Студопедия КАТЕГОРИИ: АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция |
Назначение и область применения циклического заводнения.
Технология заключается в периодическом изменении расходов (давлений) закачиваемой воды при непрерывной или периодической добыче жидкости из залежи со сдвигом фаз колебаний давления по отдельным группам скважин. В результате такого воздействия н пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается, и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Циклическое заводнение является одним из наиболее доступных и эффективных методов разработки нефтяных месторождений. Поэтому назначение технологического процесса - регулирование выработки нефтяных залежей путем установления такого режима работы нагнетательных скважин, при котором перемещение водонефтяных и газонефтяных контактов обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов и снижение объема добычи попутной воды. Область применения его - нефтяные месторождения, разрабатываемые с поддержанием пластового давления путем разрезания залежей на блоки. Наиболее эффективен метод в мощных слоисто-неоднородных пластах с хорошей гидродинамической связью между прослоями, а также в трещиновато-пористых коллекторах, насыщенных маловязкой нефтью с высоким газосодержанием.
БИЛЕТ 28 Система контроля разработки месторождений нефти и газа на основе результатов технологических исследований. Оперативное планирование исследований Предполагает организацию работ по конкретному объекту (скважине, пласту) с целью решения локальной геолого-технической задачи. При организации работ должно быть представление о решаемости стоящих перед ТИ и ГДИС задач в условиях конкретных скважин и пласта, о средствах и технологии измерений, порядке замеров. В получении ответа на эти вопросы состоит цель оперативного планирования. Системность гидродинамического контроля разработки по ТИ Системность ТИ исследований направлена на получение результатов, необходимых для настройки и экспертизы создаваемых по месторождениям цифровых постоянно- действующих геолого-технологических цифровых моделей, и в конечном счете – на оптимизацию работы скважин и месторождений. Решение этих задач зависит от реализации на производстве современных технологий, включая корректные испытания и исследования пластов, а также массовый переход на проведение мониторинговых исследований в добывающем фонде скважин стационарными датчиками, устанавливаемыми на забое под ЭЦН. 3. Соблюдение требований к периодичности и охвату ТИ, обеспечивающих необходимую полноту и качество исходных данных для текущего мониторинга работы пластов, скважин и подземного оборудования. Документирование результатов ТИ После проведения и интерпретации технологических исследований скважин (ТИ) в базу заносятся следующие данные: - результаты непосредственных измерений на скважине - результаты расчетов (с указанием способа расчетов) - сопутствующая промысловая информация Анализ и обобщение результатов ТИ Анализ и обобщение результатов выполняется: - в процессе и по завершению разведочного бурения и испытания пластов - в процессе и по завершению разбуривания (добуривания) месторождения (с испытанием объектов эксплуатации) - поэтапно в процессе разработки месторождения Выполняют: - построение карт изобар - построение карт проницаемости, проводимости, а также информационных карт -анализ динамики изменения гидродинамических свойств скважины (продуктивности и удельной продуктивности). Программное обеспечение ТИ Комплекс «Гидра-Тест» относится к классу программных средств, используемых для оперативной инженерной обработки. В этом комплексе реализованы практически все известные методы экспресс-обработки для ТИ. Применение результатов ТИ - мониторинг бурения и разработки месторождений. Основная задача – уточнение строения и распределения фильтрационных свойств залежи для планирования ГТМ, направленных на увеличение текущей добычи и конечного извлечения углеводородов. - применение результатов ТИ на этапе построения секторных гидродинамических моделей. Характеристика остаточных запасов нефти по данным геолого-гидродинамического моделирования Одним из результатов геолого-гидродинамического моделирования является локализация перспективных зон для доизвлечения остаточных запасов, а также выявление не вовлеченных в процесс разработки участков пласта. Использование адаптированной фильтрационной модели позволяет запланировать эффективные геолого-технологические мероприятия, выполнение которых обеспечит извлечение остаточных подвижных запасов и повысит экономическую рентабельность разработки месторождения. Главным и определяющим является нахождение остаточных подвижных и потенциальных подвижных (трудно-извлекаемых) запасов нефти, которые могут быть извлечены за счет градиентов давления и направлений фильтрационных потоков. Они могут быть найдены с очень большой точностью по истории разработки построением характеристик вытеснения по каждой скважине, участках и по объектам месторождения. С построением характеристик вытеснения по каждой скважине появляется возможность картирования начальных и остаточных подвижных запасов нефти. С учетом масштабов карты разработки определяются характерные расстояния (L) между линиями нагнетания и изолиниями максимальной концентрацией остаточных подвижных запасов нефти, которые определяют длину полуволны. Из этой же характеристики определяется время полуцикла волны. Коэффициент пьезопроводности определяется двумя путями: • построением модели двухслойного пласта по Сургучеву • по данным гидродинамических исследований (КВД, КПД). В дальнейшем строится график изменения пьезопроводности во времени, интерполируется и экстраполируется до времени окончания циклического заводнения с тем, чтобы максимально учесть проявления скинэффектов. Коэффициент нестационарности (отношение объемов закачки воды на минимальном режиме к объемам закачки на максимальном режиме на одной волне) принимается равным тому, где работы по циклическому заводнению были эффективными и геолого-физические условия близки к исследуемым объектам. Определение эффективности работ и его прогнозирование производят по характеристикам вытеснения (Вашуркина – Ревенко; Казакова – Медведского; Назарова – Сипачёва и др.). Таким образом, произведя картирование остаточных подвижных запасов нефти, краткий анализ коэффициентов охвата заводнением и нефтеотдачи, обосновав и определив основные технологические параметры циклического заводнения, начинается его проектирование сначала той части объекта, где остаточные подвижные запасы сосредоточены максимально, расширяясь и развиваясь по одному и тому же колебательному закону.
БИЛЕТ 29 |
||
Последнее изменение этой страницы: 2018-04-12; просмотров: 586. stydopedya.ru не претендует на авторское право материалов, которые вылажены, но предоставляет бесплатный доступ к ним. В случае нарушения авторского права или персональных данных напишите сюда... |