- •1.Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд?
- •2. Зачем нужна система ппд?
- •4. Текущая и накопленная добыча нефти?
- •5. Определение коэффициента обводненности в промысловых условиях.
- •6. Формула Дюпюи, область применения.
- •7. Причины образования конусов подошвенной воды и влияние на них анизотропии?
- •8. . Площадные системы заводнения.
- •9. Рядные системы заводнения.
- •10. Основные виды внутриконтурного заводнения.
- •14. Газонапорный режим.
- •15. Сущность упруговодонапорного режима.
- •16. Что такое гнк и внк?
- •18. Перечислить факторы, влияющие на полноту извлечения нефти на объектах разработки (конечный кин).
- •19. Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений
- •20. Технология форсированных отборов из нефтяных пластов.
- •21. Сущность потокоотклоняющих технологий (применение вус, гос и ос).
- •22. Методика определения технологической эффективности каких – либо гтм на месторождениях нефти.
- •23. Особенности разработки нефтяных месторождений с недонасыщенными коллекторами.
- •24. Сущность барьерного заводнения.
- •25. Особенности строения нефтегазовых залежей (месторождений).
- •26. Значения кин для нефтяных и нефтегазовых месторождений (объектов разработки).
- •27. Как обосновываются коэффициенты вытеснения, коэффициенты охвата воздействием и коэффициенты заводнения?
- •28. Дать представление об обосновании коэффициентов нефтеотдачи (кин) на стадии составления технологических схем на разработку нефтегазовых месторождений.
- •29. Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений.
- •30. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений.
- •31. Методика разукрупнения эксплуатационных объектов нефтяных месторождений.
- •32. Гидродинамическая сущность и технология внедрения циклического заводнения нефтяных месторождений.
- •33. Классификация методов увеличения нефтеотдачи.
- •34. Порядок выполнения авторского надзора за разработкой нефтегазовых месторождений.
- •35. Назначение индикаторных(трассерных)исследований нефтяных месторождений
- •36. Задачи, решаемые в анализе разработки нефтяных месторождений.
- •37. Задачи, стоящие перед технологическими схемами на разработку нефтегазовых месторождений.
- •38. Технологии совместной разработки многопластовых залежей
- •39. Перечислить задачи, решаемые при геолого–промысловом изучении залежей нефти.
- •40. Задачи гидродинамических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •41. Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •42. Задачи промысловых методов контроля за разработкой нефтяных месторождений
- •43. Методы контроля за разработкой нефтяных и нефтегазовых месторождений
- •44. Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей.
- •45. Основные решения упругого режима, которые используются в расчетах при составлении проекта пробной эксплуатации
- •46. Задачи проекта пробной эксплуатации.
- •47. Технологии выработки остаточных запасов нефти.
- •48. Основные документы на разработку нефтяных месторождений (мелких и крупных).
- •50. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения.
- •51. Методики гидродинамических расчетов при прогнозировании показателей разработки нефтяного месторождения.
- •52. Основные технико-технологические ограничения, накладываемые на гидродинамические модели пластов при проектировании разработки нефтяных месторождений.
- •53. Расчеты процесса вытеснения нефти водой в системе скважин по схеме поршневого вытеснения.
- •54. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.
- •55. Типы моделей пластов (объектов разработки).
- •56. Принципы выделения эксплуатационных объектов при проектировании систем разработки.
- •57. Геолого-промысловое изучение залежей нефтей в многопластовом месторождении.
- •58. Последовательность работ в проектировании рациональной системы разработки нефтяного месторождения.
- •59. Основные критерии объединения залежей в один объект разработки.
- •60. Системы разработки нефтяных месторождений (понятие о системе разработки и классификация систем разработки).
10. Основные виды внутриконтурного заводнения.
При внутриконтурном заводнении поддержание или восстановление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды непосредственно в нефтенасыщенную часть пласта.
