Основное содержание проектных технологических документов при разработке нефтяных месторождений

Ответ на вопрос: «Основное содержание проектных технологических документов при разработке нефтяных месторождений».

асу тп работа

  1. Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добычных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов. Такие планы и программы подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора РФ сроком на 1 год.
  2. Проект пробной эксплуатации является первой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных скважин, при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин. Проект пробной эксплуатации согласовывается с местными органами Госгортехнадзора РФ. Технико-экономические расчеты выполняются минимум на 20-летний срок для оценки технологических показателей разработки и «экономичности» проекта. Целью и задачей является уточнение имеющихся и получении дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов, содержащихся в них ценных компонентов, построение геолог модели месторождения, обоснование режима работы залежи, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи нефти, газоконденсата.
  3. Технологическая схема — проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения. С реализации технологической схемы начинается этап разработки месторождения. Исходной первоначальной информацией для составления технологической схемы являются данные разведки, подсчета запасов, лабораторных исследований. Проектные решения должны приниматься с учетом необходимости дорозведки и перспектив разработки всего месторождения.
  4. Проект разработки, основной проектный документ. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения (залежи) с учётом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований, данных авторского надзора. Характеризуется большой глубиной проработки отдельных вопросов. При этом в резервный фонд закладывается до 10% основного фонда скважин. В документе обосновывается бурение скважин-дублеров. Проект разрбурки обосновывается на высоких категорий запасов (А и В). Экономико-технологические показатели считаются на полный срок выработки запасов.
  5. Технологическая схема ОПР (опытно промышленная разработка). Цель ОПР залежей или их участков это промышленные испытания новой техники и технологической разработки, а так же ранее известных технологий, в новых геолого-промысловых условиях. Участок для ОПР выбирается таким, чтобы эти работы в случае получения отрицательных результатов не влияли на сохранность запасов остальной части месторождения. Сроки проведения работ не более 5 лет. Технико-экономические расчеты проводятся на период не менее 20 лет.
  6. Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН.
  7. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение КИН с учетом экономической эффективности.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Поделитесь с друзьями:

Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений

Ответ на вопрос: «Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений».

асу тп работа

    Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений

  1. Годовая добыча нефти (Qн, тыс. т).
  2. Годовая добыча газа (Qг, тыс. м3).
  3. Годовая добыча жидкости (Qж, тыс. м3).
  4. Обводненность W (массовая и объемная) Qв / Qж
  5. Накопленная добыча нефти (∑Qн) (с самого начала разработки на 1 января).
  6. Накопленная добыча воды.
  7. Накопленная добыча жидкости.
  8. Газовый фактор (G — на поверхности, м33).
  9. Годовая закачка агента (Qзак, тыс. м3).
  10. Суммарная закачка(∑Qзак).
  11. Фонд добывающих скважин (nд).
  12. Фонд нагнетательных, резервных, специальных скважин.
  13. Компенсация отбора жидкости и закачки: k = Qзак / Qжид, (%)
  14. Суммарная компенсация отбора жидкости и закачки: ∑k = ∑Qзак / ∑Qжид
  15. Дебит скважины по нефти: qн = Qн / (365α), где α — коэффициент эксплуатации (0,92-0,95)
  16. Дебит скважины по жидкости.
  17. Водонефтяной фактор: ВНФ = Qв / Qн;
    водожидкостный фактор: ВЖФ = Qв / Qж
  18. Коэффициент нефтеизвлечения: КИН = Qизвл / Qбаланс;
    текущий КИН: КИНтек = Qн / Qбаланс;
    проектный КИН: КИНпроект = Qниз / Qбаланс;
    конечный КИН: КИНконечн = ∑Qн / Qбаланс.
    Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде:
    Кнефт = Kохв · Kвыт · Kзав,
    где Kвыт – коэффициент вытеснения нефти из пласта;
    Kохв – коэффициент охвата пласта воздействием (разработкой);
    Kзав – коэффициент заводнения месторождения.
    Коэффициентом вытеснения (Kвыт) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта:
    Kвыт = Vнн / Vв,
    где Vнн – начальный объем нефти;
    Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта.
    Kвыт = 0,0366 · ln(Kпр / μн) + 0,7383;
    0,05 < Kпр < 3,190; 1,02 < μн < 77,3
    Коэффициент охвата пласта воздействием (Kохв) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта:
    Kохв = Vпп / Vп,
    где Vпп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения;
    Vп – начальный нефтесодержащий объём залежи.
    Коэффициент заводнения (Kзав) зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата:
    Kзав = K1 · K2 · K3 · K4 · K5,
    где K1 — коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости;
    K2 — коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность;
    K3 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин;
    K4 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин;
    K5 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи.
    КИН – это относительная величина, показывающая, какой объём нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях.
    КИН — коэффициент вытеснения нефти из пласта показывает полноту извлечения нефти из охваченного заводнением объема залежи. Определяется в лабораторных условиях путем длительной промывки образца горных пород взятого из продуктивного пласта до полного обводнения струи жидкости выходящей из керна и представляет собой отношение объема вытесненной нефти из керна к первоначальному содержанию объема нефти в образце.
  19. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ): T = ∑Qн / Qниз
  20. Темп отбора: T = Qн / Qниз

