движещ се фронт на горене в нея.

Въпроси за самоконтрол:

1. Дефинирайте понятието „разработка на нефтени находища“.

3. Дайте примери за хидродинамични връзки между нефтените находища и околната водна система.

4. Как се разпределя налягането в нефтен резервоар по време на неговото разработване?

Изпратете добрата си работа в базата знания е лесно. Използвайте формата по-долу

Студенти, докторанти, млади учени, които използват базата от знания в обучението и работата си, ще ви бъдат много благодарни.

Публикувано на http://www.allbest.ru/

Федерална агенция за образование

състояниеобразователна институция за висше професионално образование

пермскидържавен технически университет

Отделразработване на нефтени и газови находища

Тест

Дисциплина: "Разработване на нефтени и газови находища"

Вариант No27

„Основни показатели за разработване на нефтени находища“

Въведение

1. Геоложка част. Обща информация за района, в който се намира находището; стратиграфия; тектоника; литология; нефтен и газов потенциал; структура и резервоарни свойства на продуктивни образувания; свойства на пластовите флуиди (нефт, газ, вода); енергийни характеристики на находището; информация за запасите от нефт и газ.

2. Технико-технологична част. Обща характеристика на проектния документ. Анализ на състоянието на развитие въз основа на сравнение на реални и проектни показатели за развитие. Изчисляване на дългосрочен план за производство на нефт за следващите пет години.

Изчисляване на показателите за разработване на нефтени и газови находища

Оценка на коефициента на нефтен добив с помощта на методи за многовариантен регресионен анализ (зависимост на Сопнюк) за теригенни резервоари при режим на водно налягане:

SIF = 0,195-0,0078µo + 0,082?gK + 0,00146 до +0,0039h + 0,180Kp - 0.054Нвнс + 0.275Сн - 0,00086S

SIF = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0, 00086*25 =0,503

Тук относителният вискозитет - съотношението на вискозитета на маслото към вискозитета на изместващия агент (вода).

К - средна пропускливост на пласта в µm2,

да се - начална температура на резервоара в C,

ч - средна ефективна нефтонаситена дебелина на пласта в m,

КП - коефициент на пясъчност в части от единица,

Nvnz - съотношението на балансовите запаси от нефт в нефтено-водната зона към балансовите запаси на цялото находище в части от единица,

сн - начално нефтено насищане на пласта във фракции от единица,

С - Плътността на мрежата от кладенци се изразява чрез съотношението на общата площ на находището към броя на всички работещи кладенци, ha/кладенец.

1. Характеристика на основните показатели за разработване на нефтени находища

нефтен запас природен газ

Основните технологични показатели, характеризиращи процеса на разработване на нефтено находище (находище), включват: годишен и кумулативен добив на нефт, течност, газ; годишно и кумулативно инжектиране на агент (вода); обводняване на произведената продукция; избор на нефт от възстановими запаси; запас от производствени и инжекционни кладенци; нива на теглене на петрол; компенсиране на отнемането на течност чрез инжектиране на вода; коефициент на възстановяване на маслото; дебит на сондаж за нефт и течност; приемливост на кладенец; резервоарно налягане и др.

По метода на Лисенко В.Д. В таблица № 1 са определени и обобщени следните показатели:

1. Годишен добив на нефт (qt) и 2. Брой добивни и инжекционни кладенци (nt):

където t е поредният номер на отчетната година (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - добив на нефт за годината, предхождаща изчислената, в нашия пример за 10-та година; e=2.718 - основа на естествените логаритми; Qres – остатъчни извличаеми запаси от нефт в началото на изчислението (разликата между първоначалните извличаеми запаси и натрупания добив на нефт в началото на изчислителната година, в нашия пример за 10-та година).

n0 - брой кладенци в началото на отчетната година; T е средният живот на кладенец, години; при липса на действителни данни стандартният период на амортизация за кладенец (15 години) може да се приеме като T.

3. Годишна скорост на изтегляне на нефт t - съотношението на годишния добив на нефт (qt) към първоначалните възстановими запаси от нефт (Qlow):

t дъно = qt / Q дъно

4. Годишният темп на изтегляне на нефт от остатъчни (текущи) възстановими запаси е съотношението на годишното производство на нефт (qt) към остатъчните възстановими запаси (Qoiz):

t oiz = qt / Qoiz

5. Добив на нефт от началото на разработката (кумулативен добив на нефт (Qacc):

Сума на годишните тегления петрол за текущата година.

6. Добив на нефт от първоначалните възстановими запаси - съотношението на натрупания добив на нефт (Qacc) към (Qlow):

СQ = Qnak / Qniz

7. Коефициент на добив на нефт (ORF) или добив на нефт - отношението на натрупания добив на нефт (Qnak) към първоначалните геоложки или балансови запаси (Qbal):

KIN = Qnak / Qbal

8. Течно производство на година (ql). Годишният течен добив за перспективния период може да се приеме постоянен на действително постигнатото през 10-та година ниво.

9. Производство на течности от началото на разработката (Ql) - сумата от годишните изтегляния на течности за текущата година.

10. Средна годишна водност на производството на кладенец (W) - съотношението на годишното производство на вода (qw) към годишното производство на течност (ql):

11. Инжектирането на вода на година (qzak) за бъдещия период се приема в обеми, които осигуряват натрупана компенсация за изтегляне на течност за 15-та година на развитие в размер на 110-120%.

12. Водна инжекция от началото на разработката Qzak - сумата от годишните водни инжекции за текущата година.

13. Компенсация на изтеглянето на течност чрез инжектиране на вода на година (текущо) - съотношението на годишното инжектиране на вода (qzak) към годишното производство на течност (ql):

Kg = qzak / qzh

14. Компенсация за изтегляне на течност чрез инжектиране на вода от началото на разработката (натрупана компенсация) - съотношението на натрупаната инжекция на вода (Qzak) към натрупаното изтегляне на течност (Ql):

Knak = Qzak / Qzh

15. Производството на свързан нефтен газ за годината се определя чрез умножаване на годишното производство на нефт (qt) по газовия фактор:

qgas = qt.Gf

16. Добив на съпътстващ нефтен газ от началото на разработката - сумата от годишните добиви на газ.

17. Средният годишен дебит на нефт от един добивен кладенец е съотношението на годишния добив на нефт (qg) към средния годишен брой добивни кладенци (следващ) и броя на дните в годината (Tg), като се вземат предвид добивните кладенци коефициент на работа (Ke.d):

qwell d. = qg / nadd Tg Ke.d,

където K.d е равно на съотношението на дните (дни), отработени от всички производствени кладенци през една календарна година, към броя на тези кладенци и броя на календарните дни (дни) в годината.

18. Средният годишен дебит на течност на един добивен кладенец е съотношението на годишния добив на течност (ql) към средния годишен брой добивни кладенци (следващ) и броя на дните в годината (Tg), като се вземе предвид производството скорост на работа на кладенеца (Ke.d):

19. Средна годишна инжекция на един инжекционен кладенец - съотношението на годишното инжектиране на вода (qzak) към средногодишния брой инжекционни кладенци (nnag) и броя на дните в годината (Tg), като се вземе предвид работният коефициент на инжектиране кладенци (Ke.n):

qwell = qzak / nnag Tg Ke.n,

където K.n е равно на съотношението на дните, отработени от всички инжекционни кладенци през една календарна година, към броя на тези кладенци и броя на календарните дни в годината.

20. Налягането в резервоара за 20-тата година на разработка има тенденция да намалява, ако натрупаната компенсация е по-малка от 120%; ако натрупаната компенсация е в диапазона от 120 до 150%, тогава налягането в резервоара е близко или равно на първоначалното; ако натрупаната компенсация е повече от 150%, тогава налягането в резервоара има тенденция да се увеличава и може да бъде по-високо от първоначалното.

Графикът за развитие на находището е представен в хистограмата.

