41. Методика расчета технологических показателей разработки (методика ТатНипИнефть).

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 Q_б, 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 =Р_пл –Р_з. Данные о коэффициентах продуктивности скважин можно найти в ежемесячно составляемых технологических режимах;

5.вязкости и плотности нефти в пластовых условиях и закачиваемой воды μ_н, μ_в, мПа·с; ρ_н, ρ_в, м³/т ;

6.средний коэффициент эксплуатации скважин, ξ_э, д.е;.

7.коэффициент вытеснения нефти водой, К_выт,, 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;

- количество введенных извлекаемых запасов нефти на конец расчетного года

= , (4.23)

n_t = n_t-1+ n_tб/2,

где n_t-1- число введенных в разработку скважин на конец предыдущего года; n_tб – число вводимых скважин в текущем году.

, (4.22в)

где q₀₂- уточненный амплитудный дебит залежи, рассчитанный на последний год второго этапа разработки.

42. Разработка нг и нгк месторождений с воздействием на пласт

Разработка нефтегазовых и нефтегазоконденсатных место­рождений при естественных режимах приводит к целому ряду трудностей, связанных главным образом с невозможностью достижения высокого темпа отбора нефти из пластов без рез­кого уплотнения сеток скважин, высокими газовыми факторами в нефтяных скважинах, ограни­чением отбора газа из газовых шапок, выпадением конденсата в пористой среде пластов. Уст­ранить эти трудности можно пу­тем перехода на разработку мес­торождений с воздействием на пласт.

При разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных мес­торождений в основном исполь­зуют следующие специальные системы разработки с воздейст­вием на пласт:

1) система разработки, со­четающая барьерное заводнение с законтурным заводнением;

2. система разработки, сочетающая барьерное заводнение с внутриконтурным и при необходимости законтурным заводне­нием нефтяной части месторождения.

Первую из упомянутых систем используют при разработке нефтегазовых месторождений, имеющих сравнительно неболь­шую по размерам нефтяную часть, которую называют нефтя­ной оторочкой. На эту оторочку вследствие ее небольшой ширины можно пробурить только один - три ряда добываю­щих скважин. Вторая из упомянутых систем предназначена для разработки крупных нефтегазовых месторождений, нефтяные части ко­торых вследствие их значительных размеров нецелесообразно разрабатывать только путем барьерного заводнения. При барьерном заводнении искусственно отделяется газонасыщенная часть месторождения от его нефтенасыщенной части, что способствует осуществлению их независимой разработки без опасения перемещения нефти в газонасыщенную часть и без потери нефти в этой части.

Д/поддер-ия пласт-го давления Маскетом было предл-но закачивать в пласт сухой г. по принципу «сайклинг-процесса» - зак-ка добытого г. обратно в пласт после извлеч-ия из него конден-та: 1. Линейный с.-п. (зак0ка г. в газ-ую шапку). В этой сис-ме с/ы расп-ся рядами. Давление в газ-ой шапке поддер-ся на Ур-не начального пласт-го. Закачка сухого газа производ-ся ч/з ряд нагнетат-х с/н, располож0ый в газ-ой зоне, конден-ый газ из газ-ой шапки вытесн-ся сухим газом в сторону нефт-ой оторочки к рядам добыв-х с/н. В нефт-ой части Н. вытесн-ся жирным газом. 2. Площадная сис-ма нагнетания. Р в газ-ой шапке поддер-ся на уровне нач-го. 3. Временная консервация газоконденсатной зоны и разр-ка нефт-ой оторочки на истощение. Недост-к данной сис-мы: Р в пласте сниж-ся, г. перемещ-ся в нефт-ую зону; выпад-е конденсата в газ-ой шапке и потери его. 4. С.-п. осущест-ся только в газ-ой зоне, а нефт-ая оторочка консервир-ся.