Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.

В процессе эксплуатации месторождения необходимость изменения технологического режима возникает при следующих обстоятельствах:

I. Определяющий фактор при установлении технологического режима — подошвенная вода. В этом случае допустимая предельная депрессия на пласт для заданной величины вскрытия пласта — величина переменная. С изменением плотностей воды и газа, а также пластового давления величина допустимой депрессии линейно уменьшается с уменьшением пластового давления. Следовательно, при наличии подошвенной воды величина допустимой депрессии должна быть периодически снижена в соответствии со снижением пластового давления. Иначе установленная в начале разработки величина допустимой депрессии на пласт приводит к неизбежному подтягиванию конуса воды в скважину. Если технологический режим определяется на длительное время только по подошвенной воде, то при этом необходимо учесть подъем поверхности контакта газ-вода. Это, в свою очередь, приведет к более интенсивному снижению производительности скважины. Существует несколько часто встречающихся случаев необходимости изменения технологического режима, установленного по подошвенной воде:

а) в скважине в результате ремонтно-изоляционных работ установлены цеметные мосты, которые позволяют увеличить величину допустимой депрессии на пласт, следовательно, увеличить предельный безводный дебит скважины, или создана искусственная перегородка, позволяющая также существенно повысить производительность скважины или депрессию на пласт;

б) производительность скважины вследствие плохих коллекторских свойств пласта весьма низкая и допускается превышение допустимой величины депрессии с одновременным притоком газа и воды и последующим удалением воды из скважины;

в) по некоторым скважинам, технологические режимы которых установлены исходя из наличия подошвенной воды, требуется повышение или понижение давления на устье скважины на фоне всех эксплуатируемых скважин и системы сбора газа;

г) в скважине производятся работы по подъему и спуску насосно-компрессорных труб либо смена полностью или частично арматуры и эти работы приводят к изменению параметров пласта и скважины, следовательно, и к изменению технологического режима работы.

Все изменения технологического режима эксплуатации независимо от того, вызваны ли они изменением пластового давления, подъемом поверхности газ-вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного непроницаемого экрана, величиной устьевого давления, подъемом насосно-компрессорных труб или другими причинами, должны быть предусмотрены проектом разработки месторождения, обоснованы расчетным путем с учетом расстояния от нижнего интервала перфорации до контакта газ-вода, параметров пласта, возможного темпа подъема поверхности газ-вода и падения пластового давления, необходимой величины высоты цементного моста и непроницаемого экрана и других параметров, используемых при расчете величины предельного безводного дебита с привлечением фактического материала и контролируемых в процессе эксплуатации. Только при этих условиях проектные данные будут весьма близки к фактическим.

II. Определяющий фактор при установлении технологического режима — близость контурных вод. В этом случае критерием выбора режима могут служить несколько параметров, среди которых на первое место выходит суммарный отбор газа из месторождения до прорыва воды в скважину. Принципиально продвижение контурных вод к скважине связано с двумя показателями: общим истощением месторождения независимо от расположения скважин, в частности рассматриваемой скважины, в результате которого происходит внедрение в газовую залежь контурной воды; созданием значительной депрессионной воронки, влияющей на темп внедрения воды в зону дренажа рассматриваемой скважины так, что он значительно опережает темп внедрения от общего истощения газоносного пласта. При сравнительно высоких темпах отбора газа из месторождения, что особенно характерно для месторождений с малыми запасами, как правило, темп внедрения контурных вод несколько отстает от темпа отбора газа. Следовательно, для сравнительно однородного пласта (или нескольких пластов) в скважинах, расположенных в зонах, не представляющих опасности прорыва контурных вод, обеспечение максимального дебита (если другие факторы не ограничивают его величину) при установлении технологического режима целесообразно. В то же время в скважинах, расположенных близко к контурной воде, ограничение депрессии с целью предотвращения преждевременного прорыва воды является необходимым условием. Величина депрессии в приконтурных скважинах в каждом конкретном месторождении и в каждой конкретной скважине выбирается расчетным путем исходя из расстояния от устья скважины до контакта газ-вода, коллекторских свойств пласта, их изменения от скважины до контура, пластового давления и других геолого-промысловых параметров. При наличии нескольких неоднородных пластов эти расчеты производятся по наиболее опасному с точки зрения быстрого прорыва контурной воды пласту.

Возможные изменения технологического режима эксплуатации скважин, когда определяющим фактором является возможность прорыва контурной воды, связаны с ее продвижением в процессе истощения, необходимостью ремонтно-профилактических работ на скважине, изменением устьевого давления, образованием гидратов при незначительных дебитах и др.

III. Основной фактор при установлении технологического режима — устойчивость породы к разрушению. При этом критерии технологического режима эксплуатации скважин устанавливаются в виде постоянного градиента, и его изменение в течение всего периода разработки не допускается. Иными словами, если скважина вскрывает коллектор с низкой устойчивостью пород к разрушению, то в процессе разработки требуется поддерживать его постоянным до тех пор, пока не будут проведены определенные мероприятия по предотвращению разрушения пласта. Величина допустимого градиента для газоносных пластов с низкой устойчивостью к разрушению устанавливается на скважинах рассматриваемого месторождения в период опытно-промышленной эксплуатации. При проверке правильности выбранной величины градиента не допускается использование данных, базирующихся на результатах кратковременного испытания скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин, установленного исходя из разрушения пласта при превышении допустимой величины градиента, может происходить при укреплении призабойной зоны специальными смолами, внедрении одновременно-раздельной эксплуатации в случае многопластовости, применении механических или гравийных фильтров, проведении ремонтно-профилактических работ скважинного или устьевого оборудования и др.

IV. Основными факторами при установлении технологического режима являются вскрытие пласта и гидродинамическое несовершенство по степени и характеру вскрытия. Если степень и характер вскрытия не обусловлены жестко при вскрытии пласта любыми промывочными растворами, то технологический режим устанавливается по мере дострела на перфорированной части фильтра и уплотнением перфорации до ее оптимальной величины.

С целью повышения производительности скважин в ряде случаев допускается открытый необсаженный забой или спуск механических фильтров. Изменение технологического режима, связанное со вскрытием, необходимо также при системе эксплуатации сверху вниз или, наоборот, на многопластовых залежах.

V. Основной фактор при установлении технологического режима — наличие в составе газа коррозионно-активных компонентов. Необходимость изменения технологического режима возникает начиная с момента, когда дальнейшее увеличение диаметра насосно-компрессорных труб невозможно. При этом скорость потока газа не должна превышать приближенно определенную величину в любом сечении ствола скважины. Если и процессе эксплуатации скважины даже в начальный период разработки производится закачка антикоррозионного ингибитора, то изменение технологического режима эксплуатации также становится необходимостью. Технологический режим эксплуатации скважины при определяющем факторе, связанном с коррозионно-активными компонентами в газе, также подлежит изменению (кроме случаев правильного выбора диаметра насосно-компрессорных труб до их максимально возможной величины и закачки ингибитора против коррозии), если необходимо поддержать определенное устьевое давление и увеличение количества влаги в газе приводит к более интенсивной коррозии оборудования.

VI. Изменение технологического режима эксплуатации скважин обусловлено изменением коэффициентов фильтрационных сопротивлений, т.е. параметров пласта в призабойной зоне в результате очищения или загрязнения её в процессе разработки. Эти изменения определяются периодическими исследованиями, проводимыми на скважинах. Если в зависимости от свойств пласта и флюида периодичность и характер изменения их параметров в призабойной зоне носят закономерный характер, то при проектировании разработки должен быть рекомендован такой технологический режим, который в среднем обеспечивал бы для заданного числа скважин плановый отбор газа из месторождения. На практике часто изменение установленного технологического режимы происходит в скважинах, выносящих значительное количество жидких компонентов и твердых примесей при заданной конструкции скважины.

VII. Изменение технологического режима эксплуатации скважины связано с многопластовостью. Эти изменения обусловлены степенью истощения отдельных пластов в процессе разработки, применением системы одновременно-раздельной эксплуатации скважин, изменением схемы сбора, очистки и осушки газа на промысле, необходимостью проведения изоляционных работ на одном из пластов и др.

VIII. Технологический режим устанавливался исходя из влияния температуры на производительность скважин. В этом случае выбранный технологический режим, обеспечивающий безгидратный режим эксплуатации скважины, должен быть изменен, если:

1) производится ингибирование продукции скважины в стволе, т.е. дополнительные потери давления в пласте и стволе скважины в результате подачи ингибитора исключают возможность образования гидратов;

2) система осушки газа обеспечивает необходимую температуру сепарации независимо от температуры поступающего из скважины газа;

3) в результате сравнительно длительной эксплуатации скважины (особенно в районах Крайнего Севера) произошло перераспределение температуры газа в среде, окружающей ствол скважины;

4) производится спуск забойных нагревателей или теплоизоляционных лифтовых труб. позволяющих изменить технологический режим эксплуатации скважины, обусловленный определенной величиной распределения температуры в призабойной зоне пласта, стволе и на устье скважины.

IX. Изменение технологического режима работы скважины обусловлено накоплением и выносом столба жидкости или песчаной пробки на забое скважины. В том случае, когда дальнейшие изменения в конструкции насосно-компрессорных труб исключены и поступающая из пласта конденсационная, пластовая вода или тяжелые компоненты углеводородов, переходящие в жидкое состояние в призабойной зоне и стволе скважин, полностью не выносятся, процесс накопления жидкостного столба требует изменения технологического режима путем закачки в ствол скважины ПАВ или соответствующих изменений производительности скважин. Аналогичное изменение должно быть произведено при накоплении песчано-жидкостной пробки на забое скважины, приводящей к изоляции части работающего интервала. Если образовалась жидкостная или песчаная пробка, то в процессе их удаления изменением глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб или применением механических средств по удалению образовавшейся пробки установление нового технологического режима является необходимостью.

X. Изменение технологического режима эксплуатации обусловлено необходимостью поддержания определенной величины устьевого давления или его изменением. Определяющая величина давления на устье скважин, на входе промыслового пункта осушки и очистки газа или промыслового газосборного коллектора устанавливается исходя из величины дебита скважины, параметров (длина, диаметр и др.) шлейфов, давления сепарации, давления на входе в компрессорную станцию и давления в начале газопровода. По известной заданной величине давления в одном из перечисленных узлов производятся расчеты для определения технологического режима эксплуатации скважин с учетом различных потерь давления от названного узла до пласта.

Таким образом, технологический режим эксплуатации по некоторым определяющим факторам принципиально является переменной величиной, но несоблюдение установленного технологического режима и его изменения в процессе разработки со стороны работников промыслов приводят к преждевременному выходу скважин из строя и бурению дополнительных скважин.

Наиболее часто при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений используются режимы постоянного градиента, постоянной депрессии или дебита, а также постоянного забойного давления. Причем, как правило, установленный в начальной стадии технологический режим, например постоянной депрессии или дебита, в период падающей добычи заменяется режимом постоянного устьевого давления по части скважин, устьевые давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем, с момента ввода компрессорной станции, эти скважины нередко переводятся снова на режим падающего устьевого давления. Увеличение за последние годы числа газовых и газоконденсатных месторождений, переходящих на последний этап разработки, но еще способных обеспечить выдачу значительного количества газа, происходит из-за отсутствия правильно установленного технологического режима эксплуатации скважин и конкретных рекомендаций по данному вопросу в проектах и анализах разработки месторождений. Существенное снижение пластового давления, производительности скважин, увеличение количества влаги в газе, низкая скорость потока газа в стволе скважины и другие факторы требуют предварительной оценки и выдачи конкретных рекомендаций по режиму эксплуатации скважин в поздней стадии разработки месторождений с учетом возможного применения плунжерных лифтов, применения ПАВ и т.д. для более надежной оценки добывной возможности каждой скважины или группы скважин и месторождения в целом.

Время перехода от одного технологического режима к другому в основном зависит от фактора или сочетания факторов, по которым устанавливался данный технологический режим, от стадии разработки залежи и условий сбора и транспорта газа. Причем первая часть этого вопроса, т.е. выбор технологического режима в зависимости от того или иного фактора, являющегося определяющим для данного месторождения, решается проектирующими организациями на базе имеющихся геолого-промысловых данных. Время, требующее изменения режима в зависимости от стадии разработки, диктуется темпом освоения рассматриваемого месторождения, потребностью в газе по меньшей мере в данном районе, т.е. годовыми отборами, продолжительностью нарастающей, постоянной и падающей добычи. Кроме того, время изменения технологического режима связано с условиями сбора, т.е. с переводом от одной системы осушки к другой, и с начальными параметрами газопровода, сохранение которых ставится весьма жестко.

