Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал в г. Нижневартовске

КАФЕДРА «НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО»

Контрольная работа

Управление продукции скважин

Выполнил студент гр.ЭДНбс-11(1) Д.С. Бантиков

Проверил: преподаватель Д.М. Сахипов

г. Нижневартовск 2014

Введение

1. Методы увеличения нефтеотдачи пластов с применением силикатно-щелочных растворов (СЩР)

Список используемой литературы

Введение

Объективной необходимостью для повышения охвата менее проницаемой части продуктивного пласта воздействием при прогрессирующем обводнении является ограничение фильтрации нефтевытесняющего агента по промытым прослоям и зонам продуктивного пласта и поступления в добывающие скважины. Это должно приводить к перераспределению энергии закачиваемой воды и охвату воздействием малопроницаемых пропластков. Решение этой задачи не представляется возможным на основе использования обычных способов изоляции вод в добывающих скважинах из-за ограниченности объемов обрабатываемого пласта лишь призабойной зоной. Необходимы способы, позволяющие закачивать большие объёмы водоизолирующих масс в удалённые зоны на основе использования дешёвых и доступных материалов и химреагентов.

В настоящее время достаточно хорошо известно большое количество методов увеличения коэффициента охвата пласта воздействием, таких как закачка загущенной полимерами воды, пены, периодическая закачка в пласт реагентов, понижающих проницаемость отдельных высокопроницаемых промытых вытесняющим агентом пропластков, силикатно-щелочных растворов (СЩР), полимердисперсных систем (ПДС), а также разнообразных гелеобразующих в пластовых условиях композиций химреагентов.

1. Методы увеличения нефтеотдачи пластов с применением силикатно-щелочных растворов (СЩР).

Метод щелочного заводнения нефтяных пластов основан на взаимодействии щелочей с пластовыми нефтью и породой. При контакте щелочи с нефтью происходит ее взаимодействие с органическими кислотами, в результате чего образуются поверхностно-активные вещества, снижающие межфазное натяжение на границе раздела фаз «нефть - раствор щелочи» и увеличивающие смачиваемость породы водой. Применение растворов щелочей - один из самых эффективных способов уменьшения контактного угла смачивания породы водой, то есть гидрофилизации пористой среды, что приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой.

Рис. 1 Применение химических методов для вытеснения нефти

Из осадкообразующих составов широко распространенными в настоящее время считаются силикатно-щелочные составы (СЩС), щелочно-полимерные растворы (ЩПР), аммиачная вода, метилцеллюлоза, основанные на взаимодействии с пластовой водой с образованием нерастворимого осадка.

Для внутрипластового осадкообразования необходимо взаимодействие силикатов щелочного металла с солью двухвалентного металла и едкого натра или кальцинированной соды с поливалентными металлами. Технология основана на применении щелочно-силикатного заводнения в попеременной закачке оторочек раствора силиката щелочного металла и раствора соли двухвалентного металла, разделенных оторочкой пресной воды. В качестве силиката щелочного металла могут использоваться ортосиликат, метасиликат и пентогидрат натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразующий осадок. Одновременно растворы этих силикатов при концентрации их в растворе около 1% имеют значение рН близкое к 13.

Другая технология предусматривает последовательную закачку оторочек растворов щелочи и трехвалентного железа. В результате взаимодействия щелочи с солями многовалентных катионов при контакте оторочек образуется объемистый малорастворимый осадок гидроокисей многовалентных катионов. Однако управление процессами осадкообразования в пластовых условиях путем закачки щелочей является достаточно сложной задачей.

На месторождениях Западной Сибири щелочное заводнение было одним из первых методов физико-химического воздействия на пласт. Способ воздействия применялся с 1976 г. Заслуживают внимания все результаты, полученные в ходе обширного промыслового эксперимента. Здесь испытаны две модификации нагнетания в пласт слабоконцентрированных растворов щелочи, которые указывают на незначительную эффективность метода. Первый промысловый эксперимент по нагнетанию концентрированного раствора щелочи проведен в 1985 г. на Трехозерном месторождении, где в две нагнетательные скважины была закачана оторочка 10%-ного раствора щелочи размером 0,14% от объема пор участка. По отдельным добываемым скважинам через 4--5 мес. отмечалось снижение обводненности добываемой продукции. Так, обводненность на начало эксперимента составляла 55--90%, в дальнейшем снизилась до 40--50%. И только к концу 1990 г. обводненность увеличилась до 70--80%. Такое резкое снижение обводненности добываемой продукции можно объяснить изменением охвата пласта воздействием по толщине за счет закупорки водопромытых зон пласта и подключения в работу ранее неохваченных заводнением пропластков. В целом по опытному участку за период внедрения получено 58,8 тыс. т нефти при удельной технологической эффективности 53,5 т на тонну закачанного реагента. Аналогичные результаты получены на Толуомском месторождении. Хотя характеристики пласта заметно хуже: большая расчлененность, меньшие проницаемость и продуктивность. Объем закачанной оторочки составил 0,3% от объема пор пласта, участок на начало эксперимента был обводнен на 40--50%, после закачки раствора щелочи обводненность снизилась до 20-30%.

Дополнительная добыча нефти составила 35,8 тыс. т или 42,4 т на тонну израсходованного реагента. Полученные положительные результаты промыслового эксперимента свидетельствуют, что технология эффективна для средне- и низкопроницаемых пластов небольшой (до 10 м) толщины.

Промысловые испытания метода воздействия для объектов, представленных значительной толщиной пласта, равной 15м и более, таких как Северо-Мартымьинская залежь и Мартымья-Тетеревская залежь, не показали низкую эффективность его применения.

Широко применялся 1%-ный щелочной раствор на четырех месторождениях Пермской области (Шагиртско-Гожанском, Падунском, Опаликинском и Березовском), начиная с 1978 г. Промышленное внедрение осуществлено с 1983 г. на четырех опытных участках с 13 нагнетательными и 72 добывающими скважинами. Дополнительная добыча нефти по всем участкам на 01.01.91 г. составила 662,4 тыс. т. Прирост нефтеотдачи составил 5,6%. По первому участку прирост коэффициента нефтеизвлечения достиг 25,4%. На нем создана наибольшая оторочка размером в один объем пор пласта. нефтеотдача раствор щелочь закачка

Опыты по изменению смачиваемости показывают, что 1%-ный раствор щелочи повышает гидрофильность терригенных пород и не меняет смачиваемость в известняках, а расход щелочи и количесто осадка увеличиваются при повышении минерализации воды и концентрации щелочи. При минерализации воды 265 г/л образуется максимальное количество осадка -- 19 г/л, расход щелочи составляет 2,5 мг/г породы. Нефтевытесняющие свойства растворов щелочи были оценены с использованием центрифуги. Последовательная закачка растворов увеличивает коэффициент вытеснения на 2,5-4%.

Технология регулирования проницаемости водопроводящих каналов пласта силикатно-щелочными растворами внедрялась в нескольких модификациях. Основная модификация включает закачку разделительных оторочек пресной воды и раствора (смеси гидрооксида натрия, жидкого стекла, полиакрилами-да). Закачку оторочек повторяют периодически через 1--3 года, в основном, в течение 10--15 лет. Оторочки нефтевытесняющих агентов закачивают в следующей последовательности: сточная минерализованная вода, нагнетаемая для вытеснения нефти; разделительная оторочка пресной воды; оторочка раствора гидрооксида натрия. Однако рассматриваемая технология направлена лишь на регулирование проницаемости пласта и не может эффективно блокировать избирательно обводненные зоны пласта, что возможно лишь в случае закачки больших объемов оторочки.

Список литературы

1. Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи.

2. Амелин И.Д., Сургучев М.Л., Давыдов А.В. Прогноз разработки нефтяных залежей на поздней стадии.

3. Шелепов В.В. Состояние сырьевой базы нефтяной промышленности России Повышение нефтеотдачи пластов.

4. Сургучев М.Л., Желтов Ю.В., Симкин Э.М. Физико-химические микропроцессы в нефтегазоносных пластах.

5. Климов А.А. Методы повышения нефтеотдачи пластов.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Характеристика геологического строения, коллекторских свойств продуктивных пластов. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности. Оценка эффективности применения микробиологических методов увеличения нефтеотдачи в условиях заводненности пластов.

дипломная работа , добавлен 01.06.2010


Повышение нефтеотдачи пластов: характеристика геолого-технических мероприятий; тектоника и стратиграфия месторождения. Условия проведения кислотных обработок; анализ химических методов увеличения производительности скважин в ОАО "ТНК-Нижневартовск".

курсовая работа , добавлен 14.04.2011


Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения. Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.

отчет по практике , добавлен 28.10.2011


Основные методы увеличения нефтеотдачи. Текущий и конечный коэффициент нефтеизвлечения. Заводнение как высокопотенциальный метод воздействия на пласты. Повышение нефтеотдачи пластов физико-химическими методами. Гидравлический разрыв нефтяного пласта.

презентация , добавлен 15.10.2015


Проблема энергообеспечения мировой экономики за счет использования альтернативных источников топлива взамен традиционных. Практика применения методов увеличения нефтеотдачи в мире. Поиск инновационных решений и технологий извлечения нефти в России.

эссе , добавлен 17.03.2014


Геолого-геофизическая характеристика олигоцена месторождения Белый Тигр. Анализ текущего состояния разработки и эффективности вытеснения нефти водой. Состав, функции и свойства физико-химического микробиологического комплекса; механизмы вытеснения нефти.

научная работа , добавлен 27.01.2015


Качество буровых растворов, их функции при бурении скважины. Характеристика химических реагентов для приготовления буровых растворов, особенности их классификации. Использование определенных видов растворов для различных способов бурения, их параметры.

