Применение системного подхода при выборе рациональной технологии добычи нефти
Классификация и выбор метода добычи нефти. Рассмотрение основных преимуществ газлифта по сравнению с другими методами механизированной добычи. Применение системного принципа при управлении процессами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | контрольная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 02.05.2020 |
| Размер файла | 830,5 K |
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 науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Кубанский государственный технологический университет»
(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)
Институт нефти, газа и энергетики
Кафедра нефтегазового дела
Контрольная работа
по дисциплине: «Управление разработкой месторождения»
на тему: «Применение системного подхода при выборе рациональной технологии добычи нефти»
Выполнил:
Студент группы 18-ЗЭМ-МН3
Аветисян Месроп Артакович
2020 г.
Введение
Россия является одним из крупных держателей запасов нефти, на ее территории находится не менее 8% мировых запасов. Две трети их сосредоточены в Западной Сибири, значительные запасы разведаны также в Урало-Поволжском регионе, Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия).
В Западной Сибири также сосредоточена половина прогнозных и 40% перспективных ресурсов нефти.
Оцененные запасы морских акваторий РФ составляют менее 20% российских [1], однако запасы акваторий практически не разрабатывались.
Возможности открытия новых объектов на шельфах Каспийского, Черного и Азовского морей оцениваются высоко, а перспективные ресурсы нефти акваторий достигают 1,4 млрд т. Изученность российских шельфов крайне неравномерна: при относительно хорошо изученных шельфах Балтийского и южных морей, шельфе о. Сахалин и южной части Баренцева моря гигантские акватории арктических морей исследованы недостаточно, и перспективы их пока не ясны [2].
В настоящее время добычу нефти в России осуществляют около 320 организаций, в том числе около 140 компаний, входящих в структуру вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК), 180 организаций относятся к числу независимых добывающих компаний, 3 компании работают на условиях соглашений о разделе продукции.
Около 90% всей добычи нефти в России приходится на восемь ВИНК: "Роснефть", ЛУКОЙЛ, "Сургутнефтегаз", "Группа Газпром" (включая "Газпром нефть"), "Татнефть", "Башнефть", "Славнефть", "Русс Нефть" [3].
Государственным балансом запасов полезных ископаемых Российской Федерации учитывается 2985 месторождений с запасами нефти, в том числе 2427 нефтяных и 558 комплексных (нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных).
На этапе, когда разработка месторождения только начинается, нефть в пласте находится под большим давлением, и если внутренней природной энергии пласта оказывается достаточно, для того чтобы поднять нефть на поверхность, то говорят о фонтанном способе добычи.
По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость в механизированной добыче нефти. Фонтанирование можно вызывать и искусственно, поддерживая или увеличивая пластовое давление с помощью закачки в пласт различных жидких и газообразных агентов (заводнения).
Искусственное поддержание пластового давления применяется и при механизированной добыче. Заводнение принято относить ко вторичным методам добычи. В этом случае речь, как правило, идет о закачке в пласт самых естественных агентов - воды или природного газа. Но есть и другие способы воздействия на пласт, например, горячим паром, растворами различных химических соединений, кислотами. Их применяют на последней стадии разработки залежи и относят к третичным методам добычи.
Третичная добыча предполагает массированное воздействие на пласт и существенное изменение характеристик пласта или содержащихся в нем флюидов. Решение, довольствоваться ли на начальном этапе разработки фонтан ной добычей или сразу приступать к механизированной, принимается исходя из исследований дебитов скважин и их последующего экономического анализа. Дело в том, что обычно дебит фонтанирующей скважины меньше, чем объемы нефти, которые можно добыть с помощью погружных насосов. С другой стороны, фонтанирование позволяет избежать дополнительных затрат на спуск насоса и электроэнергию для его работы.
Только оценив все эти факторы, можно экономически обосновать применение того или иного метода добычи.