В целом при возможности проведения прогнозных расчетов (в технологических схемах и проектах разработки) величин изменения пластового, забойного, устьевого давлений и давления системы сбора, осушки и транспортировки газа, содержания и изменения во времени количества жидкости в газе, технологии эксплуатации скважин с известной конструкцией и др. проектировщик обязан рекомендовать соответствующие сроки перехода от одного технологического режима работы на другой и определить критерии для выбора на каждой конкретной скважине правильного технологического режима работы. Без выполнения указанного требования правомерность и надежность проектных показателей на месторождениях могут приводить к существенным отклонениям проектных данных от фактической возможности промысла. Указанное выше положение касается временного, или так называемого стадийного (в зависимости от периода разработки залежи), необходимого изменения технологического режима эксплуатации. Если технологический режим установлен по какому-то из перечисленных факторов, то при проведении ряда мероприятий в скважине или неожиданных изменениях по различным причинам необходимо текущее, в отдельных скважинах очень частое, изменение технологического режима эксплуатации. Эта необходимость устанавливается при периодических исследованиях скважин или проведении разных мероприятий в скважинах и корректируется в материалах по анализу разработки.

Из изложенного выше следует, что в процессе разработки происходят изменения технологического режима эксплуатации скважин. Эти изменения могут быть связаны как с самим фактором, по которому устанавливался данный режим, так и со стадией разработки и различными работами в скважине.

Происходящие изменения могут быть учтены и прогнозированы в зависимости от различных факторов и должны быть включены в проект разработки месторождения.

info-neft.ru

отчет по курсовой работе (образец)

Примечание для работы (из отчет по курсовому убрать и раскраску данных убрать):

Ааа — информация придумана студентами на основе достоверных данных о разработке месторождений в Пермском крае.

Ааа – информация из проведенных расчетов

Ааа – информация из исходных данных для курсового проекта

1.Общие сведения о месторождении

Для выполнения данной курсовой работы взято условное месторождение, названное Контрольным.

Контрольное месторождение нефти находится в Соликамском районе Пермского края в 15-ти км к северу от города Соликамска. Близлежащее Общагское месторождение расположено в 5 км юго — западнее.

Месторождение расположено в районе с хорошо развитой инфраструктурой.

Главные транспортные артерии района — шоссейная и железная дороги Пермь — Пальники — Березники — Соликамск (ближайшая ж. д. ст. Березники), река Кама.

Особенностью геологического строения Контрольного месторождения является его размещение в юго-восточной краевой части Верхнекамского месторождения калийных солей. (или такой вариант: «Согласно перечню особо охраняемых природных территорий Пермского края, на территории месторождения особо охраняемых объектов нет»).

Лицензия на разработку месторождения ПЕМ №12461 НЭ выдана ЗАО «РНГМ-нефть» 01.01.2003 г. Срок действия лицензии до 31.12 2024 года.

2. Краткая геолого-физическая характеристика залежи нефти

В региональном тектоническом плане месторождение расположено в пределах Соликамской депрессии Предуральского пpогиба.

Промышленная нефтеносность месторождения установлена в карбонатных отложениях башкирского яруса (пласт Бш).

К башкирскому пласту приурочена пластово-сводовая залежь нефти. Глубина залегания кровли пласта 1586м. ВНК принят на абсолютной отметке -1450м. Площадь залежи 10718тыс м2. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 12м.

Коллекторские свойства пород изучались по керну и по ГИС. Коэффициент пористости башкирской залежи принят 0,14 д.ед., проницаемость — 0.432 мкм2, нефтенасыщенность — 0.68 д.ед. Коэффициент песчанистости составляет 0,2д.ед, коэффициент расчлененностости – 26,6 д.ед.

Пластовая нефть средняя по плотности (0.87 т/м3), вязкая (13,75 мПа*с), высокосернистая (2,4%), с малым содержанием парафина (0,2 %).

Газосодержание нефти — 37м3/т. Сероводород в попутном нефтяном газе не обнаружен.

Геолого-физические характеристики башкирской залежи Контрольного месторождения приведены в таблице I.

3.Запасы нефти и газа

Начальные запасы нефти Контрольного месторождения рассчитаны объемным методом по категории CI в количестве: геологические — 10117 тыс.т, извлекаемые — 3258тыс.т, коэффициент извлечения нефти принят 0,322 (таблицы 2,3).

По состоянию на 1.01.2014 остаточные геологические запасы составляют тыс.т, остаточные извлекаемые запасы – тыс.т, текущий КИН — д.ед. Текущее состояние запасов на 1.01.2014 приведено в таблице 4.

4.Краткий анализ текущего состояние разработки

Месторождение введено в пробную эксплуатацию в январе 2004 года по «Проекту пробной эксплуатации Контрольного месторождения». В настоящее время разработка ведется согласно «Технологической схеме разработки Контрольного месторождения», утвержденной в 2006г.

По состоянию на 1.01.2014 г. на месторождении пробурено 57 скважин (50 эксплуатационных и 7 нагнетательных). Фонд по проектному документу пробурен полностью, проектная система разработки реализована полностью.

Основные показатели разработки рассчитаны на основе фактических данных по месторождению за период 2004-2013годы (таблица 5). Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 2011 году и составила 94,8 тыс. т. Средний дебит действующих скважин в 2013 г. равен 5,24 т/сут по нефти и 7,72 т/сут по жидкости. Обводнённость продукции – 32,1 %. Закачка воды 143,2 тыс.м3 в год, накопленная закачка -1163,4 тыс.м3. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды 103,8%, накопленная компенсация — 92,9%. Текущее пластовое давление – 15,1 МПа, что выше начального на 0,9 Мпа и выше давления насыщения на 7,63МПа. В 2013 г. добыто нефти 93,7 тыс.т. Годовой темп отбора от НИЗ составил 2,88% от начальных извлекаемых запасов. Накопленная добыча нефти — 935,3тыс.т, отбор нефти от начальных извлекаемых запасов составил 28,71 %. Текущий КИН равен 0,093.

Анализ текущего состояния разработки Контрольного месторождения показал, что основные положения действующего проектного документа выполняются: фонд скважин пробурен полностью; система поддержания пластового давления эффективна. Следует отметить низкий темп отбора от начальных извлекаемых запасов и низкий текущий КИН при высокой обводненности продукции скважин.

5.Расчет основных технологических показателей разработки

По базовому варианту перспективный расчет основных технологических показателей разработки выполнен с учетом сложившейся системы разработки на 10 лет (до окончания срока действия лицензии 2024г.). Результаты приведены в таблице 5 и на графике разработки (рис.1).

Предлагаемый вариант основан на результатах анализа текущего состояния разработки. Следует провести геолого-технические мероприятия, направленные на изоляцию водопритоков в действующих скважинах, что позволит увеличить дебиты нефти по скважинам, повысит добычу нефти по месторождению и темп отбора.

В результате расчётов получены следующие данные: накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 1582,2тыс.т, что составляет 48,6 % от начальных извлекаемых запасов; текущий КИН на последний расчетный год – 0,156 д.ед; годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов– 1,15%; обводнённость добываемой продукции – 72,9%; годовая закачка воды – 143,2 тыс.м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 103,8 и 98,9%; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно 2,21 и 8,14 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины – 36,55м3/сут; текущее пластовое давление – 15,2МПа, что ниже начального на 0,8 МПа. Ожидаемая стадия разработки к концу расчетного периода — третья.

studfiles.net

Расчет темпов отбора жидкости и депрессии на пласт

Разработка балансовых и извлекаемых запасов нефти. Геолого-физические характеристики объекта. Оценка количества скважин, их суммарной продуктивности, темпов отбора на участке; расчет необходимых режимов работы (депрессии на пласт); подсчет запасов нефти.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений

по дисциплине: «Подземная гидродинамика»

Расчет темпов отбора жидкости и депрессии на пласт

Студент Политаев М.А.

Консультант: Токарев М.А

На основе конкретных геолого-физических характеристик объекта разработки оценить балансовые и извлекаемые запасы (таблица 1).

При расстановке скважин по сетке 300х400, 400х400, 400х500, оценить проектное количество добывающих скважин на объект разработки. Используя данные по распределению удельной продуктивности скважин (таблица 2) оценить возможные темпы отбора жидкости по объекту при

по каждой добывающей скважине.

Рассчитать необходимые режимы работы скважин (депрессии на пласт) для темпов отбора жидкости в 1, 2, 3, 4, 5, 6 % от величины балансовых запасов.

Геолого-физические характеристики объекта разработки

Вязкость нефти в пластовых условиях

Соотношение вязкости нефти и воды

Плотность нефти в пластовых условиях

Площадь залежи, м 2

Проницаемость 10 -15 м 2

Распределение величин удельной продуктивности т/сут. МПа в % от количества добывающих скважин.

Предел изменения вличин удельной продуктивности

балансовый нефть депрессия скважина

1. Подсчет запасов нефти объемным методом:

— балансовые запасы нефти

— извлекаемые запасы нефти

2. Оцениваем количество скважин на участке:

— при сетке 300х400

— при сетке 400х400

— при сетке 400х500

3. Оцениваем суммарную продуктивность скважин

Рассчитываем количество скважин в каждой группе распределения продуктивности.

Умножаем среднюю продуктивность по группе на количество скважин в группе.

Суммируя продуктивность групп определяем суммарную продуктивность по залежи при данных вариантах разработки.

Например, для сетки 300х400 (700 скважин)

В группу 0,1-0,5 т/сут*МПа входит 5% скважин.

Среднее значение продуктивности:

Количество скважин в группе:

Аналогично рассчитываем продуктивность скважин в группах и суммируем.

4. Оцениваем темпы отбора при заданной депрессии

— годовая добыча нефти.

При депрессии 5 МПа максимальный темп отбора достигается при боле частой сетке скважин 300х400 м.

5. Оцениваем депрессию при заданных темпах отбора — 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 % от балансовых запасов нефти.

— годовая добыча нефти при заданном темпе отбора 1%.

Аналогично рассчитываем депрессию при других темпах отбора.

При сетке 300х400

При сетке 400х400

При сетке 400х500

6. Рассчитываем максимальную депрессию на пласт, принимая забойное давление равным давлению насыщения:

— т.е. депрессия на пласт не должна превышать 7,4 МПа

7. Выбираем оптимальный вариант разработки

По значениям темпов отбора для каждой сетке и условию максимальной депрессии оптимальные варианты:

— для сетки 300х400 депрессия 5,3 МПа с темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти;

— для сетки 400х400 депрессия 7,0 МПа с темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти.

— для сетки 400х500 депрессия 4,4 МПа с темпом отбора 1% от балансовых запасов нефти.

При сетках 300х400 и 400х400 достигается темп отбора 2% от балансовых запасов нефти.

При сетке 300х400 бурится 700 скважин, при сетке 400х400 бурится 525 скважин.

Оптимальным является вариант разработки при сетке 400х400 с депрессией 7,0 МПа с годовой добычей 3,54 млн. т в год и темпом отбора 2% от балансовых запасов нефти.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Характеристика Киняминского месторождения. Подсчет балансовых и извлекаемых запасов нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации. Технологии воздействия на пласт и призабойную зону пласта. Оценка капитальных вложений.

курсовая работа [264,4 K], добавлен 21.01.2014

Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Обзор методов воздействия на пласт, применявшихся на месторождении за последние годы.

дипломная работа [1,1 M], добавлен 28.04.2015

Расчет показателей процесса одномерной установившейся фильтрации несжимаемой жидкости в однородной пористой среде. Схема плоскорадиального потока, основные характеристики: давление по пласту, объемная скорость фильтрации, запасы нефти в элементе пласта.

курсовая работа [708,4 K], добавлен 25.04.2014

Характеристика месторождения Акшабулак Восточный. Необходимость обеспечения заданного отбора нефти при максимальном использовании естественной пластовой энергии и минимально возможной себестоимости нефти. Выбор способа механизированной добычи нефти.

дипломная работа [3,0 M], добавлен 19.09.2014

Экономическая эффективность зарезки боковых стволов на нефтегазовом месторождении «Самотлор». Выбор способа и интервала зарезки. Характеристика и анализ фонда скважин месторождения. Устьевое и скважинное оборудование. Состав и свойства нефти и газа.

дипломная работа [1,3 M], добавлен 21.06.2013

Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО «ТНК-Нижневартовск».

курсовая работа [2,9 M], добавлен 14.04.2011

Характеристика оборудования и инструментов для ремонта скважин. Работа оборудования для воздействия на пласт и поддержания его давления. Оборудование механического и химического воздействия на пласт. Механизация работ при обслуживание нефтепромыслов.

дипломная работа [3,6 M], добавлен 10.02.2013

Определение расчетных свойств нефти. Вычисление параметров насосно-силового оборудования. Влияние рельефа на режимы перекачки. Расчет и выбор оптимальных режимов работы магистрального нефтепровода с учетом удельных затрат энергии на перекачку нефти.

курсовая работа [1,2 M], добавлен 21.02.2014

Геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Лянторского месторождения. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин. Характеристика призабойной зоны пласта. Условия фонтанирования скважины и давления в колоннах.

курсовая работа [1,4 M], добавлен 06.01.2011

Характеристика нефти по ГОСТ Р 51858-2002 и способы ее переработки. Выбор и обоснование технологической схемы атмосферно-вакуумной трубчатой установки (АВТ). Расчет количества и состава паровой и жидкой фаз в емкости орошения отбензинивающей колонны.

курсовая работа [1,3 M], добавлен 07.09.2012

knowledge.allbest.ru