Спасибо большое за прохождение теста промышленная безопасность в нефтегазовом деле
Информация о работе
Подробнее о работе
разработка нефтяных месторождений
- 24 страниц
- 2019 год
- 75 просмотров
- 0 покупок
Гарантия сервиса Автор24
Уникальность не ниже 50%
Фрагменты работ
1. Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем 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. Каждый объект разрабатывается "своей сеткой скважин". Объекты разработки не природные образования – они выделяются разработчиками. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы 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. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Выделение объектов разработки является важной составной частью создания такой системы.
Классификация и характеристика систем разработки
Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с определением системы необходимо использовать большое число параметров. На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:
• наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;
• расположению скважин на месторождении.
По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений.
Известно четыре основных параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки:
1. Плотность сетки скважин Sc, равная площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении n, то
Sc = S/n (м2/скв.)
Иногда используется параметр Sд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
2. Отношение извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении - параметр А.П. Крылова Nкр:
Nкр = N/n (тонн/скв.)
3. Отношение числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд параметр w:
w = nн/nд (безразмерный)
4. Отношение числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин – параметр wр. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин nр, то
wр = nр/n (безразмерный)
Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами скважин, между скважинами в рядах.
2. Распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти.
Физико-химическим методам разработки нефтяных месторождений, сопутствует явление сорбции (оседания) поверхностно-активных добавок к воде на зернах породы. Это оказывает решающее влияние на процесс извлечения нефти из пластов и экономику физико-химических методов разработки нефтяных месторождений. Поэтому рассмотрим его на примере вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раствором ПАВ.
Уравнения фильтрации нефти и воды в пласте при вытеснении из него нефти водным раствором ПАВ, уравнения неразрывности фильтрующихся жидкостей и обобщенный закон фильтрации нефти и воды остаются, по существу, такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой.
Однако относительные проницаемости во время вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ несколько изменяются. На рисунке 14.1 показаны кривые относительных проницаемостей kB(s) и kH(s), построенные по данным вытеснения нефти обычной водой (сплошные линии) и водным раствором ПАВ (пунктирные линии). При использовании водных растворов ПАВ кривая относительной проницаемости для нефти перемещается вправо по сравнению с таковой при вытеснении нефти обычной водой.
Рисунок 14.1 Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ. Относительная проницаемость: 1 - kH для нефти при вытеснении ее обычной водом; 2 - kH 1 для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ; 3 - kB для обычной воды; 4 - kB 1 для водного раствора ПАВ
Следовательно, количество остаточной нефти в пласте при вытеснении нефти водным раствором ПАВ уменьшается (соответствующая величина s*1 > s*).
Для построения математической модели вытеснения нефти водным раствором ПАВ, необходимо еще уравнение переноса ПАВ в пласте с учетом его сорбции в пористой среде. Для его вывода рассмотрим элемент пористой среды. В него через левую грань входит вместе с водой за время Дt количество ПАВ, равное vB bhcДt (с есть удельная концентрация ПАВ в воде), а через правую грань элемента пласта выходит количество ПАВ, равное:
В воде, насыщающей элемент пласта, за время Дt происходит приращение ПАВ, равное:
На зернах породы за этот же отрезок времени сорбируется количество ПАВ, равное:
где А есть количество сорбировавшегося ПАВ.
На основе баланса ПАВ в элементе пласта получим:
Из этого выражения получим дифференциальное уравнение переноса ПАВ в прямолинейном пласте:
(14.1)
Или в развернутом виде:
Учитывая, что стоящее в скобках выражение равно нулю на основе уравнения неразрывности фильтрующейся воды, получим:
(14.2)
Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды, как это показано ранее, вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:
(14.3)
Уравнение (14.2) можно переписать так:
(14.4)
Уравнение (14.3) может служить для определения распределения водонасыщенности s в пласте, а (14.4) - для расчета концентрации в нем ПАВ. Однако при этом необходимо выразить количество А сорбировавшегося ПАВ в зависимости от концентрации ПАВ в воде. Такие зависимости называются изотермами сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта применим изотерму сорбции Генри:
А = с/а. (14.5)
Подставив (14.5) в (14.4), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ :
(14.6)
Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (14.4) и (14.6). Более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ. В этом случае водонасыщенность, нефтенасыщенность и концентрация ПАВ в некоторый момент времени t имеет вид, показанный на рисунке 14.2. ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область, где хсор - координата границы сорбировавшегося в пласте ПАВ или «фронта сорбции». Область перед «фронтом сорбции» занята нефтью, дополнительно вытесненной из области под действием ПАВ. Область же занята нефтью и водой, уже не содержащей ПАВ. Таким образом, несмотря на то, что водный раствор ПАВ закачивают в пласт с начала разработки, вытеснение нефти и дополнительное ее извлечение из пласта происходят только в области. На границе же х = хв нефть вытесняется обычной водой, которая очистилась от ПАВ в области
3.Изменение давления в залежи при ее разработке. Аппроксимация Ван Эвердингена и Херста для круговой залежи.
Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая значению средней абсолютной отметки начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки.
Давление в пласте у забоя скважины при ее работе называют забойным давлением Pзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.
При исследовании проявления водонапорного режима (ВНР) газовая залежь часто аппроксимируется укрупненной скважиной (УС).
На основе этой теории основаны методики прогнозирования показателей разработки при ВНР, а также предложены методики уточнения параметров водоносного пласта.
Пусть укрупненная скважина радиусом R3 дренирует однородный по фильтрационно – емкостным свойствам водоносный пласт с постоянным по времени дебитом воды qв. Согласно решению Ван Эвердингена и Херста (1949) изменение во времени давления p(R3) на стенке укрупненной скважины определяется по уравнению:
(2)
где ;
h, k и -толщина, проницаемость и пьезопроводность водоносного пласта; mв – коэффициент динамической вязкости воды;
– табулированная функция параметра Фурье f0
Пусть укрупненная скважина эксплуатируется с постоянным противодавлением на водоносный пласт Dр = рн – р(R3). Для вычисления суммарного количества воды Qв, которое поступит в залежь к моменту t, авторами получено выражение
(3)
где – табулированная функция параметра Фурье f0.
Таблицы функций p(f0) и составлены для случаев бесконечного по протяженности, конечного замкнутого и открытого водоносного пласта. Бесконечный водоносный пласт соответствует условию Rk / R3 ³ 20, где Rk– радиус внешней границы пласта.
Теория укрупненной скважины наиболее актуальна для газовых и газоконденсатных месторождений. Решения (2) и (3), полученные для случаев qв= const, Dр = const, используются, благодаря принципу суперпозиции, для переменных во времени граничных условий на забое укрупненной скважины.
Форма заказа новой работы
Не подошла эта работа?
Закажи новую работу, сделанную по твоим требованиям