курсовая работа , добавлен 22.05.2012


Составление и применение фотографических растворов. Очистка воды для химико-фотографической обработки фотоматериалов. Проявляющие, останавливающие и фиксирующие растворы. Обесцвечивающие и фиксирующие растворы из отработанных фотографических растворов.

курсовая работа , добавлен 11.10.2010


Совершенствование методов увеличения нефтеотдачи пластов в Республике Татарстан. Характеристика фонда скважин Ерсубайкинского месторождения. Анализ динамики работы участка при использовании технологии закачки низкоконцентрированного полимерного состава.

дипломная работа , добавлен 07.06.2017


Значение буровых растворов при бурении скважины. Оборудование для промывки скважин и приготовления растворов, технологический процесс. Расчет эксплуатационной и промежуточной колонн. Гидравлические потери. Экологические проблемы при бурении скважин.

Поскольку нефть добывается в ЦДНГ то мероприятия в первую очередь касаются работы с добывающими скважинами. Оптимизация работы добывающих скважин при снижении забойного давления т. изменение варианта компоновки скважинного оборудования с целью обеспечения большего дебита.

Поделитесь работой в социальных сетях

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск

Лекция 1

Тема: интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин для принятия решений по управлению.

Введение

Методы управления — это все виды технологического воздействия на объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на повышение эффективности разработки месторождения.

Управление разработкой нефтегазовых месторождений необходимо для обеспечения соответствия плановых и фактических показателей разработки. Управление разработкой часто называют ”регулирование разработкой”, т.е. необходимо приблизить плановые объемы добычи к фактическим. На производстве существуют 2 основных цеха – цех по добыче нефти и газа (ЦДНГ) и поддержания пластового давления (ППД). Поскольку нефть добывается в ЦДНГ, то мероприятия в первую очередь касаются работы с добывающими скважинами.

1. Оптимизация работы добывающих скважин при снижении забойного давления, т.е. изменение варианта компоновки скважинного оборудования с целью обеспечения большего дебита.
2. Интенсификация – управление продуктивностью скважин (кислотные обработки ПЗС, ГРП, зарезка боковых стволов).

Классификация методов управления

1) Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления.

2) Воздействие на призабойную зону скважин (управление продуктивностью) с целью интенсификации притока (приемистости) - гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, кислотные обработки и т.д.

3) Отключение высокообводненных скважин.

1. Повышение забойного давления нагнетательных скважин;
2. бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов.
3. Перенос фронта нагнетания.
4. Использование очагового заводнения.
5. Применение изоляционных работ.
6. Выравнивание профиля притока или приемистости;
7. Применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов.

ОПТИМИЗАЦИЯ РАБОТЫ СКВАЖИН – увеличение производительности за счет снижения забойного давления.

Выбор скважин для оптимизации их работы – низкая обводненность, высокий коэффициент продуктивности и резерв снижения забойного давления.

При оптимизации работы скважин необходимо оценивать прирост дебита при снижении забойного давления.

Если скважина до оптимизации работает с определенным дебитом по жидкости при соответствующем забойном давлении, т неправильно считать, что при снижении забойного давления ее продуктивность заведомо сохранится и прирост дебита можно определить по значению продуктивности в базовом варианте.

При снижении забойного давления следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как деформационные, рост газонасыщенности и др.

Поэтому необходимо обосновывать модели притока с учетом отклонений от линейного закона Дарси, параметры которых определяются при гидродинамических исследованиях скважин (ГДИС).

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти.
2. Бравичев, Бравичева Палий. Глава 9.

Все аналитические модели притока (в виде конкретных формул) содержат параметры, характеризующие фильтрационно-емкостные и физические свойства системы. Эти свойства определяются в среднем по всему объему дренирования: эквивалентная в объеме дренирования проницаемость, пьезо и гидропроводность. Поэтому формулы притока могут быть использованы для оценки добывных возможностей скважин при обосновании способа эксплуатации с вариантом компоновки оборудования.

При управлении разработкой неоднородного пласта оценка эквивалентных параметров не отражает реальной картины фильтрационных потоков. Поэтому в случае неоднородных объемов дренирования интерпретация результатов ГДИС проводится при их воспроизведении с помощью программных продуктов по гидродинамическому моделированию.

Линейные модели притока, используемые для оценки добывных возможностей скважин в однородном пласте (при оптимизации).

1. Оценка добывных возможностей скважин при снижении забойного давления (в случае линейной индикаторной линии).

Для радиальной фильтрации по закону Дарси существует формула Дюпюи.

(1)

где коэффициент пропорциональности между дебитом и депрессией называют коэффициентом продуктивности скважины,

k – проницаемость системы “пласт-флюид”, определенная при геофизических исследованиях кернового материала при начальных пластовых условиях (начальное пластовое давление и водонасыщенность пласта, равная S св .). R к – радиус влияния скважины (при отсутствии данных – половина расстояния между скважинами).

