Системы разработки нефтяных м/р.
СР НГМ – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений, опр-щих:
1.выбор объектов и установление последовательности их разр-ки. 2. опр-ние числа, соотношения и расположение доб. и нагн-х скв. основного и резервного фонда(геометрия расположения скв на площади, плотность сетки скв). 3. обоснование воздействия на пласты с целью извлечения из недр НиГ. 4. опр-ние способов управления и контроля за процессом разр-ки. 5. охрана недр и среды.
СР залежи НиГ- это разбуривание залежи экспл-ми скв-ми по определенной схеме и принятому плану с учетом мероприятий по воздействию на пласт.
СР наз-т рациональной, если она при наиболее полном использовании пластовой энергии и проведение мероприятий по воздействию на пласт обеспечивает макс.обеспечение НиГ при мин-х народнохоз-х затратах. СР классиф-т исходя из следующих признаков: 1.по темпу разбуривания и порядку ввода скв. в экспл-ю. 2.по сетке размещения скв. 3.по виду и способу энергетического воздействия на пласт. 4. по режиму работы доб. и нагн-х скв.
3.Расчет добычи нефти из новых скв. Расчет добычи нефти из старых скв.
Расчетная добыча.Расчет добычи нефти из старых скв.
Qс t+1=( Qс t +qtNt*365*kэкс )*Kи t+1,
Qс – добыча Н старых СКВ в прошлом году, qt- ср.дебит старых СКВ в прошлом году, Nt – кол-во новых скв, введённых в прошлом году; kэкс – коэф. эксплуатации в планируемом году, Kи t- коэф. изм-я добычи нефти в планируемом году.
Расчет добычи нефти из новых скважин
Qн t+1=N н t+1*qн t+1 *m t+1,
где Nн t+1 – число новых скважин в планируемом году. Qн t+1- ср.дебит новых СКВ в планируемом году, m t+1 – среднее число суток работы 1 новой СКВ-ны. (m =180 суток).
Расчетная добыча Qс t+1=Qс t +qtNt*365*kэкс.
Расчетная добыча, кот-я имело бы место в планируемом году, если бы добычи из старых СКВ прошлого года осталась без изменения, а новые СКВ, введенные в прошлом году экспл-вались в планируемом году при тех же дебитах полное число дней. Расчетную добычу можно определить имея факт-е данные за предшествующий год. При этом число дней работы переходящих новых СКВ принимается равных 365. На коэф-т изменения добычи влиют: обводнение продукции, изм-е добычи, изм-е фонда старых СКВ, к-рые связаны с выходом СКВ из эксплуатации из за обводнения или переводом части СКВ под нагнетание воды.
Билет №12
Стадии разработки мест-й.
Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 1 ):
1 стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — характеризуется ростом годовой добычи нефти; на этой стадии разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин (или его большую часть), осваивают предусмотренную систему воздействия на пласты;
II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки;
III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия но управлению процессом разработки;
IV стадия—-завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки
Границы между стадиями разработки устанавливают следующим образом.
Предшествующие II стадии годы относят к 1 стадии разработки.
Ко II стадии относят годы разработки с максимальным уровнем добычи нефти и примыкающие к ним годы, в которые добыча отличалась от максимальной не более чем на 10%.
Границу между II и III стадиями проводят между последним годом II стадии и первым после него годом с добычей. отличающейся от максимальной более чем на 10%.
Границу между III и IV стадиями определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, отражающем ее падение, в которой темп разработки равен 2%.
Первые три стадии составляют основной период разработки, четвертую называют завершающим периодом. В литературе нередко 1 и 11 стадии объединяют в ранний, a III н IV—в поздний периоды разработки .