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Поделитесь с друзьями:

Оборудование для спускоподъемных операций (СПО)

Ответ на вопрос: «Оборудование для спускоподъемных операций (СПО)».

асу тп работа

В нефтепромысловой практике при текущем и капитальном ремонте нашли применение: подъемные установки(предназначены для спускоподъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем ремонте нефтяных и газовых скважин не оборудованных вышечными сооружениями):
1) Азинмаш 37А на базе КрАЗ-255Б;
2) УПТ-50 (представляет собой самоходную установку смонтированную на базе транспорта Т-130 и состоящую из основных узлов: коробки передач, однобарабанной лебедки, вышки с талевой системой, опор вышки, гидравлических, электрических и пневматических систем управления, укомплектована автоматом АПР-ГП с гидроприводом для свинчивания /развинчивания НКТ);
3) агрегат А-50У;
4) комплекс оборудования КОРО1-80;
5) лебедка подъемная ЛПР-60, лебедка подъемная тракторная ЛПТ 8, лебедка подъемная в рамном исполнении ЛПР-10Э для работы на морских основаниях.

При работе с подъемными установками у скважин располагают стационарные или передвижные вышки или мачты.

Для связи с лебедкой и поднимаемым грузом используют талевую систему. Она включает в себя кронблок, талевый блок, крюк, талевый канат и направляющий ролик.

Ротор предназначен для вращения колонны труб, их свинчивания и развинчивания, поддержания труб при разгрузке талевой системы, а также для выполнения ловильных и вспомогательных работ.

Соединительным звеном между талевой системой и трубами, подвешенными к вращающейся части ротора (элеватором), служит вертлюг ВЭ — эксплуатационный, ВП — промывочный). Он обеспечивает свободное вращение труб и подачу промывочной жидкости в колонну труб. Вертлюг с помощью промывочного шланга соединяют со стояком, через который прокачивают промывочную жидкость.

Для захвата колонны труб и штанг и удержания их на весу в процессе спускоподъемных операций применяют трубные и штанговые элеваторы (одно/двухштропные).

Для подвески элеватора на крюк талевой системы предназначены штропы, которые представляют собой замкнутую стальную петлю овальной формы.

Спайдеры используются для автоматизации операций по захвату, удержанию на весу и центрированию колонны труб в процессе спускоподъемных операций при ремонте скважин.

Для механизации операций по свинчиванию/развинчиванию используются ключи КМУ (механический универсальный).

Для извлечения оставшейся в скважине колонны труб используют: метчики МЭУ или МЭС, колокола-ловильный инструмент врезного типа, труболовки.

Перечень вопросов для подготовки к госэкзамену по специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

Поделитесь с друзьями: