Основные положения проекта разработки месторождения

Основными разделами проекта разработки газового месторождения являются:

1. Геологическое строение месторождения и водонапорного бассейна. В этот раздел входят вопросы:

1) общие сведения о районе, орогидрография;

2) история разведки месторождения;

3) стратиграфия;

4) тектоника;

5) газонефтеносность, запасы газа, характеристика газов;

6) гидрогеологическая характеристика пластовой водонапорной системы,

результаты анализов проб воды;

7) характеристика продуктивных отложений по коллекторским свойствам

2. Характеристика потребителя. Отбор газа из месторождения.

3. Обоснование исходных геолого – промысловых данных. Уточнение параметров водоносного пласта. В этом разделе отражены следующие вопросы:

1) обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и

специальных исследований скважин и пластов;

2) обоснование допустимых технологических режимов эксплуатации

скважин, определения параметров “средней” скважины;

3) определение емкостных, фильтрационных параметров газоносных и

водоносных пластов и т.д.;

4) уточнение параметров водоносного пласта с использованием карты

гидроизопьез;

5) обоснование объектов эксплуатации.

4. Обоснование расчетных вариантов (или величин):

1) по отборам газа из месторождения, из отдельных эксплуатационных

объектов (в случае многопластового месторождения);

2) по системе разработки месторождения (по размещению скважин, их

конструкциями, рабочим депрессиям на пласт и т.д.);

3) по системе обустройства промысла (по числу и размещению групповых

пунктов, по системе и методам сбора, обработки и подготовки газа к

дальнейшему транспорту).

5. Определение показателей систем разработки месторождения и обустройства промысла. В данном разделе освещаются использованные расчетные методы и формулы. Приводятся результаты показателей разработки и обустройства для всех рассматриваемых вариантов и подвариантов.

6. Определение экономических показателей. Выбор рационального варианта разработки месторождения и обустройства промысла.

7. Обоснование системы размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин (с учетом результатов технико – экономических расчетов, наличия болот, населенных пунктов и т.д.).

8. Мероприятия по интенсификации добычи газа.

9. Рекомендации по контролю за разработкой месторождения.

 

ТЕСТОВЫЕ ВОПРОСЫ

1. Что такое коэффициент продуктивности нефтяных скважин?это ее дебит нефти, поделенный на разность пластового и забойного давлений, то есть на величину депрессии, производимой по разрабатываемым нефтяным пластам

2. Что такое скин-фактор? гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическоенесовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

3. Что такое абсолютная проницаемость? Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе

4. Что такое фазовая проницаемость? проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем

5. Что такое относительная фазовая проницаемость? отношение эффективной проницаемостик некоторой базовой проницаемости (чаще всего к абсолютной)

6. Условия проведения кислотные ванны?? Кислотные обработки (КО) скважин применяют для интенсификации дебитов скважин в карбонатных коллекторах, а так же в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния

7. Для чего применяют кислотные ванны?Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин

8. В чем заключается технология ГРП? Технология ГРП включает следующие операции: промывку скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу

9. Какими свойствами должна обладать жидкость разрыва используемая при ГРП? Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины

10. Что понимается под термином расклинивающие агенты? Проппанд предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Проппанд добавляется к жидкости глу­шения и закачивается вместе с ней.

11. Что понимается под технологией многократного гидроразрыва пласта? Гидроравлический разрыв пластов- одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для освоения скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т. д.

12. Положительный скин-фактор означает …Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин-фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной

13. Нулевой скин-фактор означает …Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)

14. Отрицательный скин-фактор означает …Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД

15. Какие исследования позволяют оценить величину скин-фактора? В зависимости от величины притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании использовался метод "установившихся" отборов, регистрировалась индикаторная диаграмма (ИД). После последнего максимального режима работы скважины снималась кривая восстановления давления (КВД).

Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ). Изменение давления на забое регистрировалось глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли испытываемого объекта.

16. Что такое проппант? гранулообразный материал для расклинивания, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП)

17. В каком направлении будет происходить развитие направления трещины ГРП? По мере заполнения скважины жидкостью и создания на поверхности давления, давление жидкости в порах породы возрастает и действует равномерно во всех направлениях. При повышении давления жидкости до момента, когда разрывающая сила жидкости, действующая на породу, превысит силы сцепления этой породы, скала расколется и произойдет разрыв. Трещины могут быть горизонтальными, вертикальными и наклонными. Пространственная ориентация трещины определяется напряженным состоянием горных пород в зоне скважины и изменениями обусловленными распределением напряжений. Напряжения формируются главным образом под действием гравитационных сил.

Принято считать, что на глубине свыше 300 м вертикальное напряжение гораздо выше двух других составляющих. Поэтому трещина всегда должна быть вертикальной, в силу того, что образование трещины происходит в направлении перпендикулярном наименьшей из нагрузок.

18. Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата. Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата),которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН). для газа и конденсата (КИК) соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается ГКЗ Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8. Методы ОЦЕНКИ КИН:метод аналогии, многофакторного статистического моделирования, эмпирического (покоэффициентного) моделирования, экстраполяционные методы (характеристики вытеснения), гидродинамические методы.

Остановимся подробнее на физической сущностикоэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность (Q извл) - к геологическим запасам нефти залежи (Qбал) КИН=Qизвл/ Qбал

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки – текущим

19. Что такое эксплуатационный объект. это пласт или группа продуктивных пластов, которые объединяются в силу геологических и экономических условий для разбуривания и эксплуатации единой сеткой скважин

20. Что понимается под объектом разработки. это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин