Полезное:
Как сделать разговор полезным и приятным
Как сделать объемную звезду своими руками
Как сделать то, что делать не хочется?
Как сделать погремушку
Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами
Как сделать идею коммерческой
Как сделать хорошую растяжку ног?
Как сделать наш разум здоровым?
Как сделать, чтобы люди обманывали меньше
Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили?
Как сделать лучше себе и другим людям
Как сделать свидание интересным?
Категории:
АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника
|
Методы поддержания пластового давленияПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (а. maintenance of reservoir pressure, repressuring; н. Lagerdruckunterhaltung; ф. maintien de la pression de gisement; и. mantenimiento de presion en las capas) — процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. Поддержаниепластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении. В зависимости от геологических условий и экономических показателей разработки выбирают тот или иной способ поддержания пластового давления или их комбинацию. Поддержание пластового давления способом внутриконтурного заводнения является наиболее эффективным и экономичным, особенно для больших по площади нефтяных залежей. Его создают путём блокового, ступенчатого осевого, барьерного (для нефтегазовых залежей) площадного, очагового или изибрательного способов заводнения. При поддержании пластового давления в нефтяной части залежи через нагнетательные скважины закачивают воду или водогазовую смесь без добавок или с различными добавками, способствующими улучшению её вытесняющих свойств. Если нефтяная залежь имеет ярко выраженный свод, то в него для поддержания пластового давления нагнетают газ или воздух, вследствие чего создаётся напор искусственной газовой шапки. При расчёте процессов нагнетания определяют схему размещения нагнетательных скважин, суммарный объём закачки, приёмистость нагнетательных скважин, их число и давление нагнетания. Подбирается такая схема расположения нагнетательных скважин, которая обеспечивает наиболее эффективную связь между зонами нагнетания и отбора и равномерное вытеснение нефтиводой. При площадном заводнении в зависимости от геологического строения нефтяной залежи и стадии её разработки для поддержания пластового давления применяют рядное, 4-точечное, 7-точечное и другое расположение нагнетательных и добывающих скважин. В размещении скважин по правильной геометрической сетке могут допускаться отклонения, если площадное заводнение проводят дополнительно к ранее внедрённой системе заводнения с учётом её эффективности, геологического строения и состояния разработки пластов-коллекторов. Суммарный объём закачиваемого агента зависит от запроектированного отбора жидкости из залежи, от давления на линии нагнетания и большей частью от коллекторских и упругих свойств пластов. Число нагнетательных скважин при известном объёме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательных скважин определяется коэффициентом приёмистости, так же как производительность нефтяной скважины — коэффициентом продуктивности. Максимальное давление нагнетания зависит от типа имеющегося насосного оборудования. Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти определяется отношением заданного объёма закачки воды в сутки к поглотительной способности одной скважины. Об эффективности процесса заводнения судят по увеличению текущей добычи нефти из действующих скважин. Применение поддержания пластового давления резко увеличило темпы отбора нефти, сократило сроки разработки нефтяных залежей, обеспечило высокие конечные коэффициенты нефтеотдачи.
10. Особенности разработки нефтяных месторождений с трещиноватыми коллекторами. Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Интенсивность трещиноватости горной породы характеризуется объемной Г и поверхностной П плотностью трещин: Г = S/V; П = 1/F, где S — суммарная площадь продольного сечения всех трещин, секущих объем V породы; 1 — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых поверхностью площадью F. Еще одной характеристикой трещиноватости служит густота трещин Г = Δn/ΔL, где Δn — число трещин, пересекающих линию длиной ΔL, перпендикулярную к направлению их простирания. Размерность густоты трещин — 1/м. Трещинная емкость КТ по данным исследования шлифа под микроскопом равна КТ = bl/F, где b — раскрытость трещин в шлифе; 1 — суммарная протяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа. Макротрещиноватость в основном свойственна карбонатным коллекторам. Изучение макротрещиноватости проводят на основе визуального исследования стенок скважины по фотографиям, полученным с помощью глубинных фотокамер или телекамер, а также по данным гидродинамических исследований скважин. Из геофизических методов изучения трещиноватых пород применяют метод двух растворов, согласно которому в скважине дважды с двумя разными промывочными жидкостями определяют удельное сопротивление пластов по данным бокового каротажа. В этом случае Кт = 1,5[Рф1 ρрф2(ρ2 – ρ1)]/[ρ1 ρ2(ρф2 – ρф1)], где ρ1 - удельное сопротивление породы при заполнении трещин фильтратом первой промывочной жидкости с удельным сопротивлением ρф1; ρф2 — то же, при заполнении трещин фильтратом второй промывочной жидкости с удельным электрическим сопротивлением ρф2.
12 Разработка нефтяных месторождений в условиях режима растворённого газа Режим растворенного газа — режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения, при повышенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газовой шапки. В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта. Динамика годовых показателей разработки залежи приведена на рисунке 3.4.
Рисунок 3.4 — Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при режиме растворенного газа.
Динамика годовых показателей разработки залежи при этом режиме имеет следующие особенности. Пластовое выделившийся из нефти, не только извлекаемой на поверхность, но и остающейся в пласте. Дегазация пластовой начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжается обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды. Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0.2 – 0.3, а при небольшом газосодержании нефти имеет и меньшие значения —0.1 – 0.15. Рассматриваемый режим отмечался на целом ряде залежей Северного Кавказа, Сахалина и др.
|