1. Классификация и выбор метода добычи нефти
Россия располагает сегодня приблизительно 13% разведанных в мире нефтяных месторождений. Основным источником пополнения государственного бюджета нашей страны являются отчисления от результатов деятельности нефтегазодобывающей отрасли. Нефтеносные слои находятся, как правило, глубоко в недрах земли. Скопление нефтяных масс в месторождениях происходит в горных породах пористой структуры, находящихся в окружении более плотных слоёв. Образцом природного резервуара служит пласт песчаника куполообразной формы, со всех сторон заблокированного слоями плотной глины.
Далеко не каждое разведанное месторождение становится объектом промышленной разработки и добычи. Решения по каждому принимаются только по итогам тщательного экономического обоснования.
Главный показатель месторождения - коэффициент нефтеотдачи, отношение объёма нефти под землей, к объёму, который можно получить для переработки. Пригодным для разработки является месторождение с прогнозируемым коэффициент нефтеотдачи от 30% и выше. По мере совершенствования технологий добычи в месторождении данный показатель доводится до 45% и выше.
В подземном хранилище всегда одновременно присутствуют сырая нефть, природный газ и вода под огромным давлением пластов земной коры. Параметр давления оказывает решающее влияние на выбор способа и технологии добычи.
Метод добычи нефти зависит от величины давления в пласте и способе его поддержания. Можно выделить три метода:
Первичный - нефть фонтанирует из скважины за счет высокого давления в нефтеносном пласте и не требует создания дополнительного искусственного нагнетания давления, коэффициент извлечение нефти 5-15% (водонапорный, упругий, газонапорный, гравитационный, режим растворенного газа и смешанный.);
Вторичный - когда естественное давление в скважине падает и подъем нефти не возможен без дополнительного нагнетания давления за счет ввода в пласт воды или природного/попутного газа, коэффициент извлечение нефти 35-45%;
Третичный - увеличение извлечения нефти из пласта после снижения ее добычи вторичными методами, коэффициент извлечение нефти 40 - 60%.
По принципу физического воздействия на жидкое нефтяное тело сегодня есть только два основных способа добычи: фонтанный и механизированный.
В свою очередь к механизированному можно отнести газлифтный и насосный методы подъёма. Если нефть из недр выдавливается на землю только под воздействием природной энергии нефтеносного пласта, то способ добычи называют фонтанным.
Но всегда наступает момент, когда запасы энергии пласта истощаются, а скважина перестаёт фонтанировать. Тогда подъем осуществляют с применением дополнительного энергетического оборудования. Такой способ добычи и является механизированным. Механизированный способ бывает газлифтным и насосным. В свою очередь газлифт можно осуществлять компрессорным и бескомпрессорным методом. Насосный способ реализуется посредством использования мощных глубинных насосов: штанговых, электроцентробежных погружных. Рассмотрим более подробно каждый способ в отдельности.
Фонтанный способ добычи нефти: самый дешевый и простой. Освоение новых месторождений всегда осуществляется с использованием фонтанного способа добычи. Это самый простой, эффективный и дешевый метод. Он не требует дополнительных затрат энергоресурсов и сложного оборудования, так как процесс подъёма продукта на поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи.
Главные преимущества фонтанного способа:
- простейшее оборудование скважины;
- минимум затрат электроэнергии;
- гибкость в управлении процессами откачки, вплоть до возможности полной остановки;
- возможность дистанционного управления процессами;
- продолжительный межтехнологический интервал работы оборудования;
Для эксплуатации новой скважины нужно установить над ней полный контроль. Укрощение фонтана производится с помощью монтажа специальной запорной арматуры, позволяющей впоследствии управлять потоком, контролировать режимы работы, производить полную герметизацию, а если нужно, то и консервацию. Скважины оборудуют подъёмными трубами разного диаметра, в зависимости от предполагаемого дебита добычи и внутрипластового давления.
При больших объёмах добычи и хорошем давлении используют трубы большого диаметра. Малодебитные скважины для длительного сохранения процесса фонтанирования и уменьшения себестоимости добычи оборудуют подъёмными трубами малого диаметра. По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.
