![]() Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ![]() ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву ![]() Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Особенности разработки нефтяных залежей на завершающей стадии.Содержание книги
Похожие статьи вашей тематики
Поиск на нашем сайте
Существует 4 стадии разработки нефти: 1- стадия ввода месторождения в эксплуатацию; 2- стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти; 3- стадия падающей добычи нефти. 4- завершающая стадия разработки - характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти. Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды. Четвертая стадия – завершающая – характеризуется: · малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти · большими темпами отбора жидкости · высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %); · более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 · отбором за период стадии 10 Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 К особенностям разработки залежей нефти на завершающих стадиях относится следующее: – сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод до-бывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих ря-дов скважин; – в добывающей продукции большую часть занимает вода (об-водненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции добы-вающих скважин (98–99 %); – снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;
– организация форсированного отбора жидкости по некоторым добывающим скважинам (особенно по высокодебитным); – организация барьерного заводнения для предотвращения прорыва газа из газовой шапки; – бурение резервных скважин, бурение новых скважин, горизонтальное бурение, бурение вторых стволов, ввод их в эксплуата-цию; – ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки невовлеченных и остаточных запасов путем организации очагового заводнения; – главным мероприятием на данном этапе является максимальное извлечение нефти, достижение проектного коэффициента неф-теотдачи; – замедление темпов снижения добычи нефти; – проведение мероприятий по сокращению добычи воды; – изменение технологических режимов работы скважин; – опережающее обводнение некоторых скважин, образование «языков обводнения», неравномерное продвижение ВНК (рис. 3.9) – выравнивание профилей приёмистости и отдачи в скважинах; – изменение направлений фильтрационных потоков; – перевод скважин с других горизонтов и др.
Распределение температуры в газовых пластах и скважине Значение температурного фактора для эксплуатации месторождений. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа водой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают режим эксплуатации и приводят к уменьшению и даже прекращению подачи газа. Учёт температурного режима работы скважин необходим также и при высокой пластовой температуре, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб. Изменение температуры Определение температуры в простаивающей скважине. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле определения температуры в горных породах. Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине - полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород. Распределение температуры в стволе работающей скважины. В случае отсутствия зоны многолетней мерзлоты распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формуле:
, где L - глубина скважины, м; Di - коэффициент Джоуля - Томсона, К/МПа; Тх - температура газа на глубине х, К; Тпл – пластовая температура на глубине L середины перфорации, К; рз и ру – давления на забое и на устье, Мпа; Г – средний геотермический коэффициент на участке от L до х, град/м; А – термический эквивалент работы (А =1/427 ккал/кгм); Ср – теплоемкость газа, ккал/кг*К; DТ – падение температуры газа в призабойной зоне вследствие дроссель-эффекта, К. Параметры, определяющие изменение температуры и их характеристика. Для расчета распределения температуры необходимо знать геотермический градиент Г, пластовую температуру рпл, теплоёмкость горных пород СП, теплопроводность горных пород lп, теплоёмкость газа СР, коэффициент Джоуля - Томсона Di. Геотермический коэффициент. Изменяется (0.015 - 0.09град/м), его значение необходимо определять для данного месторождения путём непосредственного замера температур пласта и нейтрального слоя по формуле: где пластовое значение температуры Тпл определяются при непосредственном замере. Теплоёмкость горных пород. Обычно изменяется незначительно: в пределах 75.4 - 83.9 Дж/К для сухой породы /К. Теплопроводность горных пород. Существенно зависит от плотности пород и определяется из формулы:
Теплоёмкость газа СР. Можно определить по графикам в зависимости от давления, температуры и удельного веса природного газа, а также используя уравнение для коэффициента сверхсжимаемости по формуле:
Коэффициент Джоуля -Томсона Din. Характеризует изменение температуры с расширением газа, происх при отсутствии передачи тепла.
|
||||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-04-07; просмотров: 2493; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.97.14.85 (0.012 с.) |