Разработка нефтяных и газовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГБОУ ВО «Саратовский Государственный технический университет имени Гагарина Ю.А.»

Институт урбанистики, архитектуры и строительства

Кафедра «Общей и нефтегазопромысловой геологии»

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

Разработка нефтяных и газовых месторождений

Выполнил: студент

Курс: 3

Форма обучения: заочная

Группа: б-НФГДипу

Шифр:

Ф.И.О.:

Проверила: доцент каф. ГИГ Воробьева Екатерина Викторовна

Саратов 2021

1. Пластовое, гидростатическое, геостатическое давление и давление насыщения

Пластовое давление- давление, которое пластовые флюиды оказывают на вмещающие их породы.

Пластовое давление -- важнейший параметр, характеризующий энергию нефтегазоносных и водоносных пластов (см. Пластовая энергия). В формировании пластового давления участвуют гидростатическое давление, избыточное давление залежей нефти или газа (архимедова сила), давление, возникающее в результате изменения объёма резервуара (порового или трещинного пространства), а также за счёт расширения (или сжатия) флюидов и изменения их массы. Различают начальное (до вскрытия подземного резервуара или не нарушенное техногенными процессами) и текущее (динамическое) пластовое давление. В сравнении с условным гидростатическим давлением (давление столба пресной воды высотой от дневной поверхности до точки замера) пластовое давление разделяют на нормальное и аномальное. Первое находится в прямой зависимости от глубины залегания пласта, увеличивается через каждые 10 м примерно на 0,1 МПа. Пластовое давление, значительно отличающееся от гидростатического, называется аномальным пластовым давлением.

Пластовое давление изменяется как по площади распространения пласта, так и по глубине нефтяных и газовых залежей и по мощности водоносных горизонтов, увеличиваясь с возрастанием её пропорционально плотности подземного флюида. Сопоставления пластового давления относят к какой-либо одной плоскости сравнения (уровень моря, первоначальное положение водонефтяного контакта) -- т.н. приведённое пластовое давление. При эксплуатации скважин в Призабойной зоне образуется область пониженного пластового давления. Измеряется пластовое давление глубинным манометром или рассчитывается исходя из отметок пъезометрических уровней пластовых флюидов в скважине или другой горной выработке при статическом состоянии. Точность измерения пластового давления глубинным манометром даёт до 1% ошибок, расчётный способ при благоприятных условиях в газовых и водяных залежах обеспечивает значительно большую точность (0,01-0,02%). Достоверность инструментального измерения зависит от его точности и от того, насколько давление в скважине соответствует пластовому, для чего необходима хорошая гидродинамическая сообщаемость скважины с пластом. Наиболее благоприятны для измерения пластового давления фонтанирующие скважины, в случае слабых притоков флюидов требуется большее время для восстановления пластового давления.

В процессе разработки залежей углеводородов пластовое давление снижается, что приводит к уменьшению дебитов скважин, изменениям физико-химических свойств флюидов, усложняет их добычу, увеличивает потери ценных компонентов. Поэтому разработку и эксплуатацию залежей ведут с поддержанием пластового давления. По результатам измерений пластового давления строят графики его изменения. Анализ этих графиков позволяет судить о процессах, происходящих в залежи, и регулировать её разработку и эксплуатацию.

Наличие пластового давления, являющегося движущей силой нефти, газа в пласте - это одна из важнейших особенностей нефтяных и газовых месторождений, принципиально отличающая их от скоплений других полезных ископаемых.

Чем выше пластовое давление, тем больше при прочих равных условиях энергетические ресурсы залежей продуктивных пластов и тем эффективнее может быть разработка этих залежей. Перепад давления в пласте является той силой, которая продвигает нефть и газ по пласту к забоям скважин.