Изчисляване на запасите от природен газ по формула и изчисляване на извличаемите запаси по графичен метод

отекстраполирането на графиката Q zap = f (Pav(t)) към абсцисната ос определя извличаемите газови запаси или като се използва съотношението:

където Q ап - първоначални извличаеми газови запаси, млн. m3;

Qext (t) - добивът на газ от началото на разработката за определен период от време (например 5 години) е даден в Приложение 4, млн. m3;

Pstart - начално налягане в находището, MPa;

Pav(t) - среднопретеглено налягане в находището за периода на обемен добив на газ (например 5 години), Pav(t) =0,9 Рinit., MPa;

initial и av(t) - корекции за отклонението на свойствата на реален газ по закона на Бойл-Мариот от свойствата на идеалните газове (съответно за налягания Pinit и Paver(t)). Изменението е равно на

Коефициентът на свръхсвиваемост на газа се определя от експерименталните криви на Браун-Кац. За опростяване на изчисленията условно приемаме zinit =0,65, zav(t) =0,66, чиято стойност съответства на налягането Pav(t); За изчисление приемаме Kgo = 0,8.

Име на индикатора	Обозначаване	величина	Единици
Първоначално налягане в резервоара
Добив на газ от 5 години	U Qgas
Приет коефициент на възстановяване на газ
Извличаеми газови запаси	Vдобиван газ
Балансови запаси от газ	Qгазова топка
Средна годишна норма на изтегляне на газ	Tgaz
Продължителност на развитието

Изводи въз основа на резултатите от изчисленията.

Максимумгодишното производство на петрол е постигнато през десетата година на развитие и се равнява на 402 хиляди тона. Кумулативният добив на нефт за последната прогнозна година на разработка е равен на 3013,4 хил. тона, което е 31,63% от първоначалните извличаеми запаси; CIN за последната отчетна година - 0,14 долара. единици; максималната годишна норма на изземване на нефт от първоначалните извличаеми запаси е 4,219%, за последната отчетна година 0,38%; обводненост на добитите продукти - 92%; годишно нагнетяване на вода - 550 хил. м3; текущата и натрупаната компенсация за изтегляне на течност чрез инжектиране на вода са съответно 123,18 и 121,75%; средните дебити на добивните кладенци за нефт и течност са съответно 16,4 и 26,2 тона/ден; средният приемистост на един инжекционен сондаж е 111,67 m3/ден; текущото налягане в резервоара е 20 MPa, което е с 4,4 MPa по-ниско от първоначалното. Въпросният обект е на четвърти етап на развитие.

Балансовите (геоложки) газови запаси са 23123,1 милиона m3, извличаемите газови запаси са 18498,487 милиона m3. Средният годишен добив на газ е 2,23%. Продължителността на разработването на газовото находище е 44 години.

Публикувано на Allbest.ru

...

Подобни документи

Геоложка структура на нефтеното поле. Дълбочина, нефтено съдържание и геоложки и физични характеристики на формация 1BS9. Проучване на динамиката на сондажния фонд и обемите на добив на нефт. Анализ на показателите за развитие и енергийното състояние на резервоара.

тест, добавен на 27.11.2013 г

Геоложки и физически характеристики на находището Вах. Свойства и състав на нефта, газа и водата. Анализ на динамиката на производството, структурата на сондажния фонд и показателите за тяхната експлоатация. Изчисляване на икономическата ефективност на варианта на технологично развитие.

дисертация, добавена на 21.05.2015 г

Общо описание и геолого-физични характеристики на находището, анализ и етапи на неговото разработване, технология за добив на нефт и използвано оборудване. Мерки за интензифициране на този процес и оценка на практическата му ефективност.

дисертация, добавена на 06/11/2014

Физико-химични характеристики на нефта и газа. Откриване и подготовка на минното поле. Характеристики на разработването на нефтени находища по метода на термичен добив. Минен изкоп. Проектиране и избор на вентилаторна инсталация за основна вентилация.

дисертация, добавена на 06/10/2014

Характеристики на геоложкия строеж на нефтеното находище. Резервоарни свойства на продуктивни пластове и тяхната разнородност. Физико-химични свойства на пластови флуиди, нефт, газ и вода. Основи на разработването на нископродуктивни глинести резервоари.

доклад от практиката, добавен на 30.09.2014 г

Проучване на системата за събиране и сепариране на нефт преди и след реконструкцията на находището. Методи за добив на нефт и условия на експлоатация на нефтеното находище. Хидравлично изчисляване на тръбопроводи. Определяне на разходите за основен ремонт на нефтени кладенци.

курсова работа, добавена на 03.04.2015 г

Основни концепции за разработване на нефтени и газови находища. Анализ на методите за въздействие върху нефтения резервоар в Средне-Асомкинското нефтено поле. Препоръки за повишаване на коефициента на възстановяване на маслото и избор на оптимален метод на производство.

курсова работа, добавена на 21.03.2012 г

Геоложки и физически характеристики на нефтеното находище. Основни параметри на резервоара. Физико-химични свойства на пластовите флуиди. Характеристики на запаса от кладенци и текущи дебити. Изчисляване на показателите за технологично развитие. Анализ на производството на резервоара.

курсова работа, добавена на 27.07.2015 г

Геоложки и физически характеристики на Кравцовското поле. Анализ на текущото състояние и ефективността на прилаганата развойна технология. Избор и обосновка на механизирания метод за добив. Основни изисквания към сондажното оборудване.

дисертация, добавена на 18.04.2015 г

Анализ на текущото състояние и издаване на препоръки за регулиране на процеса на разработване на находище на нефтени находища. Геоложки и полеви характеристики на състоянието на находището, нефтен и газов потенциал на хоризонтите. Изчисляване на икономическата ефективност на разработването на резервоара.

ТЕХНОЛОГИЯ ЗА РАЗРАБОТВАНЕ НА НЕФТНИ НАХОДИЩА И ПОКАЗАТЕЛИ ЗА ТЕХНОЛОГИЧНО РАЗВИТИЕ

Избор на система за разработване въз основа на основните геоложки и физични характеристики на находището

Основни геоложки и физични характеристики	Система за развитие
Вискозитет на маслото в pl. конвенционален mPa*s m n	Подвижност µm 2 /mPa*s K/ m n	Дълбочина на пясъчно образуване Kp	Плътност на мрежата на кладенеца, ха/кладенец	Разположение на кладенеца	Система за наводняване с вода
0,5-5,0	До 0,1	0,5-0,65	16-32	Ред, квадрат. 1-3 реда, 5-7 точки.	Линеен с фокусен, област
0,65-0,80	20-36	Вграден, 3 реда	Линеен с фокусен
повече от 0,80	24-40	Ред, 3-5 реда	Линеен с фокусен
Повече от 0,1	0,5-0,65	24-40	Вграден, 3 реда	Линеен с фокусен
0,65- 0,80	28-40	Вграден, 5 реда	Линеен с фокусен
Повече от 0,80	33-49	Вграден, 5 реда	Линеен с фокусен
5,0-40,0	До 0,1	0,5-0,55	12-24	Площ, 5-7-9 точка	■ площ
0,65-,80	18-28
Повече от 0,80	22-33	Ред, 3 реда. Площ, 5-7-9 точка	Линеен с фокусен. ■ площ
Повече от 0,1	0,5-0,65	16-28	Ред, 1-3 реда. Площ, 5-7-9 точка	Линеен с фокусен. ■ площ
0,65- 0,80	22-32	Ред, 1-3 реда.	Линеен с фокусен
Повече от 0,80	26-36	Ред, 1-3 реда.	Линеен с фокусен

Технологията за разработване на нефтени находища е набор от методи, използвани за извличане на нефт от недрата. В раздел 3 концепцията за система за развитие показва наличието или липсата на въздействие върху формирането като един от определящите фактори. Необходимостта от пробиване на инжекционни кладенци зависи от този фактор. Технологията на разработване на резервоара не е включена в определението за система за разработване. С едни и същи системи могат да се използват различни технологии за копаене. Разбира се, при проектиране на разработване на находище е необходимо да се вземе предвид коя система отговаря най-добре на избраната технология и коя система за разработване може най-лесно да постигне зададените показатели.

Разработката на всяко нефтено находище се характеризира с определени технологични показатели. Нека разгледаме общите показатели, присъщи на всички технологии за развитие. Те включват следното:

производствомасло Q n е основният показател, общ за всички производствени кладенци, пробити на обекта за единица време, и среднодневно производство q n за ямка.

Естеството на промените във времето на тези показатели зависи не само от свойствата на пласта и течностите, които го насищат, но и от технологичните операции, извършвани в полето на различни етапи на развитие.

