- •Клас-ция и назнач-е мет-ов повыш н-отдачи пластов и интенсиф-ции добычи нефти
- •Общая хар-ка и виды гд-методов увелич. Н-отдач. Пластов
- •2) Форсированный отбор
- •Метод нестационарного заводнения с изменением направления фильтрационных потоков
- •Технология впг. Основные параметры процесса впг. Инициирование горения в пласте. Хар-ка зон в пласте. Разновидности впг.
- •Инициирование горения
- •Закачка растворителей в пласт Причины неполного вытеснения нефти водой:
- •Физические основы применения тепловых методов для увеличения нефтеотдачи нефтяных пластов.
- •Технология щелочного заводнения. Опыт применения технологии в сочетании с пав и полимером.
- •Осн. Задачи и способы регулирования рнм. Классификация методов регулирования рнм.
- •Полимерное заводнение. Разновидности и опыт применения.
- •Понятие о науке рнм и её связь со смежными дисциплинами. Краткая история развития теории и практики рнм.
- •Объект разработки. Выдел-е объектов разработки. Примеры
- •14.Классификация и хар-ка систем разработки и условия их применения. Примеры
- •1)Законтурное
- •2) Приконтурное зав-е.
- •3) Внутриконтурное зав-е
- •15. Виды пластовой энергии. Режимы работы пластов
- •16. Показатели рнм и их хар-ки
- •17. Показатели ввода месторождения в разработку. Стадии рнм. Примеры
- •18.Модели пластов и их типы.
- •19. Детерминированная модель пласта.Вероятностно-статистическое описание модели слоисто-неоднородных пластов
- •Случайные величины
- •20. Кин. Формула Крылова.Факторы влияния на кин
- •21.Свойства горных пород и пластовых флюидов
- •22. Проявление упругого режима. Основная формула упругого режима (по Щелкачеву в.Н.)
- •23. Уравнение материального баланса. Упругий запас пласта.
- •Уравнение материального баланса
- •24. Режим растворенного газа. Разновидности режима (режим чисто рас-го газа, смешанный режим, газонапорный режим)
- •26. Закон Дарси. Относительные фазовые прониц-ти и капиллярное давление.
- •27. Функция Бакли-Леверетта. Характерные точки.
- •28. Основные этапы, порядок составления и основное содержание технологических проектов по рнм.
- •29. Методика определения технологической эффективности мун
- •1. Определение технологической эффективности мун с использованием технологической схемы
- •2. Оценка технологической эффективности мун методом прямого счета
- •4. Особенности определения тэ современных гидродин-их мун
- •30. Вытеснение нефти из трещиновато-поровых коллекторов.
- •31. Методика ТатНипИнефть расчета показателей рнм.
- •Расчетные формулы
- •32. Методика расчета технологических показателей разработки с использованием характеристик вытеснения.
- •33. Газовые методы увеличения нефтеотдачи пластов.
- •Разработка месторождений с использованием закачки в пласт двуокиси углерода со2
- •2. Непрерывное нагнетание углекислого газа.
- •Основные недостатки метода:
- •34. Закачка водных растворов пав для увеличения нефтеотдачи пластов.
- •При опз улучшается приемистость нагнетательных скважин, что важно для слабопроницаемых коллекторов;
- •35. Достоинства и недостатки метоов увеличения нефтеотдачи.Критерии применимости мун.
- •1. Тепловые методы:
- •36. Микробиологические мун
- •37.Плотность сетки скважин.Стадии рнм.
- •38. Рядная и площадные системы располоения сквжин.Преимущества и недотатки
- •39. Упруговодонапорный режим.
31. Методика ТатНипИнефть расчета показателей рнм.
Эта методика основана на вероятностно- статистической модели слоистого, зонально-неоднородного пласта. Позволяет рассчитывать динамику годовой добычи нефти и жидкости по объекту разработки в целом.
Для выполнения расчетов требуется следующие исходные данные:
1. общее число скважин n0;
2.балансовые запасы нефти Qб, тыс. т;
3.площадь нефтеносности S, м2;
4.коэффициенты продуктивности скважин, т/сут ·МПа. Он вычисляется путем деления фактически замеренного дебита нефти скважины на ∆Р =Рпл –Рз. Данные о коэффициентах продуктивности скважин можно найти в ежемесячно составляемых технологических режимах;
5.вязкости и плотности нефти в пластовых условиях и закачиваемой воды μн, μв, мПа·с; ρн, ρв, м3/т ;
6.средний коэффициент эксплуатации скважин, ξэ, д.е;.
7.коэффициент вытеснения нефти водой, Квыт,, д.е;.
8.средний ∆Р в добывающих скважинах;
9.предельная обводненность, при которой будут отключаться добывающие скважины А2, д.е;
10.гистограмма распределения проницаемости по отдельным пропласткам.
Расчетные формулы
3.Соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимум амплитудного дебита:
, (4.3) где , (4.4)
, (4.5)
µ*- коэффициент подвижности.
6.Амплитудный дебит скважины – это возможный максимальный дебит скважины при одновременном разбуривании и вводе всех скважин:
. (4.8)
8. Подвижные запасы: . (4.10)
10. Расчетная предельная обводненность добывающей скважины: (4.12)
где (4.13)
13.Начальные извлекаемые запасы нефти и жидкости:
, (4.17)
. (4.18)
14. Начальные извлекаемые запасы жидкости в поверхностных условиях:
. (4.19)
16. Коэффициент извлечения нефти:
КИН = . (4.21)
17. Годовой отбор нефти на первой стадии разработки: , (4.22а)
- накопленный отбор нефти на конец предыдущего года;
- кол-во введенных извл-х запасов неф на конец расч-го года
= , (4.23)
nt = nt-1+ ntб/2,
где nt-1- число введенных в разработку скважин на конец предыдущего года; ntб – число вводимых скважин в текущем году.
32. Методика расчета технологических показателей разработки с использованием характеристик вытеснения.
Рассмотрим теперь процесс вытеснения из слоистого пласта, распределение проницаемости по слоям которого задано законом f(k). Слои расположены по мере возрастания проницаемости, начиная снизу.
Пусть в некоторой слой толщины ∆h и проницаемости k поступает вода с расходом ∆q. Для этого слоя запишем уравнение (5.22):
. (5.23)
Можно записать уравнение (5.23) в дифференциальном виде:
. ( 5.24)
В первую очередь обводняются высокопроницаемые пропластки. Условно примем, что проницаемость слоев меняется от 0 до ∞.
Пусть к моменту t=t* все слои с проницаемостью k≥k* обводнились и из них, согласно модели поршневого вытеснения добывается только вода, а из слоев с проницаемостью 0≤k≤ k* добывается нефть. Интегрируя (5.24) в соответствующих пределах, получим формулы для определения дебитов нефти и воды:
, (5.25)
. (5.26)
С помощью приведенных формул можно определить основные показатели разработки пласта. Расчеты необходимо вести в следующей последовательности:
задать закон распределения проницаемости f(k), например, логарифмически нормальный закон распределения:
задать время t*=1год
по формуле (5.21) определить наименьшее значение проницаемости обводненных слоев k* к концу первого года разработки.
по формулам (5.25) и (5.26) определить дебит нефти и воды к концу первого года.
повторить пп 2-4 на конец последующих годов, т.е. при t* =.2, 3, 4,…год.
В результате получим динамику изменения дебита нефти и воды во времени.