2. Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении скважин. Технологические параметры (характеристики) бурового раствора при вскрытии пласта: состав, вязкость, плотность, водоотдача и др. Продолжительность процесса вскрытия пласта. Образование глинистой корки на поверхности пород при создании горной выработки. Конструкция скважины и забоя. Цементирование эксплуатационной колонны, оценка качества цементирования. Особенности вскрытия пластов и цементирования колонн при применении технологии вскрытия на депрессии. Технология вторичного вскрытия пласта.
3. Технология освоения скважин (вызова притока) после бурения.
Состав и характеристики устьевого и подземного оборудования. Способ вызова притока нефти (газа) из пласта в скважину. Хронометраж процесса. Характеристика технологических жидкостей и других агентов, используемых при вызове притока. Динамика забойного давления (депрессии на пласт) при проведении работ. Заключительные операции. Ввод скважин в эксплуатацию.
4. Гидродинамическое совершенство скважин. Показатели, характеризующие гидродинамическое совершенство скважин. Результаты исследований по оценке фильтрационных характеристик околоскважинных зон пластов при освоении скважин. Скин-эффект. Мероприятия, направленные на увеличение коэффициентов гидродинамического совершенства скважин при их освоении.
5. Динамика коэффициентов продуктивности скважин при их эксплуатации. Результаты гидродинамических исследований скважин (индикаторные диаграммы, кривые восстановления давления и др.).
6. Освоение (вызов притока) скважин после подземного ремонта, связанного с глушением пластов.
7. Разработка мероприятий, направленных на совершенствование методов и технологий первичного и вторичного вскрытия пластов и освоения скважин. Технико-экономическая оценка эффективности рекомендуемых мероприятий.
Тема: Исследование скважин и оценка их продуктивности.
1. Комплекс регламентируемых исследовательских работ для добывающих, нагнетательных, контрольных, наблюдательных скважин в разные периоды их освоения и эксплуатации.
2. Гидродинамические исследования с целью определения коэффициентов продуктивности и фильтрационных характеристик пластов и прискважинных зон при освоении и выводе на заданный режим работы добывающих скважин (приводятся данные по исследованным скважинам, включая даты, виды исследований, данные и способы их обработки, полученные результаты).
3. Гидродинамические исследования нагнетательных скважин с целью определения коэффициентов приемистости и фильтрационных характеристик пластов (номера скважин, даты, виды исследований, данные и способы их обработки, полученные результаты).
4. Исследования с целью определения профилей приемистости и отдачи в нагнетательных и добывающих скважинах, результаты исследований конкретных скважин.
5. Проведение исследований с целью определения распределения давления и температуры по стволу работающих и остановленных скважин, результаты.
6. Лабораторные исследования по определению физико-химических характеристик пластовых и скважинных флюидов.
7. Проведение исследований с целью оценки свойств пластовых и скважинных флюидов (нефть, попутный газ, вода, эмульсии) при изменении термодинамических условий, результаты.
8. Особенности изменения коэффициентов продуктивности для добывающих скважин (по жидкости и по нефти) при изменении условий разработки пластов (уменьшение пластового давления, увеличение обводненности).
9. Стоимость проведения основных видов исследований скважин.
10. Разработка рекомендаций по совершенствованию системы иссле-дований скважин и пластов, повышению их эффективности.
Тема: Увеличение производительности добывающих и нагнетательных скважин.
1. Перечень методов, способов и технологий при проведении работ по увеличению (восстановлению) производительности добывающих и нагнетательных скважин, применяемых на данном месторождении (рассматривается последний 2-3 летний период времени).
2. Изложение сущности методов (принципов, на которых построены способы и технологии работ), краткое описание технологических процессов.
3. Обобщенные данные о результатах проведения работ (технологическая и экономическая эффективность). Выделение наиболее эффективных способов и технологий.
4. Анализ результатов выполненных работ по конкретным объектам разработки и скважинам (с указанием номеров скважин, дат, технологий работ, выполненных исследований до и после их проведения, анализа данных этих исследований).
5. Затраты на проведение технико-технологических, геолого-техни-ческих мероприятий на скважинах по основным видам работ.
6. Рекомендации по выбору скважин для проведения мероприятий, совершенствованию применяемых и выбору (разработке) новых технологий работ, их технико-экономическая оценка.
Тема: Регулирование (расширение) профилей приемистости и притока в скважинах.
1. Анализ данных геофизических и гидродинамических исследований скважин с целью выделения продуктивных нефтенасыщенных пластов (пропластков), водонасыщенной или газонасыщенной части разреза, оценки коллекторских свойств отдельных интервалов (материалы рассматриваются по конкретным скважинам).
2. Построение корреляционных схем для объекта разработки или отдельных его участков с указанием интервалов перфорации пластов по добывающим и нагнетательным скважинам.
3. Анализ потокометрических и других видов исследований скважин с целью выделения интервалов приемистости и притока.
4. Уточнение структуры и свойств продуктивных пластов в прискважинных зонах и в межскважинном пространстве на основе анализа результатов промысловых исследований скважин и корреляционных схем.
5. Описание и анализ (по конкретным скважинам) известных и применяемых на месторождении способов и технологий работ по воздействию на прискважинные и более удаленные зоны пластов с целью регулирования профилей приемистости и притока.
6. Технологическая и экономическая эффективность проведенных на месторождении за последние 2-3 года мероприятий по регулированию профилей приемистости и притока в скважинах.
7. Разработка рекомендаций по выбору скважин и технологий для проведения работ по регулированию профилей приемистости и притока. Технико - экономическая оценка эффективности рекомендуемых мероприятий.
Тема: Повышение эффективности геолого-технических мероприятий по увеличению производительности добывающих скважин.
1. Геолого-технические мероприятия (ГТМ) по увеличению производительности добывающих скважин, выполненные за последние 2 – 3 года на месторождении (период для анализа данных должен составлять не менее 2 лет, включая последний полный календарный год).
Приводятся виды ГТМ, номера скважин, на которых они проведены, даты проведения, излагаются основы методов (например, методов воздействия на прискважинные зоны пластов), на которых построены технологии проведенных ГТМ, дается краткое описание технологий.
2. Выбор скважин и технологий для проведения ГТМ.
Приводится краткий обзор руководящих, методических, нормативных и других документов, на основе которых на данном предприятии осуществляется выбор скважин и технологий для проведения ГТМ; выделяются основные факторы, определяющие этот выбор.
3. Планы проведения ГТМ на скважинах, их реализация.
Рассматриваются порядок составления, согласования и утверждения планов проведения ГТМ, их содержание - на примерах отдельных скважин, технологий. Реализация планов при проведении работ на скважинах, степень соответствия выполненных работ разработанному и утвержденному плану. Отчетная первичная документация о выполнении работ, отражение в ней тех или иных отклонений от плана.
4. Подготовка скважин к проведению работ и вывод их на заданный (установившийся) режим эксплуатации после ГТМ.
Дается описание способов глушения скважин, освоения их после ГТМ: используемые техника, материалы, технологические растворы; исполнители работ, система контроля; вывод скважин на режим при эксплуатации их УЭЦН и др.
5. Результаты проведения ГТМ на скважинах.
Прогнозная оценка ожидаемых результатов проведения ГТМ; фактические показатели работы скважин после ГТМ: производительность, продолжительность периода действия эффекта; технологическая эффективность ГТМ (увеличение отборов нефти, уменьшение отборов воды и др.). Методики определения технологической эффективности; исследование скважин до и после проведения ГТМ.
6. Экономические показатели, характеризующие эффективность ГТМ.
Затраты на проведение работ, источники финансирования; оценка прибыли, полученной за счет проведения мероприятий; поток денежной наличности, показатели рентабельности.
7. Основные выводы по результатам анализа промысловых данных.
8. Разработка мероприятий (рекомендаций) по повышению эффективности ГТМ, их технико-экономическая оценка (выбор скважин для выполнения работ, технические и технологические расчеты, составление планов проведения мероприятий).
