Геотермическая ступень - расстояние по вертикали в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура повышается на 1



Геотермическая ступень.ГЕОТЕРМИЧЕСКИЙ ГРАДИЕНТ — величина, характеризующая нарастание темпа горных пород по мере увеличения глубины их залегания в земной коре.

24. Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой.

25. Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях),коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

26. Нефтеотда́ча (коэффициент извлечения нефти — КИН, oil recovery factor) — отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Достигаемые КИН варьируются от 0,09 до 0,75 (9—75 %); средний КИН в мире составляет около 0,3 — 0,35 (оценка 2006 года)[1][2]. При применении искусственных методов воздействия КИН может быть увеличен.

При проектных КИН более 40-50 % нефтяные запасы относят к активным (маловязкие нефти в высокопроницаемых коллекторах). Если КИН при использовании традиционных методов вытеснения не превышает 20-30 %, запасы называют трудноизвлекаемыми (высокая вязкость нефти, либо слабопроницаемые коллекторы, нетрадиционные коллекторы).[3]

Начальный КИН определяется как отношение извлекаемых запасов (Qизв) к геологическим (Qгеол): КИН = Qизв / Qгеол[3]

Проектный КИН (конечный КИН) учитывает, какая доля геологических запасов может быть извлечена в соответствии с технологическими ограничениями (технологический КИН), либо до момента потери рентабельности (экономический КИН).[3]

В процессе добычи ведется учет текущего КИН, который равен доле добытой на определенный момент нефти относительно геологических запасов. Текущий КИН постепенно увеличивается вплоть до проектного КИН.[3]

В целом, КИН зависит от используемых методов нефтедобычи. Первичные методы, использующие только естественную энергию пласта, достигают КИН не более 20-30%. Вторичные методы, связанные с поддержанием внутрипластовой энергии путем закачки в пласт воды и газа, обычно достигают КИН не более 30-50%. Третичные методы доводят КИН до 40-70%

27. Эксплуатационным объектом называют пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.

Анализ материалов по методике и практике выделения эксплуатационных объектов в нашей стране, а также в целом ряде зарубежных стран позволяет сделать вывод, что при их выделении следует учитывать пять групп факторов:

1. геолого-промысловые;

2. гидродинамические;

3. технические;

4. технологические;

Экономические

28. Эксплуатационным объектом или объектом разработки называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

30.Карта изобар

Карта, показывающая распределение пластового динамического давления в разрабатываемой нефтяной залежи. Анализ карт изобар позволяет правильно ориентировать разработку залежи нефти путем ограничения и снижения отбора жидкости из участков пласта с наибольшей депрессией пластового давления. Сопоставление ряда карт, построенных для различных периодов эксплуатации залежи, позволяет находить зависимость между отбором жидкости из пласта и средневзвешенным пластовым давлением, знание которой помогает более рационально использовать пластовую энергию.

31. Документация скважин

Дело (буровой журнал) скважины должно содержать данные обо всех операциях во время бурения и всем установленном на ней оборудовании, указания на характер и глубину залегания всех пройденных скважиной стратиграфических горизонтов, на их водо-, газо- и нефтеносность. Образцы пород – керны – отбираются в процессе бурения на различных глубинах из пройденных скважиной отложений и их данные тщательно фиксируются. Керны исследуются на содержание в них различных флюидов, пористости, проницаемости и других необходимых характеристик. Пробы жидкостей и газов, отобранные из различных стратиграфических горизонтов, анализируются, а их физические и химические свойства записываются в журнал. Полученная таким путем в процессе бурения информация используется как руководство при эксплуатации скважины и помогает определить положение будущих скважин.

32. Опытно-промышленная разработка месторождений
1. Опытно-промышленная разработка месторождения твердых полезных ископаемых или его части производится пользователем недр в соответствии с утвержденной технической (технологической) проектной документацией - техническим проектом с целью уточнения горно-технических, технологических и иных параметров месторождения твердых полезных ископаемых либо экспериментальной проверки новых технологий, технических средств и методов, созданных в результате проведенных научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ.
2. Опытно-промышленная разработка месторождения твердых полезных ископаемых или его части может проводиться как в процессе подготовки месторождения к эксплуатации (до начала его промышленной разработки), так и в процессе добычи полезного ископаемого в течение установленного в техническом проекте срока и в указанных в нем объемах.
3. Подготовка технического проекта осуществляется пользователем недр в соответствии с условиями пользования участком недр на основании имеющейся геологической и иной информации о недрах и в соответствии с требованиями технических регламентов.
4. В технических проектах должны быть указаны:
1) объем работ, сроки их начала и завершения;
2) объем получаемой продукции по годам;
3) мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недрами, рациональному использованию и охране недр.
5. Технический проект проходит государственную экспертизу в соответствии со статьей 107 настоящего Федерального закона, государственную экологическую экспертизу, а также в случаях, предусмотренных Федеральным законом "О промышленной безопасности опасных производственных объектов", - экспертизу промышленной безопасности. Технический проект утверждается пользователем недр после получения положительного заключения указанных государственных экспертиз.
6. Внесение изменений в технический проект осуществляется в порядке, установленном частью 5 настоящей статьи.

7. Копии утвержденных в установленном порядке технического проекта и изменений, внесенных в этот проект, представляются пользователем недр в уполномоченный Правительством Российской Федерации федеральный орган исполнительной власти, а по участкам недр местного значения - в полномочный орган субъекта Российской Федерации в течение пятнадцати дней с даты их утверждения.

33. Пробная эксплуатация, опытная эксплуатация- Начальный период разработки нефтяного (газового) месторождения или его части с целью получения необходимого количества информации, используемой для обоснова ния системы и показателей промышленной разработки и составления ее технологической схемы. Основные задачи пробной эксплуатации:
- изучение геологического строения месторождения или его части
- изучение закономерностей изменения пластовых давлений и температур по площади месторождения и во времени, определение допустимых пределов их снижения
- изучение режима работы залежи, коллекторских и фильтрационных свойств пласта
- исследование физико-химических свойств пластовых флюидов
- изучение поведения насыщенного флюидом коллектора для оценки допустимых депрессий без разрушения скелета породы
- изучение интерференции скважин и обоснование рациональных способов эксплуатации добывающих скважин
- проверка возможных методов воздействия на залежь с целью повышения коэффициента нефтеотдачи и интенсификации процесса разработки
- определение динамики основных показателей эксплуатации скважин
- испытание технологий разработки с целью выбора наиболее эффективной.
Для решения указанных задач используют гидродинамические, геофизические и лабораторные методы исследований. Пробная эксплуатация осуществляется в соответствии с проектом опытной разработки месторождения или его части.


Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 189; ЗАКАЗАТЬ РАБОТУ