Понятие о системе РНМ. Рацион-я сис-ма разр-ки.
Система РНМ (СРНМ) - это комплекс инженерных решений направленных на научно-обоснов-ое извлечение У/В извне. Это есть инструмент для реализации проекта раз-ки
Система РНМ включает в себя:
1) выбор объекта раз-ки
2) выбор режима работы пласта
3) выбор темпов разбуривания
4) выбор геометрии расположения скв-н по площади
5) выбор плотности сетки скв-н
6) выбор скв-н основного и резервного фонда.
Осн-е хар-ки СРНМ:
1) Плотность сетки скв, м2/скв, га/скв. Sc = S/n, где S – общая площадь нефтеносности, n – кол-во скв. Чем больше площадь, тем менее редкая сетка скважин.
Плотность сетки скважины выбирается с учетом строения скв., коллекторских свойств пластов и вязкости пластовой нефти. Чем менее благоприятны условия, т.е. залежь имеет сложное строение, пласты имеют низкую проницаемость неоднородной по проницаемости и насыщенной более вязкой нефтью, тем более плотной должна быть сетка скв.
Кроме геологических факторов на выбор плотности сетки скв. влияют экономические условия, которые в свою очередь зависят от климатических усл., географич. Положения.
Необходимо чтобы плотн. сетки скв. была оптимальной и учитывала индивид-е хар-ки каждой залежи.
В первом (грубом приближении можно принять, что для малопрониц-х пластов с высоковязкой нефтью можно брать 1,2 га на скв. Для среднепрониц-х пластов с высовязкими нефтями или для малопрониц-х пластов со средней вязкостью Sс может доходить до 24 га/скв. Для пластов со средней прониц-ю с нефтями средней вязкости можно применять до 40 га/скв. Для высокопродуктивных пластов до 60 и более га/скв.
|
|
|
2) Параметр Крылова, Nкр, м3/скв. Nкр = N/n, где N – извелк-е запасы нефти, n – кол-во скв. Т.е. Nкр показывает удел-е извлек-е запасы нефти, приход-я на одну скв. Сколько нефти должна добыть 1 скважина за время своего существования.
Nкр = (S*h*m*SH*u*ρH)/n, где
h – средняя толщина пласта, m – пористость, SH – коэфф.нефтенасыщенности, u – коэфф., учитывающий изменение ρH в результате выделения газа и упругого расширения при подъеме на поверхность.
Nкр = (S*h*m*SH*u*ρH *ηвыт)/n = S/n*А;
Nкр = 160.000 т – в среднем по стране
3) Параметр w н = Nнагн/Nдоб, где Nнагн, Nдоб – соотв-но кол-во наг-х и доб-х скв. Параметр характеризующий интенсивность сис-мы заводнения. Показывает сколько нагнет-х скв приходится на 1 добыв скв. В зав-ти от применяемой сис-мы заводнения wн может быть от доли ед до 3х и даже более. Параметр безразмерный.
Чем больше wн, тембольше система заводнения. Зависит от режима работы пласта (естественного), от строения, от коллекторских свойств пластов и вязкости насыщающей нефти.
4) Параметр wp = np/n, где np, n – соотв-но кол-во резервных скв и общее число скв. Показывает сколько резервных скв приходится на 1 скв основного фонда. Меняется от долей единиц до 0,4-0,5 скв основного фонда. Количество резервных скважин зависит от строения залежи и от степени ее изученности, чем более сложное строение имеет залежь и чем меньше достоверной информации о ее строении, тем больше резервных скважин.
|
|
|
Рациональная сис-ма разки – это такая сис-ма, когда одновременно выполняются 3 задачи:
1. безусловное выпол-е текущих планов по добыче нефти и попутного газа.
2. максим-но возможный при существующей технике и технологиях конечный КНО.
3) минимальние народно-хозяйст-е затраты.