Газлифтный способ добычи нефти является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа. Когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа. Это может быть простой воздух или сопутствующий газ с ближайшего месторождения. Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным.
Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения. Оборудование газлифтной скважины осуществляется методом доработки фонтанной с установкой специальных клапанов подвода сжатого газа на различной глубине с установленным проектом интервалом.
Основные преимущества газлифта по сравнению с другими методами механизированной добычи:
- забор значительных объемов с разных глубин на любых этапах разработки месторождения с приемлемым показателем себестоимости;
- возможность ведения добычи даже при значительных искривлениях скважины;
- работа с сильно загазованными и перегретыми пластами;
- полный контроль над всеми параметрами процесса;
- автоматизированное управление; высокая надежность оборудования;
- эксплуатация нескольких пластов одновременно;
- контролируемость процессов отложения парафина и солей;
- простая технология проведения технического обслуживания и ремонта.
Главным недостатком газлифта является высокая стоимость металлоёмкого оборудования. Низкий КПД и высокая стоимость оборудования вынуждают применять газлифт в основном только для подъёма легкой нефти с высоким показателем газовой составляющей.
Механизированный способ добычи нефти - насосный. Насосная эксплуатация обеспечивает подъем нефти по скважине соответствующим насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые и бесштанговые. Бесштанговые - погружного типа электроцентробежные. Наиболее распространена схема откачки нефти штанговыми глубинными насосами. Это относительно простой, надёжный и не дорогой метод. Доступная для этого способа глубина - до 2500 м. Производительность одного насоса - до 500 м3 в сутки.
Главными элементами конструкции являются насосные трубы и подвешенные в них на жёстких штанговых толкателях плунжеры. Возвратно-поступательное движение плунжеров обеспечивается станком-качалкой, расположенным над скважиной. Сам станок получает крутящий момент от электродвигателя через систему многоступенчатых редукторов. В связи с не высокой надёжностью и производительностью штанговых плунжерных насосов в наше время все больше применяются насосные установки погружного типа - электроцентробежные насосы (ЭЦН).
Основные преимущества электроцентробежных насосов:
- простота технического обслуживания;
- очень хороший показатель производительности в 1500 м3 в сутки;
- солидный межремонтный период до полутора лет и более;
- возможность обработки наклонных скважин;
- производительность насоса регулируется количеством ступеней, общая длина сборки может варьироваться.
Центробежные насосы хорошо подходят для старых месторождений с большим содержанием воды. Для подъёма тяжёлой нефти лучше всего подходят насосы винтового типа. Такие насосы обладают большими возможностями и повышенной надёжностью с высоким КПД. Один насос легко поднимает 800 кубических метров нефти в сутки с глубины до трех тысяч метров. Имеет низкий уровень сопротивляемости коррозии в агрессивной химической среде.
Рисунок 1 Основные виды механизированной добычи нефти
Каждая из описанных выше технологий имеет право на существование и ни об одной из них нельзя сказать однозначно - хороша она или плоха. Всё зависит от комплекса параметров, характеризующих конкретное месторождение. Выбор способа может быть основан только на результатах тщательного экономического исследования.
2. Системный принцип при управлении процессами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
При решении задач управления процессами РиЭНМ целесообразно рассматривать группу скважин, что связано с их взаимовлиянием (изменение режима работы одной из скважин приводит к изменению режимов работы других). Если рассматривается эксплуатация группы взаимовлияющих скважин, то судить об эффективности того или иного мероприятия (способа, варианта) необходимо по суммарному эффекту по всей группе, который может оказаться даже отрицательным, несмотря на положительные эффекты на отдельных скважинах. Кроме того, стремление повысить рентабельность эксплуатации скважин требует учета экономических, ресурсных критериев и ограничений, а также эксплуатационной надежности при оптимизации их работы. Таким образом, скважины связаны между собой не только «по гидродинамике», но и общими ограниченными ресурсами.
Указанные особенности обуславливают необходимость использования системного подхода при выборе вариантов эксплуатации скважин, основанного на согласовании работы следующих взаимосвязанных элементов: «пласт - призабойная зона скважины - скважина - скважинное оборудование» с учетом имеющейся совокупности критериев и ресурсных ограничений.
Под ресурсами могут пониматься:
- объемы добычи нефти;
- капитальные и эксплуатационные затраты (финансы и оборудование).
Возможный перечень критериев и ограничений приведен при использовании методов управления, направленных на увеличение производительности скважин при снижении забойного давления (позиция 1) приведен в таблице 1.
Системный подход должен использоваться при применении всех методов управления по позициям 1- 9 и др.
Реализация системного подхода для решения практически любой задачи требует формирования рациональных вариантов компоновки оборудования, учитывающих изменение во времени дебитов, забойных давлений, обводненности, и других показателей работы установок. Причем, расчет динамики этих параметров должен проводиться для каждой скважины месторождения. Схематично основные компоненты системного подхода представлены на рис. 1.
Рисунок 2 Применение системного подхода при выборе варианта компоновки скважинного оборудования
Таблица 1
Критерии и ограничения, используемые при выборе рациональной технологии добычи нефти
|
Класс критериев |
Критерии |
Ограничения |
|
|
1. Технологические |
min обводненности, max добычи нефти |
на дебиты, забойные давления, обводненность продукции |
|
|
2. Экономические и ресурсные |
max прибыли, min себестоимости, min энергозатрат, min расхода оборудования, |
на капитальные вложения, эксплуатационные затраты, на количество оборудования |
|
|
3. Дополнительные (экологические, качественные и пр.) |
max унификации оборудования, min простоев, max межремонтного периода |
на количество бригад подземного ремонта скважин |
На рис. 1 показана входная и выходная информация, а также перечень моделей, необходимых для реализации системного подхода. Таким образом, реализация системного подхода для выбора рациональных вариантов эксплуатации требует проведения многовариантных расчетов по моделям фильтрации, подбора и оптимизации (выбора вариантов эксплуатации).
Как правило, такие расчеты при общей постановке задачи провести затруднительно из-за большой трудоемкости расчетов по каждой отдельной подсистеме. В связи с этим необходима декомпозиция исходной задачи на комплекс взаимосвязанных задач, представляющих систему с обратными связями (рис. 2)
Рисунок 3 Структура методики обоснования рациональной технологии добычи нефти
Приведенная схема является наиболее общей, а в зависимости от конкретной поставленной задачи она может меняться.
Рассмотрим последовательность расчетов в соответствии с алгоритмом, представленном на рис. 2.
Решение начинается с определения совокупности критериев. Задачи со второй по четвертую общеизвестны: это расчеты по моделям процессов фильтрации и подъема жидкости. Для этих задач известны методики решения в зависимости от особенностей месторождения.
В наиболее простом случае схема работает следующим образом. Задается вариант начальных и граничных условий. Для него решаются третья и четвертая задачи. В результате этого для каждой скважины определяются в динамике дебит, забойное давление и обводненность, а также множество возможных способов эксплуатации с вариантами компоновки скважинного оборудования, обеспечивающих заданную динамику.
Далее решается задача 5, в результате которой из всего множества выбирается один рациональный вариант компоновки оборудования (свой для каждой скважины), который учитывает все взаимосвязи скважин по дебитам и по ресурсам. Таким образом, в результате решения задач со второй по пятую для каждого режима работы группы скважин определяются «рациональные» способы эксплуатации с вариантами компоновки оборудования каждой скважины и, соответственно, значения ресурсных и технологических критериев. Задача 6 позволяет из множества ранее рассчитанных режимов работы группы скважин выбрать оптимальный режим. При этом рассматриваются только те варианты режима работы, которые удовлетворяют ограничениям (Задача 5).
Изучение математических аспектов указанных проблем является основной целью контрольной работы. Очевидно, что сложность решения этих проблем обусловлена не только неопределенностью в значениях пластовых характеристик, но и неопределенностью в самом понятии оптимальности способа эксплуатации скважин (варианта их технического оснащения или варианта разработки). Часто не ясно, что считать оптимальным способом эксплуатации скважин (вариантом компоновки, вариантом разработки), т.е. в наибольшей степени удовлетворяющим поставленным целям. Поэтому для ответа на этот вопрос приходится пользоваться совокупностью критериев эффективности, в той или иной степени, отражающих цели, поставленные при освоении месторождений природных углеводородов. Кроме этого, необходимо оценивать важность критериев с точки зрения поставленных целей.
Таким образом, выбор наилучших стратегий должен осуществляться методами многокритериального анализа. Одними из наиболее употребительных методов многокритериального анализа являются методы теории статистических решений (выбор по критериям Вальда, Гурвица, Сэвиджа), метод анализа иерархий, методы построения обобщенного критерия.
Пример постановки задачи выбора рационального варианта разработки нефтяной залежи.
Рассмотрим пример, иллюстрирующий необходимость применения методов многокритериальной оптимизации для выбора рационального варианта разработки нефтяной залежи. На стадии оценки эффективности вариантов возникает необходимость в учете нескольких показателей эффективности. Если оценка эффективности проектного решения осуществляется на основе совокупности показателей, то выбор наилучшего проекта из заданного перечня осуществляется в условиях неопределенности, когда заранее неизвестно какой из используемых показателей будет наиболее важным в будущем - на этапе реализации проектов. Если к тому же конкурирующие проекты (варианты) не связаны по ресурсам, то может оказаться целесообразным применение рассмотренных выше методов теории статистических решений или метода анализа иерархий для выбора оптимального из них.
К показателям эффективности процессов разработки нефтяных залежей можно отнести:
- число скважин (чем меньше значение этого показателя, тем меньше затраты на разработку залежи);
- коэффициент нефтеизвлечения (КИН) за весь срок разработки или нефтеотдача (чем больше значение этого показателя, тем выше эффективность варианта);
- срок разработки (более предпочтительный вариант соответствует меньшим значениям срока разработки).
Будем считать, что уже известны результаты расчета технико-экономических показателей и технологических параметров вариантов разработки некоторого гипотетического месторождения (схема размещения скважин - пятиточечная).
Эксплуатацию месторождения предполагается вести одним из трех вариантов, отличающихся плотностью сетки скважин (25, 36 и 49 га/скв). Исходная информация, необходимая для выбора наилучшего варианта, приведена в таблице 2.
Следует еще раз подчеркнуть, что однозначность при выборе вариантов не имеет места, что и обуславливает необходимость использования методов принятия решений в условиях неопределенности.
Таблица 2
Исходные данные
|
Вариант |
Плотность сетки скв., га/скв |
Число скв. |
КИН |
Срок разработки, годы |
|
|
1 |
25 |
91 |
0,30 |
36 |
|
|
2 |
36 |
62 |
0,29 |
50 |
|
|
3 |
49 |
45 |
0,28 |
67 |
Пример расчета показателей разработки для объема залежи, дренируемого скважиной с заданным вариантом компоновки оборудования, за период совместной добычи нефти и воды при заводнении.
Допущения:
1. ФЕС в объеме дренирования осреднены по поровому пространству, средняя проницаемость (пористость) системы на начало расчетов, т.е. при водонасыщенности объема дренирования .
2. Пластовое давление на контуре питания поддерживается постоянным при реализации технологии ППД.
3. Движение нефти и воды осуществляется в соответствии с зависимостями относительных фазовых проницаемостей системы нефть-вода от водонасыщенности объема дренирования.
При этих допущениях динамика накопленной добычи нефти может быть получена при решении нелинейного дифференциального уравнения вида:
, (1)
где - динамика отбора жидкости,
- динамика обводненности продукции скважины.
При заданных допущениях динамика водонасыщенности объема дренирования определяется, исходя из балансовых соотношений, определяется как:
, (2)
- водонасыщенность объема на начало расчетов (при добыче за безводный период).
- объемный коэффициент нефти.
- заданный объем дренирования.
В общем случае дифференциальное уравнение (1) с учетом эмпирических зависимостей для относительных фазовых проницаемостей системы нефть-вода решается методом Рунге-Кутта, причем нулевая итерация метода Рунге-Кутта - метод Эйлера.
При использовании численных методов динамика накопленной добычи нефти оценивается с учетом временного шага h, например, с шагом 30 суток, т.е. ежемесячная.
При отсутствии ретроспективных данных
(3)
V- геометрический объем участка пласта,
- осредненная открытая пористость,
,
- коэффициент охвата пласта заводнением (из промыслового опыта).
По методу Эйлера ежемесячная динамика накопленной добычи при известной добыче за безводный период и шаге расчетов h за период есть:
4. (4)
где - накопленная добыча нефти за месяцев с начала расчетов;
- дебит скважины по жидкости при водонасыщенности пласта ; ;
- обводненность продукции скважины, .
Таким образом определяется на основе состояния пласта на предыдущем шаге расчетов.
Понятно, что для решения указанной задачи в качестве основных исходных данных необходимо знать относительные фазовые проницаемости системы нефть-вода и, .
При указанных допущениях по механизму движения флюидов (по закону Дарси в соответствии с фазовыми проницаемостями) обводненность продукции скважины в -ом месяце:
, (5)
Далее необходимо построить зависимость дебита скважины по жидкости с учетом варианта компоновки оборудования и изменения коэффициент продуктивности скважины в -ом месяце с начала расчетов:
(6).
Следует отметить, что фактический зависит от варианта компоновки скважинного оборудования и продуктивности скважины в -ый временной срез.
Фактический дебит определяется с помощью методик подбора скважинного оборудования; для фонтанных скважин может быть использована программа “Нефтяной калькулятор”. В результате может быть построена вспомогательная зависимость , например, в табличном виде;
Рисунок 4 Зависимость дебита по жидкости от обводненности продукции
Алгоритм решения задачи
Расчеты проводились с использованием программы “Нефтяной калькулятор”.
1. В качестве основных исходных данных используются: данные на начало расчетов - ,,; Зависимости относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности пласта; физические свойства нефти и воды; данные по скважине - глубина, устьевое и затрубное давление, вариант компоновки оборудования.
2. Рассчитывается фактический дебит скважины по жидкости на начало расчетов (по методикам подбора); ;
3. Если , рассчитывается - накопленная добыча нефти к концу первого месяца с начала расчетов (формула 4);
4. Рассчитывается прирост водонасыщенности участка пласта (объема дренирования), т.е. новое состояние объема дренирования через месяц:
5. Рассчитывается обводненность продуктивной скважины , формула 5, причем по зависимостям ОФП оцениваются ;
6. Рассчитывается коэффициент продуктивности скважины (6),
7. По методикам подбора скважинного оборудования рассчитывается - фактический дебит по жидкости.
Если , расчеты повторяются по позициям 3-7 до конечного временного среза.
С помощью программы “Нефтяной калькулятор” можно наглядно продемонстрировать расчеты по подбору оборудования скважин по кривым распределения давления и свойств ГЖС в скважине и НКТ. Для механизированных скважин существуют методики подбора скважинного оборудования при заданных пластовом давлении, коэффициенте продуктивности скважины, обводненности продукции, а также необходимых данных по пласту и скважине.
Заключение
нефтяной месторождение добыча разработка
Для одного и того же месторождения с конкретной геолого-промысловой характеристикой можно предложить несколько вариантов разработки, отличающихся различным количеством скважин, их размещением, очередностью вступления в эксплуатацию, режимами их работы. Для каждого варианта будут свои темпы отбора нефти, КИН, сроки разработки. Из возможных вариантов выбирают наиболее рациональный.
Главной частью выбора рационального варианта является определение рациональной плотности сетки скважин. Это осуществляется с учетом технологических (геологических и гидродинамических) технических и экономических параметров [3,7]. Технологические и технические параметры включают в себя: амплитудный дебит скважин, разведанные геологические запасы, зависимость суммарного отбора нефти от суммарного отбора жидкости и потенциальных извлекаемых запасов, количества добывающих и нагнетательных скважин, их размещения, сроков ввода в эксплуатацию и т.д.
Экономические показатели включают: цену 1 тонны нефти, все виды налогов на реализацию, затраты на транспортировку нефти, строительство и бурение скважин, затраты на ликвидацию скважин и др. Рациональная система разработки должна обеспечить заданную (выбранную) добычу углеводородов при минимальных затратах и при возможно больших КИН. Рациональным считается такое общее число скважин, при котором достигается наибольший экономический эффект.
В настоящее время выбор рациональной системы разработки осуществляются посредством расчета вариантов гидродинамических математических моделей.
Список использованных источников
1. Алькушин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989. 360 с.
2. Бобрицкий Н.В., Юфин В.А. Основы нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1988. 200 с. Васильевский В.Н., Петров А.И. Оператор по исследованию скважин. М.: Недра, 1983. 310 с.
3. Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1988. 322 с.
4. Информационные системы в экономике/ Под ред. В.В. Дика, 1996.
5. Крец В.Г., Лене Г.В. Основы нефтегазодобычи: Учебное пособие/ Под ред. канд. геол.-минер. наук Г.М. Волощука. Томск: Изд-во Том. ун-та, 2000. 220 с.
6. Нефтепромысловое оборудование: комплект каталогов/ Под общей ред. В.Г. Крец, Томск.: Изд во в ТГУ, 1999. 900с.
7. Подгорнов Ю.М. Эксплуатационное и разведочное бурение на нефть и газ. М.: Недра, 1988. 325 с.
8. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. М.: Недра, 1987. 316 с.
Размещено на Allbest.ru
Подобные документы
Изучение методов системы разработки месторождений нефти и газа. Определение рациональной системы извлечения нефти из недр. Выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей, а также для транспортировки. Описание основных видов резервуаров.
курсовая работа [970,7 K], добавлен 11.11.2015Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Нефть: химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор. Технологический процесс добычи нефти и природного газа.
контрольная работа [367,2 K], добавлен 22.01.2012История морской добычи нефти. География месторождений. Типы буровых установок. Бурение нефтяных и газовых скважин в арктических условиях. Характеристика морской добычи нефти в России. Катастрофы платформ, крупнейшие аварии на нефтедобывающих платформах.
курсовая работа [57,5 K], добавлен 30.10.2011Применение газлифтного способа добычи нефти. Ограничение притока пластовых вод. Предупреждение образования и методы удаления неорганических солей. Снижение пускового давления. Обслуживания и техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин.
курсовая работа [204,7 K], добавлен 11.03.2011Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.
презентация [259,8 K], добавлен 30.03.2010Технология термического воздействия на пласт высоковязких нефтей и природных битумов. Сущность метода внутрипластового горения. Разработка нефтяных (битумных) месторождений открытым способом. Опыт шахтной добычи тяжелой нефти в России и ее недостатки.
реферат [194,5 K], добавлен 08.05.2015Общие сведения о нефтяной промышленности, как в мире, так и в России. Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление. Рассмотрение территориальной организации добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Основные проблемы развития отрасли в стране.
курсовая работа [715,1 K], добавлен 21.08.2015Выбор способов добычи нефти. Схема оборудования фонтанной скважины. Газлифтный и насосные способы добычи нефти. Устройство скважинной струйной насосной установки. Критерии оценки технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.
презентация [1,9 M], добавлен 03.09.2015Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.
отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011Классификация способов эксплуатации скважин при подъёме скважинной продукции. Изучение видов фонтанирования и типов фонтанных скважин. Характеристика механизированной добычи нефти. Технологический расчет и особенности конструкции газлифтного подъемника.
контрольная работа [322,0 K], добавлен 21.08.2016