Течна екстракция Q g - общо производство на нефт и вода за единица време (година, месец). Чистият нефт се добива от кладенци в чисто нефтоносната част на находището през сух период на работа на кладенците. За повечето отлагания рано или късно техните продукти започват да се наводняват. От този момент течното производство надвишава производството на нефт.

У нас производството на петрол и течност се измерва в тегловни единици - тонове. В чужбина - в обем - m 3. В САЩ, Великобритания и Канада и редица други страни - в бъчви, 1 барел = 159 литра,в 1 m 3 = 6,29 барела.

Дебит на масло, вода и течност q n, q in, q f- съответно съотношението на производството на нефт, вода или течност към времето на работа на кладенеца за месец или година. Изчислява се както за отработено време, така и за календарно време. Мерна единица - t/ден*кладенец.

Отрязване на водата -това е отношението на произведената вода към общото количество течност, произведена за период (година, месец). Измерва се във фракции от единици. И %:

Водно-маслен фактор- съотношение на произведената вода към масло. Текущи и натрупани

Производство на газ Qг. Този показател зависи от съдържанието на газ в резервоара нефт, неговата мобилност спрямо мобилността на нефта в резервоара, съотношението на налягането в резервоара към налягането на насищане, наличието на газова шапка и системата за разработване на полето. Производството на газ се характеризира с помощта на газовия фактор, т.е. съотношението на обема газ, произведен от кладенец за единица време, намален до стандартни условия, към производството на дегазиран нефт за същата единица време. Средният газов фактор, като технологичен показател за развитие, се определя от отношението на текущия добив на газ към текущия добив на нефт.

Разход на агенти, инжектирани във формацията (Q z)и добива им заедно с нефта (и газа). При извършване на различни технологични процеси за извличане на нефт и газ от недрата (включително за поддържане на налягането в резервоара) в резервоара се изпомпва вода, вода с добавени химикали, газ и други вещества.

Основният показател, характеризиращ процеса на инжектиране, е компенсацията за изтегляне на течност чрез инжектиране на вода: текуща и натрупана. Измерва се във фракции от единици. И %.

При изготвяне на проекти за развитие стойността се приема равна на 115%, за да се осигурят загуби по трасето на инжектирана вода и загуби от триене.

Разгледаните показатели отразяват динамичните характеристики на процеса на добив на нефт, вода и газ. За характеризиране на процеса на развитие през целия минал период от време се използва интегрален показател - натрупано производство (∑Q n, ∑Q w). Кумулативното производство на нефт и течност отразява количеството, произведено от съоръжението за определен период от време от началото на разработката, т.е. от момента на пускането на първия производствен кладенец.

Добре склад. Кладенците са основният компонент на системата за разработване на нефтени находища; от тях се извлича нефт и свързаните с него компоненти; те служат за получаване на цялата информация за находището и за контрол на процеса на разработване. Кладенците според предназначението си се разделят на следните основни групи: производствени, инжекционни, специални и спомагателни.

Миненкладенците съставляват най-голямата част от запаса от кладенци. Предназначен за производство на нефт, газ и свързаните с тях компоненти.

наляганекладенците са предназначени за инжектиране на различни агенти (вода, газ, пара) в резервоара, за да се осигури ефективно разработване на нефтени находища.

Специаленкладенците са предназначени за провеждане на различни видове изследвания с цел изследване на параметрите и състоянието на развитие на находищата. Сред тях има две подгрупи - оценка и контрол. Първите се сондират за оценка на нефтената и газонаситеността на пластовете. Последните се делят на пиезометрични и наблюдателни.

Помощни кладенците са разделени на водоприемни и абсорбиращи кладенци.

Сондажният фонд на всяко производствено съоръжение е в постоянно движение. Общият брой на производствените кладенци се променя: на етапи I, II - се увеличава, на етапи III, IV - намалява.

Броят на инжекционните кладенци се увеличава с развитието на системата за наводняване. Уелс може да преминава от една група в друга.

Скорост на селекция от НЗБ. От вашия курс по геология знаете концепцията за първоначалните възстановими петролни запаси (IRR). Когато се анализира развитието на всяко съоръжение, се използват показатели като степента на селекция от НЗБ и степента на производство на НЗБ. Темпо на развитие Z(t),променящи се във времето T,равно на съотношението на текущия добив на петрол QH(t)към възстановимите запаси на находището

Формулата показва, че промяната в скоростта на развитие с течение на времето е подобна на промяната в производството на нефт. За характеризиране на система за развитие често се използва концепцията за максимална скорост на развитие. Z макс

Q H max -обикновено производство на нефт във втория период на развитие.

Скоростта на изтегляне на течността се определя по подобен начин

Темпът на развитие е мярка за активността на системата за развитие.

Степен на развитие на първоначалните възстановими запаси от нефт (IRR)- съотношение на натрупания добив на нефт към NCD. Освен това сравнението на стойността на текущата обводненост на добива на кладенец със стойността на степента на изчерпване на запасите може косвено да ни покаже дали обектът се разработва достатъчно успешно. Какво означава това: ако тези показатели са равни, можем да говорим за правилно развитие на обекта.

Ако степента на производство изостава от водоотделянето на кладенците, тогава е необходимо да се вземат мерки за отстраняване на това. Анализът на показателите за развитие във времето ще ни позволи да направим заключение или за използването на технологии за интензифициране на производството на нефт, или за широкомащабното въздействие на определена технология върху променящата се динамика на развитие.

Добив на масло.Количеството на запасите от нефт на определено находище е свързано със степента на извличане на нефт от недрата, което е отношението на възможното общо производство на нефт към балансовите (геоложки) запаси от нефт в резервоара.

Тази зависимост, наречена коефициент на добив на нефт или коефициент на добив на нефт, има формата:

η пр -проектен коефициент на възстановяване на маслото

η - текущ или действителен коефициент на добив на масло

Има текущо и окончателно добив на нефт. Под текущо добив на нефтразбере съотношението на количеството нефт, извлечено от резервоара в момента на разработване на резервоара, към първоначалните му запаси. Окончателно възстановяване на маслото- съотношението на количеството добит нефт в края на разработката към първоначалните запаси.

Q инв- възстановими запаси от нефт

Q резултат- баланс на петролните запаси

∑Q n- изтегляне на натрупано масло

В идеалния случай коефициентът на възстановяване на маслото има тенденция да достигне стойността на коефициента на изместване, т.е. стойността, която може да бъде извлечена възможно най-много от формация със специфични геоложки и физически характеристики. Но тъй като процесът на изместване на нефт зависи от много фактори: структурата и характеристиките на резервоара, хетерогенността, свойствата на нефта, който го насища, системата за разполагане на кладенеца, структурата на кладенеца, добивът на нефт може да бъде представен като:

h =b навън b хладна глава. b ohv вън

Коефициент на изместване- съотношението на количеството масло, изместено по време на продължително интензивно промиване на пространството на порите, в което е проникнал работният агент (вода), към първоначалното количество масло в същия обем. Определя се експериментално върху ядро.

Коефициент на покритие на наводнения- съотношението на количеството масло, изместено от промития обем на порното пространство, в което е преминала инжектираната или периферна вода при промиването му към даден воден разрез на добива на сондаж, към количеството нефт, изместено от същия обем по време на пълното му промиване, т.е. до количеството масло, определено от коефициента на изместване.

Коефициент на изместване на резервоара от процеса на изместванее отношението на сумата от обемите на резервоарите, обхванати от процеса на изместване на нефт, към общия обем на резервоарите, съдържащи нефт.

Добивът на нефт се определя не само за една формация или обект, но и за находището като цяло, за група находища и дори за нефтодобивен регион и страна.

Крайният добив на петрол се определя не само от възможностите на технологията за разработване на нефтени находища, но и от икономическите условия.

Разпределение на налягането в резервоара. В процес на разработване на масло
В нефтените находища налягането в резервоара непрекъснато се променя. На отделно
в участъци от формацията ще е различно. В областта на инжекционните кладенци ще има
високо налягане, ниско налягане в минната зона.

За оценка се използва средното или претегленото по площ налягане. Наляганията в характерни точки на пласта - на дъното на инжекционните кладенци - се използват като индикатори за развитие. R n , на дъното на производствените кладенци - Rn . На изпускателната линия Rn" на линията за избор R s " .

Също така е важно да се определят разликите в налягането между дъната на инжекционните и производствените кладенци, като разликата P n - P s = dP .

Налягане в устието на производствените кладенци. Установява се въз основа на изискванията за осигуряване на събирането и транспортирането на нефт, газ и вода от кладенците до инсталациите на нефтените полета.

Температура на резервоара.Това е естествен фактор. Тя може да се промени поради инжектирането на големи обеми студена вода във формацията или, обратно, охлаждащи течности с пара и гореща вода.

Всички показатели, присъщи на тази технология за извличане на нефт от недрата, са взаимосвързани, промяната в някои показатели на развитие води до промяна в други.

Основните технологични показатели за разработване на нефтени находища включват: текущо и кумулативно производство на нефт, свързан газ и течност; темп на развитие; газов фактор; обем на водата, инжектирана в резервоара; налягане в дъното на добива и в устията на инжекционните кладенци; запас от производствени и инжекционни кладенци; обводненост на производството на кладенец; баланс на инжектиране и изтегляне на течност и др.

Икономически показатели за разработване на нефтени находища.

Себестойност, приходи от продажби, инвестиции, производствени разходи, амортизация, балансова печалба, реинвестирана печалба, облагаема печалба, данъчни плащания, нетна печалба, паричен поток, дисконтиран паричен поток, вътрешна норма на възвръщаемост, период на изплащане, съотношение на капитала и др.

Основни технологични проекти за разработване на нефтени находища.

Проект за пробна експлоатация на проучвателни сондажи; проект за пробна експлоатация на находище (находен участък); технологична схема за пилотно промишлено разработване на находище или участък от находище; технологична схема за разработване на находище (находище); проект за разработване на находище; проект за разработване на находище; проектантски надзор при изпълнение на проекти и технологични схеми; анализ на развитието на резервоар (находище).

Методи за разработване на вискозни и високовискозни масла в карбонатни резервоари.

1.25. Характеристики на изместване на маслото; тяхната същност и практическо значениеХарактеристиките на изместването на нефта са графични зависимости на натрупаното производство на нефт от натрупаните или текущи стойности на производството на течност или вода, изградени въз основа на действителни данни. Екстраполирането на тези зависимости в бъдещето ни позволява да изчислим: очакваните показатели за технологично развитие за добив на нефт и течности, технологичната ефективност на различни геоложки и технически мерки в кладенци, както и възстановимите запаси от нефт, включени в разработката.

Пилотна промишлена експлоатация (ПИЕ) на нефтени находища (находища).

Пилотната промишлена експлоатация на нефтени (нефтени и газови) находища се извършва за получаване на първоначалните данни, необходими за изготвяне на проекти за разработване и подреждане на находището. Пилотното производство се проектира и извършва след извършване на пълен набор от геоложки, теренни и геофизични изследвания в проучвателни кладенци и установяване на основните физически и литоложки характеристики на продуктивните образувания, изследване на компонентния състав на нефта, определяне на нефтената наситеност на продуктивните хоризонти, извършване на бърза оценка на петролните запаси, установяване на липсата на промишлена стойност на газовия ръб. Преди началото на проекта за пилотна промишлена експлоатация е необходимо да се формализира разпределение на земя, да се изготви и одобри проект за развитие на находището за периода на пилотния проект, да се решат проблемите на недрата и опазването на околната среда и да се получи разрешение от териториалните органи на Държавния минно-технически надзор за изпълнение на пилотния проект.

Регулиране на разработването на нефтени находища.

Основната задача на регулирането на развитието е да осигури равномерно напредване на петролоносните контури, прехвърляне на фронта за инжектиране на вода, организиране на фокално и селективно наводняване, промени в изтеглянето на течности и инжектиране на ударен агент в отделни кладенци или групи кладенци, обработка на техните дънни зони и други геоложки и технически мерки, за да се осигури най-пълното изчерпване на запасите от нефт по площ и участък от находището. Регулирането на развитието се извършва не за отделни райони, а за областта като цяло.

Характеристики на развитието на нефтени находища в крайните етапи.

Влиянието на плътността на структурата на кладенеца върху основните показатели за разработване на нефтени находища.

Източници на резервоарна енергия и характеристики на режимите на разработване на находища на въглеводороди. Естествени режими на работа на пласта. Тяхната ефективност по отношение на крайния коефициент на възстановяване на нефта.