2. Необходимо оценить фактический коэффициент продуктивности скважины. Обычно Это связано с тем, что при возбуждении пласта скважиной протекают первичные техногенные процессы (даже на малых депрессия), приводящие к возникновению дополнительных фильтрационных сопротивлений.

Первичные техногенные процессы, протекающие в околоскважинных зонах :

1. проникновение жидкости глушения и промывочной жидкости в процессе подземного ремонта и освоения скважины;
2. проникновение механических примесей и продуктов коррозии металлов при глушении или промывке скважины;
3. деформация пород на забое скважины при бурении;

Кроме того, большинство скважин несовершенны по степени и характеру вскрытия продуктивного пласта, поэтому приток происходит через перфорационные отверстия, а не по всей боковой поверхности скважины.

При протекании первичных техногенных процессов возникают дополнительные фильтрационные сопротивления, приводящие к снижению дебита. Т.к. эти сопротивления зависят от очень большого числа факторов, аналитически их оценить невозможно. Их учитывают введением параметра S , который называют скин-фактор. S определяется по результатам гидродинамических исследований скважин методом последовательной смены установившихся отборов.

(2)

(3)

Если фактический коэффициент продуктивности достаточно высокий и небольшое снижение забойного давления может привести к существенному приросту дебита скважины, то снижение забойного давления как метод управления разработкой оправдано.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 15 м 3 /(сут·МПа), то снижение забойного давления даже на 5 атм. приводит к увеличению дебита на целых 7.5 м 3 /сут.

Снизить забойное давление возможно при изменении режимов и типоразмеров скважинного оборудования в базовом варианте компоновки. Для этого необходимо знать методики подбора варианта компоновки по основным способам эксплуатации. Это одна из задач, которыми мы будем заниматься на семинарах.

Если фактический коэффициент продуктивности низкий, данный метод управления не является эффективным.

Например, если фактический коэффициент продуктивности равен 2 м 3 /(сут·МПа), то снижение забойного давления на 5 атм. приводит к увеличению дебита всего на 1 м 3 /сут.

В этом случае необходимо использовать второй метод управления – управление продуктивностью скважин.

1. Выбор метода управления продуктивностью скважин.

2. Оценка технологических критериев - прироста дебита и т.д.

Решение этой задачи осуществляется при гидродинамическом моделировании процесса разработки.

Например, если в качестве метода управления используется зарезка бокового ствола, гидродинамические расчеты должны быть направлены на обоснование параметров указанной технологии (длина ГС, профиль и т.д.).

По 1 позиции необходимо определиться с размером призабойной зоны скважины.

Например, если призабойная зона скважины составляет 10 и более м, то СКО может быть неэффективна. Так бывает в карбонатных коллекторах, поглощающих глинистый раствор, жидкости освоения, мех. примеси и др.

3. Дополнительные фильтрационные сопротивления возникают вследствие образования вблизи скважины, так называемой, призабойной зоны. Призабойная зона имеет расчетные параметры k пзс и R пзс (рис. 2)

(4)

Формула выводится исходя из неразрывности фильтрующегося потока: приток к призабойной зоне должен быть равен притку к забою.

Естественно между скин-фактором и расчетными параметрами призабойной зоны существует связь

(5)

На практике часто пренебрегают размером призабойной зоны скважины и рассчитывают дебит по формуле (6)

(6)

При этом получают завышенное значение проницаемости призабойной зоны скважины. При обработке результатов гидродинамических исследований по большому числу месторождений Урало-Поволжья и Западной Сибири получен адаптационный коэффициент, позволяющий более адекватно оценить указанный параметр. Адаптационный коэффициент, т.е существуют оптимистический и пессимистический прогнозы.

Методика оценки параметров призабойной зоны скважины по ГДИС.

1. Определяется фактический коэффициент продуктивности скважины с использованием методов математической теории эксперимента (метод наименьших квадратов).

2. Оценивается завышенное значение проницаемости призабойной зоны (ф-ла 6).

3. С помощью адаптационного коэффициента уточняется проницаемость призабойной зоны.

4. Рассчитывается радиус призабойной зоны скважины (ф-ла 4).

5. Рассчитываются скин-фактор и приведенный радиус скважины.

Пример. Пусть при исследовании скважины методом последовательной смены установившихся отборов получена величина коэффициента продуктивности скважины, равная 2 м 3 /(сут·МПа). Необходимые для расчетов исходные данные следующие: проницаемость удаленной зоны (за пределами ПЗС)- 100·10 -15 м 2 ; радиус контура питания скважины 150 м; радиус скважины 0.1 м; вскрытая продуктивная толщина 10 м; объемный коэффициент и динамическая вязкость жидкости соответственно равны 1 и 5·10 -3 Па·с.

