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: 1254; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!