Водонапорный режим разработки нефтяных месторождени и.

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 3

Водонапорный режим - режим залежи, при к-ом Н. или Г. перемещаются в пласте к забоям скважин под воздействием гидростатического напора воды в условиях активного восполнения отбора Ж. или Г. природной (природный режим) или нагнетаемой (искусственный режим) в пласт водой.

Основным источником пластовой энергии, обеспечивающей продвижение Н. из пласта к забоям скважин, является напор краевых или подошвенных вод. Пластовые воды внедряются в залежь и замещают объем отобранной из нее Н., обеспечивая в процессе разработке постоянное пластовое давление.

Отборы Н. в процессе разработки в основном остаются постоянными, но после извлечения 50 % запасов нефти начинают постепенно понижаться. Пластовое давление зависит от текущего отбора нефти. За счет продвижения подошвенных и краевых вод наблюдается интенсивное обводнение эксплуатационных скважин и как следствие этого падение добычи нефти.

Водонапорный режим за счет активного напора краевых и подошвенных вод наиболее эффективен, коэффициент нефтеотдачи составляет 0, 7-0, 8. При такой нефтеотдаче достигаются оптимальные темпы отбора, по скважинам наблюдается устойчивые дебиты нефти, получаемые фонтанным способом. Наличие устойчивых дебитов Н. не требует разработки мероприятий по поддержанию пластового давления путем закачки В., Г. или воздуха, что в свою очередь позволяет добывать наиболее дешевую по себестоимости нефть.

Упруговодонапорный режим разработки нефтяных месторождений.

Упруговодонапорный режим – режим залежи, при к-ом углеводороды вытесняются в скважины под действием напора краевой воды.

Основным источником пластовой энергии, продвигающей Н. к забоям скважины являются упругие силы воды, нефти, горных пород, находящихся в недрах под влиянием горного и

гидростатического давлений.

Отборы нефти постоянно понижаются.

Пластовое давление снижается.

Пластовое давление зависит как от текущего так и от суммарного отбора нефти и пластовой воды из залежи.

Упруговодонапорный режим менее эффективен по сравнению с водонапорным, коэффициент нефтеотдачи 0, 4-0, 7. Дебиты нефти по скважинам постоянно понижаются, причем в начальный период разработки Н. добывается фонтанным способом, а в конце - глубинно-насосная эксплуатация. С целью предотвращения падения пластового давления и стабилизации отборов Н. в залежах с развитием упруговодонапорного режима должны быть разработаны меры по поддержанию пластового давления путем закачки воды, газа и воздуха в пласт.

Газонапорный режим (режим газовой шапки)

Газонапорным следует называть режим залежи, при к-ом Н. вытесняется в скважины под действием напора сжатого газа, находящегося в свободном состоянии (в виде газовой шапки) над Н.

Основным источником энергии в залежах с газовой шапкой, продвигающей Н. к забоям скважин, являются напор Г., содержащегося непосредственно в газовой шапке, а также упругость газа, растворенного в Н. В этих залежах наблюдается значительная активность пластовых, подошвенных или краевых вод.

Отборы Н. при этом режиме на начальном этапе понижаются очень незначительно, при небольших отборах Н. пластовое давление падает

постепенно, но в результате расширения газа в газовой шапке создается напор, за счет к-ого осуществляется поршневое вытеснение нефти газом.

Пластовое давление зависит от суммарного отбора нефти

При разработке газонефтяных залежей обычно планируется закачка Г. в газовую шапку, что позволяет стабилизировать пластовое давление и увеличить отборы нефти.

Коэффициент нефтеотдачи 0, 5-0, 7

Режим растворенного газа.

Режим, при к-ом давление в пласте снижается ниже давления насыщения, газ выходит из раствора, и пузырьки, расширяясь, вытесняют нефть к скважине.

Основным источником пластовой энергии, продвигающей Н. к забоям добывающих скважин, является упругость растворенного в нефти газа Описываемый режим обычно проявляется в залежах, к-ые характеризуется низкой гидродинамической связью между нефтяной и законтурной частями. Этот режим может проявляться в залежах с упруговодонапорным режимом при значительных понижениях пластового давления (ниже давления насыщения). Это приводит к сегрегации газа по всему объему залежи. Могут образовываться вторичные газовые шапки. Относительная проницаемость для нефти резко уменьшается. В результате количество проскальзываемого к забоям скважин газа увеличивается, этот газ практически не будет проталкивать нефть и совершать полезную работу. Характерна зависимость пластового давления от суммарного отбора нефти и газа. _; Коэффициент нефтеотдачи 0, 1-0, 3.

Для достижения более лучших результатов применяют различные способы поддержания пластового давления.

Гравитационный режим.

Режим, при к-ом Н. вытесняется в скважины под действием силы тяжести самой нефти.

Основной источник энергии - сила тяжести. Этот режим чаще всего проявляется на последней стадии разработки нефтяных залежей, когда действие других источников пластовой энергии уже прекращается. Обычно выделяют напорно-гравитационный (Высокопроницаемые пласты с довольно большими углами падения. Коэффициент нефтеотдачи 0, 3-0, 4) и гравитационный режим со свободным зеркалом нефти (пласт характеризуется низкими коллекторскими свойствами, небольшими углами падения. Уровень нефти в скважинах ниже кровли пласта. Зоной дренажа служит площадь залежи, находящаяся в пределах расположения данной скважины. За счет этого образуется свободная поверхность нефти, положение к-ой определяется линией естественного «откоса». Коэффициент нефтеотдачи 0, 1-0, 2).

Газовый режим разработки газовых месторождений.

Режим, при к-ом приток газа к забоям добывающих скважин обусловливается потенциальной энергией давления под к-ым находится газ.

Основной источник энергии - упругое расширение сжатого в залежи газа. Основное отличие газового режима от других режимов газовых залежей в том, что снижение пластового давления всегда пропорционально отбору газа. За счет этого удельная добыча газа на единицу падения пластового давления в процессе разработки остается постоянной.

32. Газоводонапорный режим разработки газовых месторождений. Режим, при к-ом основными силами, продвигающими газ к забою добывающих скважин, являются упругие силы как пластовой воды так и породы, так и самого расширяющегося газа.

Основным источником энергии, продвиж.га по пласту является акт.напор краевых и подошвенных вод. В начальный период разработки в залежи проявляется газовый режим, его продолжительность зависит от фильтрационных характеристикпласта и активности пл.вод.при незначит.сниж.давл.пластового, начинает пост.вода, и начинается подъем гнк. Признаки: быстрый подъем гвк, понижение пластового давления.

Конечн.коэф.газоотдачи=0, 87

Понятие о категориях запасов. Требования, предъявляемые к рязведанности и изученности категорий запасов А, В.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитывают и учитывают в гос. балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы Н., Г., конденсата и содержащихся в них компонентов, целесообразность извлечения к-ых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами.

Запасы Н., Г., конденсата и содержащихся в них компонентах, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные - категории А, В, С, и предварительно оцененные - категория С₂.

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских св-в, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и св-в нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от к-ых зависят условия ее разработки.

Запасы категории А подсчитывают по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти и газа.

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность к-ой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских св-в, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и св-ва нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а

⇐ Предыдущая 1 23