Тема: Оптимизация и совершенствование системы сбора и подготовки скважинной продукции на промысле.
1. Детальное описание действующей системы сбора скважинной продукции на рассматриваемом объекте (месторождение, цех или отдельный крупный участок). Приводятся: технологическая схема с включением всех элементов; характеристики элементов (трубопроводы, замерные и сепарационные установки, насосные станции и др.); технологические показатели (расходы нефти, жидкости, воды, газа, давления в узловых точках, в начале и в конце трубопроводов, температура в осенне-зимний и весенне-летний периоды; продольные профили трубопроводов).
2. Выделение участков (элементов) системы сбора с характерными для них видами осложнений при эксплуатации (увеличение давлений в трубопроводах во времени, разрушение труб и других элементов под действием коррозии, работа в пульсирующем режиме и др.).
3. Оценка эффективности работы установок по измерению скважинной продукции по ее составляющим (включая фактическую погрешность измерений).
4. Сопоставление фактических показателей работы отдельных элементов системы сбора с паспортными (по производительности, развиваемому давлению, потребляемой мощности и др.).
5. Использование элементов системы сбора для предварительного разделения фаз (нефть, газ, вода). Эффективность работы установки по предварительному обезвоживанию продукции скважин.
6. Технологический процесс подготовки нефти на УППН. Показатели качества товарной нефти.
7. Утилизация сточных (пластовых) вод. Эффективность работы системы водоподготовки.
8. Себестоимость сбора и промысловой подготовки нефти.
9. Разработка предложений (рекомендаций) по совершенствованию и повышению эффективности работы системы сбора и подготовки скважинной продукции, их технико-экономическая оценка. Мероприятия могут быть направлены на: уменьшение потерь нефти и газа, снижение затрат при их сборе и подготовке; увеличение производительности объектов и отдельных элементов системы; улучшение условий труда при их обслуживании; сокращение расхода материалов, реагентов, электроэнергии; повышение качества товарной продукции; сохранение окружающей среды и сложившейся системы землепользования; повышение уровня промышленной безопасности объектов.
4.3.6. Оформление дипломного проекта
Дипломный проект включает текстовую и графическую части. Вместе с дипломным проектом необходимо представить (в виде отдельной работы) реферат. Текстовая часть (расчетно-пояснительная записка) объемом 100 – 120 страниц рукописного текста должна содержать:
· титульный лист установленной формы с подписями дипломника, консультантов, руководителя проекта и заведующего выпускающей кафедры (приложение 6);
· задание на дипломное проектирование, подписанное дипломником, руководителем проекта и утвержденное заведующим кафедрой (приложение 7);
· оглавление (содержание);
· перечень графических приложений (чертежей);
· аннотацию;
· текст расчетно-пояснительной записки, включая заключение по проекту;
· список использованной литературы (источников информации, на которые имеются ссылки в работе);
· приложения.
Текст оформляется с помощью компьютера или вручную четко, аккуратно, грамотно и разборчиво, с размещением на одной или на двух (при качественной бумаге) сторонах листа (формат 210 х 297 мм). Не допускается сокращение слов за исключением общепринятых. Поля: слева 30…35 мм, сверху и снизу 20 мм, справа 15 мм.
В каждом разделе текстовой части приводятся необходимые исходные данные, обоснование принятых решений, необходимые расчеты конструктивных элементов и технологических операций или процессов, расчет технико-экономических показателей (особенно при разработке специальной части). Если выполнение дипломного проекта сопровождалось экспериментальными исследованиями или производственно-технологическими изысканиями и опытными работами, то описание и результаты их приводятся в тексте.
Каждый оригинальный расчет приводится в тексте полностью, для типового расчета следует ограничиться изложением методики, исходных данных, примера вычислений и окончательных результатов в виде таблицы или графиков. Все используемые в расчетах формулы должны иметь пояснения буквенных значений входящих в них величин с указанием размерности и обоснованием числовых значений.
Исходные данные справочного характера (характеристики оборудования, инструмента и др.) следует сводить в таблицы.