Проницаемость пласта, определенная на основе коэффициента продуктивности, равна 13.47·10 -15 м 2 , с учетом необходимости занижения указанного значения для ПЗС - k ПЗС может находится в пределах от 9.62  10 -15 до 11.225  10 -15 . Радиус призабойной зоны, определенный по формуле (4) находится в пределах от 14.83 до 37.97 м.

Таким образом, в качестве метода управления может быть предложена зарезкам бокового ствола, а не СКО.

Следующим этапом является проведение многовариантных гидродинамических расчетов (семинары).

5. При низких депрессиях параметры призабойной зоны и скин-фактор являются параметрами ЛИНЕЙНОЙ модели притока. Эти параметры определяются методами математической теории эксперимента (в данном случае – метод наименьших квадратов).

Метод наименьших квадратов заключается в следующем.

1. Строится вариационный ряд значений исследуемого параметра на основании результатов геолого-геофизических исследований и промыслового опыта.

2. Рассчитывается критерий F для каждого значения исследуемого параметра:

Если предположительное число значений параметра m , то критерий рассчитывается m раз.

Искомый параметр соответствует наименьшему расчетному значению критерия F .

• Расчетное значение дебита может быть получено по формуле притока при конкретном значении искомого параметра. Так, . На основе этих расчетных значений определяется F 1.
• Расчетное значение дебита может быть получено с использование гидродинамической модели объема дренирования при использовании программных продуктов. В этом случае ГДИС воспроизводятся с использование указанных программных продуктов.

В настоящее время при интерпретации ГДИС оценивают эквивалентную проницаемость (гидропроводность, пьезопроводность).

Это оправдано при оценке дебитов скважин.

Для управления разработкой необходимо иметь информацию не об эквивалентной проницаемости, а о неоднородности объема дренирования. Например, знать послойную проницаемость. Поэтому и используются программные продукты по гидродинамическому моделированию.

Если требуется определить осредненные по объему дренирования параметры уравнения притока, в некоторых случаях строится, так называемая, система нормальных уравнений, которая получается при дифференцировании критерия наименьших квадратов по искомому параметру.

Пусть имеется активный эксперимент – Yi (Xi ), i =1,2… n . Требуется определить параметры линейного тренда Y = A + BX по методу наименьших квадратов.

Критерии метода.

Параметры А и В определяются при решении следующей системы уравнений:

или

6. Оценка фактической продуктивности скважины.

В общем случае линейное уравнение притока имеет вид:

Если параметр С значим, то существует начальный градиент давления (С – отрицательное).

Так, имеются результаты ГДИС, требуется определить параметры линейного тренда Y - Q , X -.

PAGE 2

Другие похожие работы, которые могут вас заинтересовать.вшм>
10947.		Задачи управления маркетинговыми исследованиями и пути их решения. Формирование программы исследований. Основные группы методов маркетинговых исследований. Использование результатов маркетингового исследования для принятия маркетинговых решений	16.2 KB
	Задачи управления маркетинговыми исследованиями и пути их решения. Использование результатов маркетингового исследования для принятия маркетинговых решений Маркетинговые исследования – это изучение рынка от англ. Филип Котлер определяет маркетинговые исследования как систематическое определение круга данных необходимых в связи со стоящей перед фирмой маркетинговой ситуацией их сбор анализ и отчет о результатах Котлер Ф. маркетинговые исследования – это систематический и объективный поиск сбор анализ и распространение информации...
1828.		Критерий принятия решений	116.95 KB
	Критерий принятия решений – это функция, выражающая предпочтения лица, принимающего решения (ЛПР), и определяющая правило, по которому выбирается приемлемый или оптимальный вариант решения.
10997.		Психологические аспекты принятия решений	93.55 KB
	МЕТОДИЧЕСКАЯ РАЗРАБОТКА для проведения лекции № 9 по дисциплине УПРАВЛЕНЧЕСКИЕ РЕШЕНИЯ Тема 9: Психологические аспекты принятия решений Для студентов специальности: 080507 Менеджмент организации Одобрена на заседании Методического совета института...
10567.		Технология разработки и принятия управленческих решений	124.08 KB
	Методы моделирования и оптимизации решений Методы моделирования называемые также методами исследования операций базируются на использовании математических моделей для решения наиболее часто встречающихся управленческих задач. Количество конкретных всевозможных моделей почти также велико как и число проблем для решения которых они разработаны. Очевидно что возможность прогнозировать действия конкурентов существенное преимущество для любой коммерческой организации. Первоначально разработанные для военностратегических целей модели...
7980.		Процесс принятия и реализации управленческих решений	24.35 KB
	При возникновении и определении проблемы необходимо ответить на следующие вопросы: В чем суть проблемы Где возникла проблема объект проблемы бригада оборудование коллектив С кем связана проблема субъект проблемы социальный или интеллектуальный ее элемент С чем связана проблема связи проблемы Для чего необходимо решать проблему цель решения проблемы Понятие решение в научной литературе трактуется поразному. Основные компоненты управленческого решения: множество возможных вариантов; нормативный документ...
11100.		Анализ процесса принятия управленческих решений	15.26 KB
	Принятие управленческих решений в условиях активизации управленческого мышления. Анализ процесса принятия управленческих решений. Деятельность руководителя в повышении эффективности принятия решений. Проанализировать процесс принятия управленческих решений.
10964.		Анализ задач и методов принятия решений (ПР)	46.89 KB
	Для других людей мотивы принятия решения могут быть и вовсе неясными. Поэтому с целью придания ясности следует найти численную меру для определения того насколько каждое из решений является подходящим. Руководителю фирмы требуется решить какую программу для управления предприятием следует приобрести. Главная цель – выбор наилучшей программы для управления предприятием.
12165.		Интернет-экспозиция результатов научных археологических и этнографических исследований в формате 3D	17.85 KB
	Впервые в России применены новые формы экспонирования результатов археологических и этнографических исследований с использованием современных информационных технологий посредством Интернетпрезентаций результатов НИР в формате 3D www. Расширяются возможности представления трехмерной модели предмета для специалистов не имеющих возможности увидеть предмет на месте через сеть интернет.ru размещены в формате 3D посредством использования технологии WebGL: Интернетэкспозиции Музея археологии и этнографии ФГБУН ИЭИ УНЦ РАН; Интернетвыставка...
1719.		Особенности принятия управленческих решений в таможенных органах	40.07 KB
	Организация процесса управления в таможенных органах. Процесс управления в системе таможенных органов. Принципы организации процессов управления в таможенных органах. Поскольку принятые решения касаются не только менеджера но и других людей и во многих случаях всей организации понимание природы и сути принятия решений чрезвычайно важно для каждого кто хочет добиться успеха в области управления.
17937.		Информационная база принятия краткосрочных управленческих решений	54.22 KB
	Исследования отечественных и зарубежных специалистов показывают что до 25 всех управленческих решений еще до их принятия можно было оценить как невыполнимые и тем самым избежать затрат управленческого труда на разработку и принятие решений. Такой высокий брак в управленческой деятельности свидетельствует о крайне неэффективной организации процесса проработки решений в практике хозяйствующих субъектов. Поэтому реализация на практике научно обоснованных подходов именно в подготовке управленческих решений и на современном этапе развития имеет...

Министерство образования и науки Российской Федерации
Филиал Федерального государственного бюджетного образовательного
учреждения высшего профессионального образования
«Удмуртский Государственный Университет» в городе Воткинске

Контрольная работа
По дисциплине «Управление продуктивностью скважин и
интенсификация добычи нефти»

Выполнил: студент группы З-Вт-131000-42(к)
Лоншаков ПавелСергеевич

Проверил: к.т.н., доцент Борхович С.Ю.

Воткинск 2016

Выбор скважин-кандидатов для обработки призабойных зон.

Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта.
Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженнаянаиболее интенсивному воздействию различных процессов, сопровождающих строительство скважины и ее последующую среду и нарушающих первоначальное равновесное механическое и физико-химическое состояние пласта.
Само бурение вносит изменение в распределение внутренних напряжений в окружающей забой породе. Снижение продуктивности скважин при бурении происходит также в результате проникновения раствора или егофильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованной водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистого цемента и закупоривание стойких эмульсий, и снижение фазовой проницаемости скважин. Может быть и не качественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважин, где эмульсиявзрыва зарядов поглощается энергией больших гидростатических давлений.
Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит при эксплуатации скважин, сопровождающейся нарушением термобарического равновесия в пластовой системе и выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих паровое пространство коллектора.
Интенсивное загрязнение призабойной зоны пластаотмечается и в результате проникновения рабочих жидкостей при проведении в скважинах различных ремонтных работ. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. В результате проникновения подобных процессов возрастают сопротивление фильтрации жидкости и газа, снижаются дебиты скважин и возникает необходимость вискусственном воздействии на призабойную зону пласта с целью повышения продуктивности скважин и улучшения их гидродинамической связи с пластом.
В скважинах с загрязненной призабойной зоной наблюдается падение добычи жидкости при сохранении тех же условий эксплуатации, более низкие значения дебита по сравнению с расположенными поблизости скважинами данного месторождения. Выявление таких скважиносуществляется на основе промысловых данных либо в результате расчета. Расчетный метод состоит в следующем: оценивается радиус области дренирования скважины и вычисляется дебит жидкости по формуле Дюпюи; если расчетный дебит значительно выше фактического, то можно предположить, что имеется загрязнение призабойной зоны. Кроме того, ухудшение коллекторских свойств в призабойной зоне может быть выявленопо результатам гидродинамических исследований.
Эффективность применения того или иного метода воздействия на объект разработки определяется геологической характеристикой коллектора, свойствами пластовых флюидов и параметрами, характеризующими состояние разработки. Выбор скважин для ОПЗ по средним характеристикам месторождения не всегда бывает удачным, особенно для продуктивных карбонатныхотложений, характеризующихся послойной и зональной неоднородностью коллекторов, как по строению, так и по свойствам.
К основным геологическим критериям, определяющим успешность применения ОПЗ можно отнести следующие:
a. тип коллектора (трещиноватый, трещиновато-поровый или поровый), определяющий компонентный состав для водоизолирующих композиций (так, например, для...