При равномерном размещении скважин проблема заключается в основном в опр. плотности сетки скважин. После этого все скважины размещаются равномерно по всей залежи. При линейном размещении скважин возникает необходимость в опр. расст. м/у рядами и м/у скважинами в рядах, т.е. при проектировании и разработки необходимо найти рац. размещение скважин. Размещение считается рац., если оно обеспечивает рац-ть системы разработки. Упрощенно этот принцип: размещение будет рац., если оно при прочих равных условиях обеспечивает минимальную себестоимость добычи нефти и мах нефтеотдачу. Себестоимость будет мин., если при меньших затратах мы получим мах уровень добычи.
|
|
|
За годы разработки м/р установлены некоторые подходы для определения рац. размещения рядов и скв. на залежах.
1. Установлены зависимости, которые позволяют определить расст. м/у рядами и м/у скв.
2. На полосообразных залежах ряды необходимо размещать так, чтобы расст. м/у контуром питания и первым рядом было больше, чем среднее расст. м/у рядами. Расст. м/у предпоследним и псоледним (стягивающим) рядами было меньше, чем среднее расст. м/у рядами.
3. На залежах круговой формы скв. должны быть размещены с уплотнением к центру залежи, т.е. к центру залежи уменьшается как расст. м/у рядами, так и расст. м/у скв.
Для более точного определения расст. м/у рядами и расст. м/у скв. в рядах сущ. спец. номограммы (номограммы Крылова).
Стадии РНМ.
tб.в.
1 стадия: происходит разбуривание месторождения, кол-ко скв растет с этим и растет годовая добыча нефти. Уже на 1-м этапе может начаться обводнение отдельных скв-н и начнем добывать вместе с нефтью и воду. Qж = Qн + Qв; Qн.год=1-2% Vгеол.зап.; Nскв.макс=(0,7-0,8)Nосн.фонд.; Резкое падение Рпл, обводненность скв nв=3-4% (µн<5 мПа*с); nв=30% (µн>30мПа*с); КНО = 10%; Т=4-5 лет. tб.в. – время безводной работы залежи.
|
|
|
2 стадия: бурение скв продолж-ся, их кол-во растет, но добыча нефти стабилизируется. Добыча нефти выходит на «полку» и удерживается на опред-м уровне в течении опред-го времени. Прирост добычи не соответствует приросту кол-ва скв. На этой стадии обводненность продукции резко растет. Qн.год=макс.; Nскв.макс=1*Nосн.фонд.; Резкое падение Рпл, обводненность скв nв=до 25% (µн<5 мПа*с); nв=до 60% (µн>30мПа*с); КНО = 30-40%; Т=1-10 лет.
3 стадия: добыча нефти снижается при продолжающемся росте обводненности. Наблюдается падение добычи жидкости и воды в силу того, что высокообводненные скважины начинают отключаться, кол-во скв.уменьшается. Переход от фонтанной экспл-ии к механизир-й. Резк. увелич-е бурение нагн. скв. КНО = 50-55%; Т=2-20 лет
4 стадия: добыча нефти относ-но стабилизир-ся, но на минимальном уровне и при практически при максимальной обводнен-ти. Кол-во скв тоже стабилизир-ся но на низком уровне. Добуривание рез-го фонда скв. Отключение части высокообв-ся скв. осн. Рост обводн-сти, но меньше, чем в 3ей стадии. фонда. КНО = 53-58%; Т=40-60 лет
Полностью 4-ая и часть 3-ей стадии назыв-ся поздней стадией раз-ки, обводненность более 80%..
1я ст.- для средних м/р длится 15-20 лет;
2я ст. – м/р с более менее однородными пластами имеют больше стадию tб.в., но обводняются очень интенсивно, а на неоднородных пластах вода появляется быстрее, но растет медленнее;
4я ст. – высокая обводненность, но долгое время стабильна (растет очень медленно).
Обводненность показывает долю воды в добываемой жидкости: nв= Qв/ Qж = Qв/ (Qн + Qв) = 1/(1+ Qн/ Qв).
Дата добавления: 2018-10-27; просмотров: 523; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!