Рисунки в текстовой части (эскизы, схемы, графики) должны иметь необходимые для чтения размеры, подписи и порядковые номера, на которые делаются ссылки по тексту. Следует обеспечивать абсолютную самостоятельность чтения всех приложений (таблиц, эскизов, эпюр, графиков, чертежей).
На все заимствованные из литературных источников материалы (формулы, методы решений, числовые величины, предложения, опыт работы и т. д.) в тексте даются ссылки: порядковый номер источника по списку литературы и номер страницы, например /15, с. 246/.
Список литературы (использованных источников) приводится в алфавитном порядке по фамилиям авторов или по названиям работ. Вначале приводится список отечественной литературы, затем иностранной (изданной зарубежными издательствами), фондовые работы, руководящие документы, ГОСТы и др.
По всей текстовой части должна быть выдержана однотипная рубрикация: соподчинение разделов и подразделов, пунктов и подпунктов (выделяется написанием заголовков и их нумерацией).
В заключении перечисляются основные вопросы, разработанные автором проекта, отмечается, какие разработки выполнены впервые для условий данного месторождения и являются оригинальными. Дается общая оценка эффективности внедрения принятых решений, обосновывается направление дальнейших исследований и работ.
4.3.7. Графические приложения
Графическая часть дипломного проекта должна достаточно полно характеризовать рассматриваемый в нем объект разработки и иллюстрировать принятые в проекте технико-технологические и организационные решения. Графические приложения могут выполняться в виде чертежей, графиков, схем, эскизов, таблиц. На все приложения должны быть даны ссылки в текстовой части работы. Рекомендуется эти приложения дублировать и помещать по тексту расчетно-пояснительной записки (в формате А4 или А3).
Чертежи в составе графических приложений следует выполнять в соответствии с требованиями технического черчения и действующих стандартов.
Схемы, эскизы, графики и таблицы выполняются с заголовками (названиями) в верхней части листа.
В правом нижнем углу каждого листа (каждого графического приложения) помещается стандартный штамп (приложение 12), включающий фамилии автора проекта, консультанта по соответствующему разделу, руководителя дипломного проекта и заведующего выпускающей кафедры с их подписями.
Графические приложения выполняются вручную или с помощью средств компьютерной графики.
Формат графических приложений – А1. Допускается на одном листе формата А1 размещать схемы, рисунки, таблицы и др. в формате А2 в виде отдельных (самостоятельных) графических приложений.
Карты, геологические профили, разрезы выполняются с указанием масштабов, приведением условных обозначений и ссылок на источник.
Примерный перечень графических приложений:
1. Структурная карта по кровле или подошве объекта (пласта).
2. Геологический профиль по линии скважин.
3. Карта изопахит (нефтенасыщенных толщин).
4. Карта изобар.
5. Карта эксплуатации.
6. График разработки объекта (залежи).
7. Характеристика технологических режимов работы скважин (распределение фонда добывающих скважин по способам эксплуатации и типоразмерам насосов; для каждой группы скважин приводятся их количество, минимальные, максимальные и средние значения глубины подвески насосов, показателей режима откачки (длина хода, число качаний), дебитов жидкости и нефти, обводнённости, динамических и статических уровней, забойных и пластовых давлений, депрессии на пласт, коэффициентов подачи, коэффициентов продуктивности – в виде таблиц).
8. Технологическая схема добычи, сбора и подготовки продукции скважин на промысле (месторождении).
9. Графика по спецвопросу – 2-3 листа.
10. Технико-экономические показатели (в виде таблицы или графиков), характеризующие эффективность предлагаемых мероприятий.
4.3.8. Реферат дипломного проекта
Реферат дипломного проекта включает общие сведения (тема проекта, спецвопрос, исполнитель, руководитель), краткую характеристику объекта, состояние его разработки и эксплуатации скважин. Приводятся необходимые сведения о разработке спецвопроса: актуальность, исходные данные, методики анализа и расчетов при разработке мероприятий, формулировка предложений (рекомендаций), технико-экономическая оценка, выводы. Форма титульного листа реферата приведена в приложении 8. Примерный объем реферата 15…18 страниц машинописного текста.
Приложение 1
Основной перечень вопросов для подготовки к госэкзамену
по специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
1. Горные породы-коллекторы нефти и газа: общая характеристика.
2. Структура пустотного пространства горных пород, основные показатели (характеристики).
3. Пористость горных пород.
4. Проницаемость горных пород.
5. Удельная поверхность горных пород, ее роль при фильтрации нефти и газа.
6. Горное давление. Напряженное состояние горных пород в массиве и в околоскважинных зонах.
7. Механические свойства горных пород.
8. Тепловые свойства горных пород.
9. Энергетическая характеристика продуктивных пластов.
10. Фазовые состояния углеводородных систем. Фазовые диаграммы.
11. Ретроградные процессы при разработке газоконденсатных месторождений.
12. Растворимость газов в нефти и в воде. Давление насыщения нефти газом.
13. Роль капиллярных сил при вытеснении нефти водой.
14. Состав и свойства природных и нефтяных газов.
15. Состав и свойства нефти.
16. Состав и свойства пластовых вод.
17. Сжимаемость нефтяных и природных газов.
18. Плотность нефти и воды в пластовых и поверхностных условиях.
19. Плотность газов в пластовых и поверхностных условиях.
20. Вязкость нефти в пластовых и поверхностных условиях.
21. Аномально-вязкие нефти. Структурированные (неньютоновские) жидкости.
22. Гидраты природных и нефтяных газов. Условия образования.
23. Образование и выпадение неорганических кристаллических осадков из пластовых вод.
24. Поверхностно-молекулярные свойства системы «порода-вода-нефть-газ».
25. Поверхностное (межфазное) натяжение.
26. Капиллярное давление.
27. Смачиваемость горных пород. Краевой угол смачивания.
28. Фильные и фобные свойства горных пород.
29. Оборудование устья скважины (УСШН).
30. Оборудование устья скважины (УЭЦН).
31. Оборудование устья фонтанной скважины.
32. Оборудование устья газовой скважины.
33. Формула Дюпюи для притока жидкости в скважину. Вывод.
34. Исследование нефтяных скважин при установившихся режимах.
35. Исследование газовых скважин при установившихся режимах.
36. Исследование нефтяных скважин при неустановившихся режимах. КВД.
37. Фильтрация жидкости и газа в пористых средах. Скорость движения, скорость фильтрации.
38. Линейные и нелинейные законы фильтрации.
39. Фазовые и относительные проницаемости.
40. Индикаторная диаграмма нефтяной скважины.
41. Индикаторная диаграмма газовой скважины.
42. Обработка данных исследований нефтяной скважины при установившихся режимах.
43. Обработка данных исследований газовой скважины при установившихся режимах.
44. Геологические запасы нефти и газа, методы их определения (оценки).
45. Извлекаемые запасы нефти и газа.
46. Коэффициенты нефтеизвлечения (нефтеотдачи).
47. Коэффициенты газоотдачи, конденсатоотдачи.
48. Влияние геолого-физических факторов на коэффициент нефтеизвлечения.
49. Гидродинамические режимы работы нефтяных пластов.
50. Естественные режимы работы нефтяных пластов.
51. Режимы работы нефтяных пластов при поддержании пластового давления.
52. Системы разработки нефтяных и газовых залежей.
53. Законтурные и внутриконтурные системы поддержания пластового давления.
54. Поршневое и непоршневое вытеснение нефти водой.
55. Проектирование нефтяных и газовых залежей. Показатели разработки.
56. Стадии разработки нефтяного месторождения.
57. Стадии разработки газового месторождения.
58. Технологический процесс добычи нефти.
59. Система поддержания пластового давления.
60. Технологический процесс добычи природного газа.
61. Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине.
62. Забойное давление в скважине, оборудованной штанговым насосом.
63. Забойное давление в скважине, оборудованной электроцентробежным насосом.
64. Плотность водонефтяной смеси.
65. Плотность газожидкостной смеси.
66. Потери давления на трение в насосно-компрессорных трубах (в скважине).
67. Принципиальная схема установки штангового насоса.
68. Принципиальная схема установки погружного электроцентробежного насоса.
69. Принципиальная схема штангового плунжерного насоса.
70. Схема скважины, работающей со скважинным насосом.
71. Производительность штангового насоса.
72. Коэффициент подачи установки СШН.
73. Коэффициент сепарации у приема скважинного насоса.
74. Коэффициент наполнения штангового насоса.
75. Длина хода плунжера штангового насоса.
76. Характеристика H – Q для ЭЦН.
77. Определение давления на забое скважины при ее освоении или промывке.
78. Давление у приема скважинного насоса.
79. Приток жидкости (нефти) в скважину.
80. Приток газа в скважину. Формулы притока.
81. Забойное давление в газовой скважине.
82. Типовые конструкции забоев скважин.
83. Коэффициент продуктивности скважины.
84. Конструкции нефтяных и газовых скважин.
85. Наземное оборудование УСШН.
86. Способы регулирования режима работы УСШН.
87. Подземное оборудование УСШН.
88. Подземное и наземное оборудование УЭЦН.
89. Способы регулирования режима работы УЭЦН.
90. Схемы устьевых арматур нагнетательных и добывающих скважин.
91. Трубная и колонная головки.
92. Скважинные пакеры и якори.
93. Глубинные дозаторы реагента.
94. Скважинные газовые сепараторы.
95. Технологический режим работы нефтяной скважины. Показатели режима.
96. Технологический режим работы газовой скважины. Показатели режима.
97. Оптимизация технологических режимов работы скважины.
98. Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин.
99. Оборудование для солянокислотной обработки скважин (СКО).
100. Оборудование для проведения гидравлического разрыва пласта.
101. Оборудование для проведения промывок скважин.
102. Насосно-компрессорные трубы (НКТ). Механический расчет (основы).
103. Технология и оборудование для глушения скважин.
104. Оборудование для спускоподъемных операций (СПО).
105. Основные технологические показатели разработки нефтяных месторождений.
106. Основные технологические показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
107. Основное содержание проектных технологических документов при разработке нефтяных месторождений.
108. Исходные данные для составления проектных документов при разработке нефтяных и газовых месторождений.
109. Основное содержание «Авторского надзора» и «Анализа разработки месторождения».
110. Экономическая оценка технологических вариантов разработки месторождения. Основные показатели.
111. Требования по охране окружающей среды и недр при разработке нефтяных и газовых месторождений.
112. Геолого – гидродинамические модели (основные понятия).
113. Горный отвод при разработке нефтяных и газовых месторождений.
114. Нормирование отборов нефти и объемов закачиваемой воды: основные положения.
115. График разработки нефтяного месторождения (залежи).
116. График разработки газового (газоконденсатного) месторождения.
117. Оценка начальных и остаточных извлекаемых запасов нефти.
118. Оценка начальных и остаточных извлекаемых запасов газа.
119. Коэффициенты текущей нефтеотдачи и газоотдачи.
120. Требования к качеству товарной нефти.
121. Требования к качеству газа, закачиваемого в магистральный газопровод. Опасные свойства газа.
122. Состав системы сбора и подготовки продукции нефтедобывающих скважин.
123. Исходные данные для проектирования системы сбора и подготовки скважинной продукции.
124. Индивидуальный и групповой сбор продукции скважин.
125. АГЗУ «Спутник». Состав, работа.
126. Сепарация нефти (отделение попутного газа). Виды сепарации.
127. Гидравлический расчет нефтепровода. Цели и задачи.
128. Гидравлический расчет сложных нефтепроводов.
129. Увеличение пропускной способности нефтепроводов.
130. Принципы расчета гравитационных сепараторов на пропускную способность по газу и жидкости.
131. Парафинизация нефтесборных систем. Депарафинизация нефтепроводов.
132. Гидравлический расчет газопроводов. Цели и задачи.
133. Подготовка нефти на промысле. Цели и задачи.
134. Характеристика нефтяных эмульсий.
135. Разрушение нефтяных эмульсий (деэмульсация).
136. Термохимическое обезвоживание нефти.
137. Сбор, подготовка и утилизация сточных вод на промыслах.
138. Сбор природного газа на газовых промыслах.
139. Промысловая подготовка природного газа.
140. Основное оборудование блочной кустовой насосной станции (БКНС).
141. Способы снижения пульсации давления при работе поршневых насосов. Подача поршневого насоса.
142. Водозаборные и очистные сооружения системы ППД.
Приложение 2
Перечень необходимых материалов для дипломного проектирования
Раздел «Разработка залежи»
1. Названия и коды месторождения, площади, объекта разработки (пласт, залежь).
2. Дата ввода объекта в разработку (опытно-промышленную эксплуатацию).
3. Название проектных документов (с указанием составителей-разработчиков), в соответствии с которыми велась и ведется (на дату анализа) разработка объекта.
4. Начальные пластовые условия (давление, температура).
5. Тип коллектора, вещественный состав пород.
6. Коллекторские свойства, нефтенасыщенность, физико-химические свойства, состав нефти, газа, пластовой воды (включая кривые разгазирования, температуру насыщения нефти парафином при начальных пластовых и стандартных условиях).
7. Ввод и выбытие нагнетательных и добывающих скважин (№№ скважин, даты ввода и выбытия), количество действующих скважин по годам.
8. Освоение системы ППД: дата, вид заводнения (законтурное, приконтурное, внутриконтурное – по какой схеме).
9. Накопленные отборы нефти, воды, жидкости, газа на определенные периоды (на начало каждого года) с начала разработки.
10. Пластовые и забойные давления в каждый календарный год (средние по залежи, по отдельным участкам залежи).
11. График разработки залежи.
12. Мероприятия по повышению нефтеотдачи пластов (дата начала проведения работ, метод, технология, разработчик проекта, номера задействованных скважин, объемы закачанных в пласт агентов и реагентов, результаты).
13. Начальные и текущие извлекаемые запасы нефти. Проектный и текущий коэффициенты нефтеотдачи.
14. Баланс закачки и отбора на определенные даты (начало календарного года).
15. Таблица основных показателей разработки (проектные и фактические значения).
Раздел «Эксплуатация скважин»
1. Названия и коды месторождения, площади, объекта разработки (пласт, залежь).
2. Номер скважины, категория (добывающая, нагнетательная), дата ввода в эксплуатацию.
3. Данные по инклинометрии скважины.
4. Технологии первичного и вторичного вскрытия пласта, конструкция забоя, вид перфорации, дата.
5. Способ и дата освоения скважины, показатели процесса освоения, воздействие на ПЗП при освоении.
6. Характеристика забоя и призабойной зоны пласта: эффективная нефтенасыщенная толщина, интервал перфорации, проницаемость, наличие подошвенной воды.
7. Начальный режим работы скважины: способ эксплуатации, дебиты по нефти и жидкости, обводнённость, забойное давление, пластовое давление, давление на буфере и в затрубье, динамический уровень, статический уровень, депрессия на пласт, коэффициент продуктивности.
8. Изменение режима работы скважины во времени после ввода её в эксплуатацию (по перечисленным в пункте 7 показателям). Продолжительность периода вывода скважины на режим работы с максимальным коэффициентом продуктивности.
9. Мероприятия по увеличению (восстановлению) производительности скважины (дата, метод, технология, план проведения работ и отчёт о его выполнении, результаты).
10. Исследования скважины (снятие индикаторной диаграммы, кривой восстановления давления или уровня, потокометрия, способы обработки данных, результаты обработки).
11. Текущий режим работы скважины: способ эксплуатации, скважинное оборудование, глубина подвески насоса, режим откачки, забойное и пластовое давления, давления на буфере и в затрубном пространстве (на устье), динамический и статический уровни, дебиты жидкости и нефти, обводнённость, коэффициент продуктивности.
12. Накопленные отборы нефти, газа, жидкости, воды по скважине с начала эксплуатации на дату выбытия или на текущую дату (для действующих скважин).
Приложение 3
Исходные данные для решения задач проектирования и анализа эксплуатации
добывающих скважин с применением программы «Фактор – М» (ПГТУ)
1. Данные о начальном состоянии эксплуатационного объекта
1.1 Код месторождения, площади.
1.2 Код эксплуатационного объекта.
1.3 Начальная пластовая температура, К.
1.4 Начальное пластовое давление, МПа.
1.5 Давление насыщения пластовой нефти газом, МПа.
1.6 Начальная плотность пластовой нефти, кг/м3.
1.7 Плотность дегазированной нефти, станд. условия, кг/м3.
1.8 Начальное значение динамической вязкости пластовой нефти, мПа×с.
1.9 Динамическая вязкость дегазированной нефти, станд. усл., мПа×с.
1.10 Начальная объемная газонасыщенность пластовой нефти (куб. м / куб. м, станд. усл.).
1.11 Начальное значение объемного коэффициента пластовой нефти, доли един.
1.12 Начальная плотность пластовой воды, кг/м3.
1.13 Начальное значение объемного коэффициента пластовой воды, доли един.
1.14 Начальное значение динамической вязкости пластовой воды, мПа×с.
1.15 Данные о составе растворенного в пластовой нефти газа - выраженные в молярных процентах содержания метана, этана, пропана, изобутана, нормального бутана, изопентана, нормального пентана, гексана, гептана, азота, углекислого газа, сероводорода, водяного пара, «прочих компонентов» (всего 14 показателей).
1.16 Динамическая вязкость попутного нефтяного газа при двух различных давлениях (и пластовой температуре) – 4 реквизита: два давления (МПа) и два коэффициента вязкости (мПа×с).
1.17 Двухмерный массив, описывающий зависимость газонасыщенности нефти от давления (не более 100 пар значений «давление-газонасыщенность», газонасыщенность выражена в куб. м/куб. м применительно к стандартным условиям, давление в МПа).
1.18 Двухмерный массив, описывающий зависимость плотности нефти от давления (не более 100 пар значений «давление-плотность», плотность определяется для нефти с газонасыщенностью, меняющейся в соответствии с зависимостью, описываемой массивом 1.17.
1.19 Двухмерный массив, описывающий зависимость динамической вязкости нефти от давления (не более 100 пар значений «давление-коэффициент вязкости», коэффициент вязкости (мПа×с) определяется для нефти с газонасыщенностью, меняющейся в соответствии с зависимостью, описываемой массивом в пункте 1.17).
1.20 Двухмерный массив, описывающий зависимость значения объемного коэффициента нефти от давления (не более 100 пар значений «давление-объемный коэффициент нефти», который определяется для нефти с газонасыщенностью, меняющейся в соответствии с зависимостью, охарактеризованной массивом 1.17).
Примечание: Значения параметров для п. п. 1.17…1.20 можно снять с кривых разгазирования нефти или рассчитать по эмпирическим зависимостям – по 15…20 пар значений.
1.21. Температура насыщения пластовой нефти парафином, К.
1.22. Темература насыщения дегазированной нефти парафином, К.
2. Данные о скважине
2.1 Код месторождения, площади.
2.2 Код эксплуатационного объекта.
2.3 Номер – идентификатор скважины.
2.4 Глубина вскрытия (отсчет по оси скважины) верхней границы эксплуатационного объекта, м.
2.5 Глубина вскрытия (отсчет по оси скважины) нижней границы эксплуатационного объекта, м.
2.6 Глубина (отсчет по оси скважины) искусственного забоя, м.
2.7 Глубина (отсчет по вертикали) скважины от устья до искусственного забоя, м.
2.8 Инклинограмма скважины: двухмерный массив, описывающий зависимость значений абсолютных отметок различных точек оси скважины от отвечающих этим точкам глубин, отсчитанных вдоль оси скважины от уровня стола ротора (количество пар значений «глубина-абсолютная отметка» от 2 до 250, значения выписаны в порядке роста глубины от 0 м до отвечающей забою скважины) – 10…20 пар.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 |
