Материал: законтурного заводнения

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Рис.8 Разъединитель колонны РКШ

Забойный регулятор типа 5 РД. Данный регулятор позволяет в зависимости от параметров пласта поддерживать заданное забойное давление или заданный расход воды в процессе закачки даже при изменении пластового давления и коэффициента приемистости. Устьевой регулятор типа 5 РР. Данный регулятор в отличие от традиционно используемых устьевых штуцеров позволяет оперативно изменять и поддерживать заданные значения устьевого давления, в частности при исследовании пластов. Эффективность технологии одновременно раздельной закачки воды в несколько пластов на нагнетательных скважинах была проверена на следующих многопластовых месторождениях: Ванъеганском, Ай-Еганском, Приобском, Тарасовском, Барсуковском, Южно-Тарасовском, Фестивальном, Восточно-Ягтинском, Южно-Харампурском и других. Экономический эффект указанной технологии в основном выражается в дополнительной добыче нефти или сокращении капитальных вложений на бурение дополнительных скважин. Технология позволяет по сравнению с раздельной эксплуатацией нескольких пластов:

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

-сократить капитальные вложения на бурение скважин (в 2-3 раза); - снизить эксплуатационные расходы (переменные затраты) (на 20-

40%);

-уменьшить срок освоения многопластового месторождения (на 30%);

-увеличить рентабельный срок разработки обводненных и загазованных пластов продлением их эксплуатации с подключением дополнительных объектов;

-увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет увеличения срока их рентабельной разработки;

-уменьшить вероятность замерзания фонтанной арматуры и выкидных коллекторов нагнетательных скважин из-за низкой проницаемости пласта;

-повысить эффективность использования скважин и скважинного оборудования;

-уменьшить вероятность образования негерметичности эксплуатационной колонны.

По сравнению с совместной эксплуатацией нескольких пластов технология позволяет:

-увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет разукрупнения объектов разной проницаемости и разной насыщенности и повышения степени охвата их заводнением;

-увеличить добычу нефти на 30-40 % за счет дифференцированного и управляемого воздействия на каждый из пластов;

-обеспечить учет закачиваемой воды (агент) в каждый из пластов;

-предупредить межпластовые перетоки по стволу скважины в момент

ееостановки и при малых репрессиях;

-повысить эффективность методов повышения нефтеотдачи за счет использования одной скважины одновременно для ППД и селективной закачки агента для выравнивания профиля приемистости;

-нестационарно воздействовать на пласты, изменяя их режимы;

-обеспечить повышенные репрессии на низкопроницаемые

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

нефтенасыщенные пласты с одновременнымограничением закачки воды в высокопроницаемые пласты;

-регулировать направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, оперативно управляя полем пластовых давлений;

-уменьшить вероятность образования негерметичности эксплуатационной колонны;

-исследовать и контролировать разработку отдельных пластов. В настоящее время технология успешно внедрена на 37 нагнетательных скважинах, в том числе на 12 с 3-мя пластами и на 25 с 2-мя пластами. Технология наиболее эффективно реализуется на газлифтных и нагнетательных скважинах.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

4. Расчетная часть

4.1 Расчет времени разработки нефтяной залежи

В связи с этим, одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко. При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруговодонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта

где:

- запас упругой энергии залежи;

- коэффициент упругоемкости пласта;

- объем пласта;

- снижение давления,

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

где:

- пористость;

- коэффициент сжимаемости жидкости (нефти);

- коэффициент сжимаемости среды (породы);

где:

- начальное среднее пластовое давление;

- текущее среднее пластовое давление.

Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с , можно убедиться в наличии еще в залежи упругой энергии или в необходимости внедрения методов поддержания давления. Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом. В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему. Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts