Контрольная работа по "Геологии"

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 04 Июля 2013 в 08:10, контрольная работа

Описание

§ 1. ЦЕЛИ И ЗАДАЧИ НЕФТЕГАЗОПРОМЫСЛОВОЙ ГЕОЛОГИИ
Цель нефтегазопромысловой геологии заключается в геологическом обосновании наиболее эффективной деятельности по добыче нефти и газа и повышению использования недр.
Основная цель разбивается на ряд компонент, к которым относятся промыслово-геологическое моделирование залежей, подсчет запасов нефти, газа, конденсата и ценных попутных компонентов, геологическое обоснование систем разработки нефтяных и газовых месторождений, геологическое обоснование мероприятий по повышению нефте-, газойли конденсатоотдачи, обеспечение комплекса наблюдений в процессе разведки и разработки охраны недр месторождений.

Работа состоит из  1 файл

Нефтепромгео.docx

— 178.29 Кб (Скачать документ)

общие сведения (назначение скважины, ее местоположение (координаты), альтитуда устья, даты начала и окончания  бурения, способ бурения, глубина забоя, целевой горизонт, дата ввода в  эксплуатацию);

геолого-технический разрез скважины (литолого-стра-тиграфическая  колонка, основные кривые геофизического комплекса исследований скважины, схема  ее конструкции, характеристика кривизны);

характеристику продуктивных пластов и фильтра (глубина кровли и подошвы пластов, интервалы  перфорации, характеристика открытого  забоя или тип перфорации и ее плотность);

результаты освоения скважины (вскрытый пласт, начало освоения, среднесуточные показатели за первые 30 дней работы: способ эксплуатации, дебиты по нефти, газу, жидкости, воде, показатели давления, коэффициент  продуктивности);

физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта (описание пород, коэффициенты пористости, проницаемости, нефтегазоводонасыщенности, неоднородности, положение ВНК (ГНК, ГВК));

 результаты исследования  пластовой и поверхностной нефти  (плотность, вязкость, объемный коэффициент,  содержание парафина, серы, смол  и асфальтенов, место взятия  проб);

характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при  стандартных условиях);

характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая  характеристика оборудования, его теоретическая  производительность и режим работы);

аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических  дефектах скважины, характеристика проведенных  ремонтных работ, изменения в  конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).

Паспорт содержит сводную  таблицу работы скважины, месячные и годовые показатели (из карточки скважины), а также суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.

Наряду с документацией  каждой скважины геолого-промысловая  служба обобщает результаты эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки. Для этого составляются следующие документы:

геологический отчет по эксплуатации скважин;

карта текущего состояния  разработки;

карта суммарных отборов  и закачки по скважинам;

технологический режим работы скважин.

Названные документы используют для обоснования мероприятий  по регулированию разработки.

Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет  состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в  отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов  работы и простоя скважины, причины  простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.

Карту текущего состояния  разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения  скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц  квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности  продукции (1 % обводненности - 3,6°). Для  наглядности части круга закрашивают  разными цветами: нефть и газ  обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски  по способам эксплуатации, попутную и  нагнетательную воду — в сине-зеленых  тонах с дифференциацией окраски  по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки  объекта, заводненные полностью  и частично пластовой и нагнетаемой  водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты  составляют для объекта в целом  и раздельно для каждого пласта.

Карту суммарных отборов  и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец  года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную  с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что  и на карте текущего состояния  разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной  при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов  нефти на единицу площади (или  на одну скважину), карта суммарных  отборов и закачки позволяет  оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.

Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач  по развитию добычи нефти (газа) и регулированию  процесса разработки (см. главу XVI). В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.

Геолого-промысловая документация по объектам разработки в целом. Показатели добычи нефти и газа по объекту  в целом отражаются в двух главных  документах — в паспорте объекта  разработки и на графике разработки.

В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую  характеристику эксплуатационного  объекта, проектные и фактические  показатели разработки.

Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта:

средние параметры объекта  до начала разработки;

свойства нефти в пластовых  условиях и на поверхности.

Наряду с этим приводятся:

свойства газа;

свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержание анионов и катионов);

данные о начальных  запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечный коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов);

данные об остаточных запасах  нефти на начало каждого года (балансовые, извлекаемые запасы, текущий коэффициент  извлечения нефти).

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу. С принятием нового проекта  проектные показатели на последующие  годы корректируются. При этом приводятся: максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения; максимальный объем закачки воды или других агентов и год его  достижения; основной фонд скважин  добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин  в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в т; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в м3 в переводе на пластовые условия; закачка воды за год в м3 и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начала разработки в м3 и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м3; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин (в соответствии с главой XI); фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, — добывающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2-20; 20-50; 50-90; более 90 %.

Аналогичный паспорт ведется  и по газовому эксплуатационному  объекту.

График разработки (рис. 79) составляется для эксплуатационного  объекта и представляет собой  комплекс кривых,

Q - добыча нефти Q - отбор  жидкости- В - обводненность продукции-V - объем закалки воды- р - пластовое давление- N N - фонд действующих соответственно добывающих и нагнетательных"'скважин; I II, III, jy _ стадИИ разработки

 отражающих в масштабе  динамику основных годовых (квартальных,  месячных) показателей разработки. На графике должны быть приведены  кривые изменения: добычи нефти,  добычи жидкости, обводнения продукции,  действующего фонда добывающих  скважин, количества нагнетательных  скважин, находящихся под закачкой  воды (или другого агента), закачки  воды за год в процентах  годового отбора жидкости, пластового  давления.

В зависимости от решаемой задачи и геолого-промысловых особенностей залежи график разработки может дополняться  кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработки.

При необходимости сравнения  графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.

Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей  разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию.

 

КОНТРОЛЬ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ

§ 1. ПЛАСТОВОЕ И ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ЗАЛЕЖЕЙ

Энергетические ресурсы  залежи на каждом этапе ее pазработки характеризуются значением пластового давления риАтек. С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости от режима работы залежи, годовых объемов добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные тенденции.

Пластовое давление в продуктивном горизонте на какую-либо дату, устанавливающееся  при работе практически всего  фонда скважин, называют текущим  или динамическим пластовым давлением. Получение и анализ данных о текущем  пластовом давлении в различных  точках залежи и по залежи в среднем - важнейшая часть контроля за разработкой залежи. Использовать для контроля за изменением пластового давления абсолютные его значения неудобно, особенно при большой высоте залежи, поскольку значение начального пластового давления тесно связано с глубиной залегания пласта — оно увеличивается с возрастанием глубины. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих — возрастать. Рост давления после некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением отбора жидкости из пластов или искусственным воздействием на пласты. Выявление этих, иногда противоположных тенденций на фоне различных, обусловленных глубинами залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает значительные трудности. Поэтому при контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.

Как уже отмечалось в главе VII, приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в  скважине и пересчитанное на условно  принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая  значению средней абсолютной отметки  начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки.

Приведенное давление pпд пр вычисляют по формуле

pпл.пр = pпл.з ± hnр/102, (XIII. 1)

гДе pпл.з — замеренное в скважине пластовое давление; hn — расстояние между точкой замера и условной плоскостью; р — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине - нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой - сделан замер).

Поправку hnp/102 вычитают при  положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 80 в законтурных водяных  скв. 1 и 2 замеры давления произведены  ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер  по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного  давления. В этих трех скважинах  поправку определяют с учетом плотности  пластовой воды. По всем остальным  скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, - воды, по скв. 5 - нефти.

Характер распределения  приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 81 горизонтальная линия 1 соот-

ветствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При  вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг

скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При  этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины.

Давление в пласте у  забоя скважины при ее работе называют забойным давлением рзаб.

По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в  эксплуатацию и увеличения таким  путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая ^,ая залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.

Информация о работе Контрольная работа по "Геологии"