В процессе эксплуатации скважин их производительность снижается по целому ряду причин. Поэтому методы искусственного воздействия на ПЗС являются мощным средством повышения эффективности выработки запасов нефти

Среди методов управления продуктивностью скважин путем воздействия на ПЗС не все обладают одинаковой результативностью, но каждый из них может дать максимальный положительный эффект только при условии обоснованного подбора конкретной скважины. Поэтому при использовании того или иного способа искусственного воздействия на ПЗС вопрос подбора скважины является принципиальным. При этом обработки, даже эффективные, проводимые в отдельных скважинах могут не дать существенного положительного эффекта в целом по залежи или месторождении. Как с позиции интенсификации выработки запасов, так и с позиции повышения коэффициента конечной нефтеотдачи .

Системная технология в своей основе предполагает интенсификацию выработки слабодренируемых запасов нефти из неоднородных коллекторов, а так же определяет принципы прлученного максимального эффекта при использовании методов увеличения продуктивности скважин. Слабодренируемые запасы формируются так же в пластах с резкой фильтрационной неоднородностью, когда замещение нефти нагнетаемой водой происходит только в высокопроницаемых разностях, приводя к невысокому охвата пласта заводнением.

Решение конкретных задач по волечению в разработку слабодренируемых запасов и по повышению продуктивности скважин базируется на достаточно многочисленных технологиях интенсификации выработки запасов.

На участках залежи, в разрезе которых имеются промытые водой высокопроницаемые прослои, предопределяющие невысокий охват объекта заводнением, необходимо проводить работы по ограничению и регулированию водопритоков.

При таких работах непременным условием системной технологии является одновременность воздействия на призабрйные зоны как нагнетательных, так и добывающих скважин.

Прежде чем определить вид воздействия, месторождение или его часть необходимо разделить на характерные участки. При этом в начальный период разработки участка возможно проведение работ по увеличению продуктивности скважин, а в последующем, при обводнении, -мероприятий по регулированию (ограничению) водопритоков.

Необходимо отметить, что при выделении участка залежи с сильно выраженной зональной и послойной неоднородностью, в первую очередь, искусственному воздействию подвергаются призабойные зоны тех скважин, которые формируют основные направления фильтрационных потоков, что позволяет своевременно изменять эти направления с целью вовлечения в разработку недренируемых зон, повышая тем самым охват объекта заводнением. При проведении таких работ возможно применение как одной технологии, так и комплекса различных технологий.

Одним из важных условий применения системной технологии является сохранение примерного равенства объемов закачки и отбора т.е. любые мероприятия по интенсификации притоков нефти должны сопровождаться мероприятиями по увеличению приемистости нагнетательных скважин.

Основные принципы системной технологии сводятся к следующему:

• 1. Принцип одновременности обработки призабойных зон нагнетательных и добывающих скважин в пределах выбранного участка.
• 2. Принцип массовости обработок ПЗС участка.
• 3. Принцип периодичности обработок ПЗС.
• 4. Принцип поэтапной обработки призабойных зон скважин, вскрывших неоднородные коллекторы.
• 5. Принцип программируемости изменения направления фильтрационных потоков в пласте за счет выбора скважин под обработку по ранее заданной программе.
• 6. Принцип адекватности обработок ПЗС конкретным геолого-физическим условиям, коллекторским и фильтрационным свойствам системы в ПЗС и в целом по участку.

Таким образом, вопрос выбора скважин для обработки призабойных зон является одним из главнейших.

РГУ нефти и газа (НИУ) имени

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений

Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

УТВЕРЖДАЮ

Зав. кафедрой, профессор

«____»____________2016 г.

КАЛЕНДАРНЫЙ ПЛАН

курса «Управление продуктивностью скважин»

Направление 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти»

гр. РН-12-03-06

Весенний семестр 2015/16 уч. г.

Неделя, дата		Кол.-во часов
	Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Технологии ГРП. Жидкости разрыва, песконосители, проппанты. Давление гидроразрыва. Оборудование и агрегаты, применяемые при ГРП. Проблемы применения ГРП. Выбор технологии ГРП в зависимости от геолого-технологических условий. Применение высоких давлений нагнетания воды с целью интенсификации заводнения и повышения охвата пластов вытесняющим агентом.
	Кислотные обработки скважин. Технологии СКО и ГКО. Применение органических кислот при интенсификации работы скважин. Выбор технологии кислотных обработок на различных стадиях заводнения пластов. Применение ПАВ и растворителей при интенсификации работы скважин. Поинтервальные кислотные обработки. Термокислотные обработки.
	Горизонтальные скважины (ГС) как метод увеличения продуктивности и приемистости скважин. ГС как метод интенсификации закачки воды и повышения охвата пластов вытесняющим агентом. Эффективность ГС в различных геолого-промысловых условиях. Бурение боковых стволов. Использование многозабойных скважин, в том числе с интеллектуальным заканчиванием.
	Волновое воздействие на пласт. Технологии виброволнового воздействия на пласт. Волновое воздействие на околоскважинную зону пласта. Сочетание волнового воздействия на пласт с другими методами интенсификации работы скважин.
	Тепловые методы интенсификации добычи нефти. Паротепловые обработки скважин (ПТОС). Сочетание тепловых методов с использованием ГС. Шахтные методы разработки. Оборудование, применяемое при тепловом воздействии на пласт. Термодинамические свойства воды и водяного пара.
	Оптимизация режимов работы добывающих скважин. Теоретический и реальный потенциальный дебит скважины. Форсированный режим работы добывающих скважин. Причины ограничения дебитов скважин: деформация коллектора, разгазирование нефти, разрушение продуктивного пласта, выпадение АСПО.
	Новые технологии увеличения продуктивности и приемистости скважин. Отечественный и зарубежный опыт применения увеличения продуктивности и приемистости скважин.
	Оценка эффективности методов интенсификации работы скважин. Способы построения характеристик вытеснения. Баланс отборов и закачки по продуктивным пластам
	Заключительная лекция. Подведение итогов курса.

	Отработка операции ГРП на тренажере кафедры РиЭНМ
	Отработка операции СКО на тренажере кафедры РиЭНМ
	Отработка операции ГПП на тренажере кафедры РиЭНМ
	Понятие несовершенной скважины по степени и по характеру. Определение дебита несовершенной скважины, коэффициента дополнительных сопротивлений.
	Расчеты параметров СКО для добывающей скважины.
	Расчет параметров ГКО для добывающей скважины.
	Выбор оборудования для СКО.
	Расчет основных параметров ГРП.
	Обоснование технологий ГРП для скважин с различными параметрами.
	Расчеты параметров ГРП для добывающей скважины.
	Технологическая оценка влияния зоны ОЗП на работу нагнетательных и добывающих скважин.
	Обоснование расположения боковых стволов различного профиля с учетом истории разработки объекта.
	Обоснование расположения боковых радиальных отводов с учетом строения продуктивных отложений и истории разработки.
	Расчет параметров виброволнового воздействия на околоскважинную зону пласта.
	Расчет потерь тепла в стволе скважины при закачке теплоносителя.
	Расчеты параметров ПТОС для конкретных геолого-промысловых условий.
	Расчет эффективности ГТМ по отдельным скважинам.
	Расчет эффективности ГТМ по участку объекта разработки.
	Научный семинар «Современные продуктивностью скважин»
	продуктивностью скважин»
	Научный семинар «Современные технологии управления продуктивностью скважин»
	Научный семинар «Современные технологии управления продуктивностью скважин»
	Научный семинар «Современные технологии управления продуктивностью скважин».

а) основная литература:

1. Мищенко добыча нефти: учеб. пособие. – М.: изд. Нефть и газ, 2007. - 816 с.

2. Муслимов методы повышения нефтеизвлечения, проектирование, оптимизация и оценка эффективности: учеб. пособие.- Казань: «Фэн» Академии наук РТ, 2005. – 688 с.

3. , Чоловская в пласт теплоносителей для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи: учеб. пособие. - Москва-Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»: Институт компьютерных исследований, 2008. - 224 с.

4. Иванов притока нефти и газа к скважинам: учеб. пособие. - М.: Недра, 2006. – 595 с.

б) дополнительная литература:

1. нифицированный дизайн гидроразрыва пласта: от теории к практике/ пер. с англ. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 236 с.

2. Увеличение нефтеотдачи на поздней стадии разработки месторождений. Теория. Методы. Практика / , [и др.] – М.: - Бизнесцентр», 2004. – 292 с.

3. , Казакова сохранения продуктивности скважин и нефтенасыщенных коллекторов в заключительной стадии разработки. – СПб: , 2007. – 232 с.

в) и Интернет-ресурсы

Основные сайты отечественных журналов – источники информации по курсу:

Http://www. oil-industry. ru – журнал «Нефтяное хозяйство»; http://vniioeng. mcn. ru/inform/neftepromysel - журнал «Нефтепромысловое дело»; http://vniioeng. mcn. ru/inform/geolog - журнал «Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений»; http://www. ogbus. ru – журнал «Нефтегазовое дело»; http://www. - журнал «Нефтегазовые технологии»; http://www. - журнал «Rogtec - Российские нефтегазовые технологии»; http://www. burneft. ru - журнал «Бурение и нефть».

Основным зарубежным источником информации по курсу являются статьи библиотечной системы OnePetro, в том числе статьи общества инженеров-нефтяников (SPE) - http://www. spe. org

к. т.н, доцент