В России применяют следующие виды внутриконтурного заводнения:
разрезание залежи нефти рядами нагнетательных скважин на отдельные площадки;
барьерное заводнение;
разрезание на отдельные блоки самостоятельной разработки;
избирательное и очаговое;
сводовое заводнение;
очаговое заводнение;
площадное заводнение.
Система заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Эти зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают по самостоятельной системе. На средних и небольших по размеру залежах применяют поперечное разрезание их рядами нагнетательных скважин на блоки (блоковое заводнение). Ширина площадей и блоков выбирается с учетом соотношения вязкостей и прерывистости пластов (литологического замещения) в пределах до 3 – 4 км, внутри размещают нечетное число рядов добывающих скважин ( не более 5 – 7 ).
Разрезание на отдельные площади и блоки нашло применение на Ромашкинском (23 пласта горизонта Д1 , Татария), Покровском (Оренбургская обл.), Правдинском, Мамонтовском, Западно-Сургутском, Самотлорском и других месторождениях.
В результате дальнейших исследований, исходя из опыта разработки было установлено, что наиболее целесообразно применять разрезание разрабатываемых пластов рядами нагнетательных скважин в блоке (полосе) находилось не более пяти рядов добывающих скважин. Так возникла современная разновидность рядных систем – блоковые системы разработки нефтяных месторождений: однорядная, трехрядная и пятирядная.
Барьерное. На м-ях с газовой шапкой нагн. скважины располагают по внутр. контуру газоносности, тем самым отсекая газовую часть от нефтяной. Что позволяет одновременно разрабатывать обе части пласта.
Избирательное. м-е буриться по треугольной или квадратной сеткой, на основе комплексного анализа, ГИС, результатов испытаний выбирают скважины лучше принимающие воду и используют их под ППД. Достигается более полный охват охват заводнением
Очаговое. Когда пробурено много скважин, детально изучено геологическое строение м-я и выявлена прерывистость продуктивных пластов или их выклинивание, наличие линз. нагн. скважины располагают так, чтобы обеспечить выработку незатронутых разработкой участков. Оно более эффективно на поздней стадии разработки. Внедрено на месторождениях Татарии, Башкирии, Пермской, Оренбургской областей и т.д.
Сводовое заводнение . При нем ряд нагнетательных скважин размещают на своде структуры или вблизи него. Если размеры залежи превышают оптимальные, то это заводнение сочетают с законтурным. Сводовое заводнение подразделяется на: осевое, кольцевое и центральное.
Осевое заводнение предусматривает поддержание пластового давления путем расположения нагнетательных скважин вдоль длинной оси структуры. Полагают, что такой метод заводнения может быть избран в связи со значительным ухудшением проницаемости в периферийной части залежи или с резко ухудшенной проницаемостью в законтурной части.
Осевое заводнение было осуществлено в США на месторождениях Уиссон
(1948 г.) и Келли-Снайдер ( 1954 г.) , в России - при разработке Новодмитриевского, Якушкинского, Усть-Балыкского (пласты группы А).
Кольцевое заводнение. Кольцевой ряд нагнетательных скважин с радиусом, приблизительно равным 0,4 радиуса залежи, разрезает залежь на центральную и кольцевую площади. (Ромашкинское месторождение ).
Центральное заводнение как разновидность кольцевого ( вдоль окружности радиусом 200 – 300 м размещают 4 – 6 нагнетательных скважин, а внутри ее имеется одна или несколько добывающих скважин).
П лощадное заводнение характеризуется рассредоточенной закачкой воды в залежь по всей площади ее нефтеносности. Площадные системы заводнения по числу скважино-точек каждого элемента залежи с расположенной в его центре одной добывающей скважиной могут быть четырех-, пяти-, семи- и девятиточечные , также линейные ( рис. 4 ).
Рис. 4 Площадная четырех-(а), пяти-(б), семи-(В), девятиточечная (г) и линейная (д,е) системы заводнения (с выделенными элементами)
Линейная система – это однорядная система блокового заводнения, причем скважины размещаются в шахматном порядке. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1 : 1 . Элементом этой системы может служить прямоугольник со сторонами 2L и 2s н = 2 s д = 2s. Если 2L = 2s, то линейная система переходит в пятиточечную с таким же соотношением скважин ( 1: 1 ) . 5т система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное размещение скважин с нагн. скважиной в центре (обращенная пятиточечная система). В 9т системе на одну доб. скважину приходится три нагн. (соотношение скважин 3 : 1). В обращенной 9т (с нагн. скважиной в центре квадрата) соотношение нагн. и доб. скважин составляет 1 : 3 . При треугольной сетке размещения скважин имеем 4т ( обращенную семиточечную) и 7т ( или обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагн. и доб. скважин соответственно 1:2 и 2:1. Площадное заводнение эффективно при разработке малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением вязкости нефти и глубины залегания залежи.
11. Упругий режим.
Условие упругого режима – превышение Рпл, точнее давления во всех точках пласта, над Рнас нефти газом Рн. При этом Рзаб не ниже Рн, нефть находится в однофазном состоянии. Созданное в доб. скв. возмущение давления (депрессия) распространяется с течением времени в глубь пласта (наблюдается первая фаза упругого режима). Вокруг скважины образуется увеличивающаяся депрессионная воронка. Приток нефти происходит за счет энергии упругости жидкости (нефти), связанной воды и породы — энергии их упругого расширения. При снижении давления увелич. объем нефти и связанной воды и уменьшается объем пор; соответствующий объем нефти поступает в скважины. Затем депрессионные воронки отдельных скважин, расширяясь, сливаются, образуется общая депрессионная воронка, которая по мере отбора нефти распространяется до границ залегания залежи. Если залежь литологически или тектонически ограничена (замкнута), то в дальнейшем наступает вторая фаза упругого режима, в течение которой на контуре ограничения пласта, совпадающим с контуром нефтеносности, давление уменьшается во времени; уменьшается также давление в залежи. Упругий режим может быть продолжительным при значительном недонасыщении нефти газом. В противном случае этот режим быстро может перейти в другой вид. В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5— 10 %) по отношению к общему запасу, однако он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах. В случае ограниченности залежи во второй фазе проявляется разновидность упругого режима - замкнуто-упругий режим. Если залежь не ограничена, то общая депрессионная воронка будет распространяться в законтурную водоносную область, значительную по размерам и гидродинамически связанную с залежью. Упругий режим будет переходить во вторую разновидность — упруговодонапорный режим. Упруговодонапорный режим обусловлен проявлением энергии упругого расширения нефти, связанной воды, воды в водоносной области, пород пласта в нефтяной залежи и в водоносной области и энергии напора краевых вод в водоносной области. Д ля замкнуто-упругого и упруговодонапорного режимов характерно значительное снижение давления в начальный период постоянного отбора нефти (или снижение текущего отбора при постоянном давлении р3). При упруговодонапорном режиме темп дальнейшего снижения давления (текущего отбора) замедляется. Это связано с тем, что зона возмущения охватывает увеличивающиеся во времени объемы водоносной области и для обеспечения одного и того же отбора нефти требуется уже меньшее снижение давления. Если внешняя граница водоносной области находится выше (на более высокой гипсометрической отметке), чем забой скважины, то кроме энергии упругости действует потенциальная энергия напора (положения) контурной воды. Рис. 8 Динамика основных показателей разработки нефтяной залежи при упруговодонапорном режиме. ΔP(r,t)=Po-P(r,t)=Θμ/(4πkh)[-Ei(-r2/4æt)] – это основная формула теории упругого режима-Ei – интегрально-показательная функция. Запас упругой энергии обусловлен упругоемкостью системы, величина которой определяется след. образом: β=-ΔV/(VΔP), Pгор=Pэф. скелета +Pжидк. Для насыщенных пористых сред упругоемкость записывается обобщенно: β*=mоп βж+ βскел. |
,
12.
13.