Разработване на нефтени находища с наводняване на резервоар. Системи за наводняване, геоложки условия за тяхното използване. Технология на процеса на наводняване. Мониторинг и регулиране на процеса на наводняване.

Изчисляване на показателите за развитие по метода на текущото планиране на производството на нефт и течности. Тази методика е известна като „Методика на Комитета за държавно планиране на СССР“. Използва се и до днес във всички отдели за производство на нефт и газ, в нефтени компании, в организации на горивно-енергийния комплекс и организации за планиране.

Изходни данни за изчисление:

1. Начални балансови запаси от нефт (NBR), t;

2. Начални извличаеми запаси от нефт (IRR), t;

3. В началото на планираната година:

Кумулативен добив на нефт (?Qн), t;

Кумулативно течно производство (?Q течност), t;

Кумулативно впръскване на вода (?Q zak), m 3 ;

Текущ запас от производствени кладенци (N дни);

Текущ запас от инжекционни кладенци (N дни);

4. Динамика на сондирането по години за планирания период (Nb):

Минно дело (N d b);

Изпускане (N n b).

Таблица 5.1 Първоначални данни за района на Западен Лениногорск на Ромашкинското поле

	NBZ, хиляди тона	NIZ, хиляди тона	Qn, хиляди тона	Qf, хиляди тона	Q zak, хиляди m 3

Изчисляване на показателите за развитие

1. Брой дни на експлоатация на добивни сондажи за година, пренесени от предходната година:

Dper=365K (5,1)

D per = 3650,9 = 328,5

2. Брой дни на експлоатация на нови производствени кладенци:

3. Среден дебит на нефт от нови производствени кладенци:

q n нов =8 т/ден

4. Степен на спад на добива на нефт от добивни кладенци:

5. Годишен добив на нефт от нови кладенци:

6. Годишен добив на нефт от прехвърлени кладенци:

7. Общо годишно производство на нефт

8. Годишен добив на нефт от нови кладенци от предходната година, ако те са работили без спад през тази година:

9. Годишен добив на нефт от прехвърлените кладенци от предходната година (ако са работили без спад):

10. Възможен прогнозен добив на нефт от всички кладенци от предходната година (ако са били експлоатирани без спад):

11. Планиран добив на нефт от кладенци от предходната година:

12. Намаляване на добива на нефт от кладенци от предходната година:

13. Процентна промяна в добива на нефт от кладенци през предходната година:

14. Среден добив на нефт на кладенец:

15. Среден дебит на нефтени кладенци, прехвърлен от предходната година:

16. Кумулативен добив на нефт:

17. Текущият коефициент на нефтен добив (ORF) е обратно пропорционален на първоначалните балансови запаси (IBR):

18. Избор от одобрени първоначални възстановими резерви от NCD, %:

19. Степен на избор от първоначални възстановими резерви (IRR), %:

20. Коефициент на избор от текущи възстановими резерви, %:

21. Средна водност на произведените продукти:

22. Годишно производство на течности:

23. Течно производство от началото на разработката:

24. Годишно впръскване на вода:

25. Годишна компенсация за извличане на течност чрез инжектиране:

26. Натрупана компенсация за извличане на течност чрез инжектиране:

27. Фактор вода-масло:

Динамиката на основните показатели за развитие е показана в табл. 5.2

Таблица 5.2 Динамика на основните показатели за развитие

Производство, милиони тона	Кумулативно производство, милиони тона	Инжектиране на вода, милиона m 3	Среден дебит на масло, t/ден	Скорост на селекция от НЗБ	Ставка за избор от TIZ
	течности	течности

Динамиката на годишното производство на нефт и течности и годишното инжектиране на вода е показана на фиг. 5.1.

Ориз. 5.1.

Динамиката на натрупаното производство на нефт и течност и натрупаното инжектиране на вода са показани на фиг. 5.2.

Ориз. 5.2.

Динамиката на коефициента на възстановяване на маслото, скоростта на селекция от НЗБ и скоростта на селекция от промишлени заболявания са показани на фиг. 5.3.

Ориз. 5.3. Динамика на коефициента на възстановяване на маслото, степен на селекция от НЗБ и степен на селекция от индустриални заболявания