В практике разработки нефтяных и газовых месторождений начальное пластовое давление обычно принимают равным гидростатическому (это давление столба жидкости высотой, равной глубине залегания пласта). Многочисленные примеры величин начального пластового давления в нашей стране и за рубежом показали, что оно увеличивается с глубиной на 0,8 - 0,12 МПа через каждые 10 м, а в среднем - 0,1 МПа на 10 м, что соответствует гидростатическому давлению, т.е. давлению столба пресной воды плотностью 1 г/см3 высотой от изучаемого пласта до устья скважины.

Физическая величина, равная отношению нормальной силы (FF), действующей со стороны жидкости на некоторую площадь, на величину этой площади (SS) называют давлением (pp) жидкости:

p=FS(1).p=FS (1)

Если несжимаемая жидкость находится в равновесии давление по горизонтали всегда одно и то же. Свободная поверхность жидкости всегда горизонтальна, за исключением места около стенок сосуда. У несжимаемой жидкости плотность не зависит от давления. Если поперечное сечение цилиндрического столба жидкости равно SS, высота столба hh, плотность жидкости сс, тогда вес (PP) этого столба равен:

P=сgSh (2).P=сgSh (2)

В соответствии с (1) давление на основание столба жидкости составит величину:

p=PS=сgh(3).p=PS=сgh (3)

Формула (3) указывает, что давление столба несжимаемой жидкости на дно сосуда зависит от высоты и плотности жидкости. В общем случае плотность зависит от температуры жидкости. Давление, которое вычисляется при помощи формулы (3) называют гидростатическим давлением.

Давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения нефти газом.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии, залежь имеет "газовую" шапку. Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Давление насыщения может соответствовать пластовому давлению, при этом нефть будет полностью насыщена газом.

Давлением насыщения пластовой нефти называют максимальное давление, при котором газ начинает выделяться из нефти при изотермическом ее расширении в условиях термодинамического равновесия. Давление насыщения зависит от соотношения объёмов нефти и растворенного газа, их состава и пластовой температуры. С увеличением молекулярной массы нефти (плотности) этот параметр увеличивается, при всех прочих равных условиях. С увеличением в составе газа количества компонентов, относительно плохо растворимых в нефти, давление насыщения увеличивается. Особенно высоким давлением насыщения характеризуются нефти, в которых растворено значительное количество азота.

Геостатическое давление, существующее и пласте, воспринимается всей этой системой и распределяется между минеральными частицами породы ( каркасом) и газожидкостной смесью. При этом доля нагружения каждого из компонентов системы в процессах вскрытия во всевозможных операциях по воздействию на призабойную зону и при разработке пласта претерпевает непрерывные и существенные изменения.

Действие геостатического давления на продуктивные породы в основном сказывается в следующих направлениях: а) уплотняются породы коллектора; б) уплотняются породы кровли ( подошвы); в) повышается давление пластовой газожидкостнон смеси. Если эти процессы к моменту обнажения нефтегазоносного пласта оказались еще не завершенными, то газожидкостная смесь начинает двигаться в направлении к зонам с более пониженными давлениями. Объем пустотного пространства, встреченный в момент обнажения пласта, является функцией наивысшего напряжения, до которого когда-либо в течение своей геологической истории повышалось в породе напряжение

Гидростатическим давлением называют давление столба жидкости, находящейся в состоянии равновесия, над некоторым условно выбранным уровнем при действии силы тяжести. Гидростатическое давление определяется по формуле (3).

Давление внутри жидкости (pp) на глубине hh, будет складываться из давления атмосферы (p0p0) и гидростатического давления:

p=p0+сgh(4).p=p0+сgh (4)

Единицей измерения гидростатического давления в Международной системе единиц (СИ) является паскаль (Па):

[p]=Па=кгс2м.[p]=Па=кгс2м.

Закон Архимеда

В соответствии с формулой (3) давление, оказываемое на нижние слои жидкости больше, чем на верхние. Из-за этого тело, погруженное в жидкость, испытывает действие выталкивающей силы. Величину выталкивающей силы определяет закон Архимеда: На тело, находящееся в жидкости (газе) действует выталкивающая сила, которая равна весу жидкости (газа) вытесненной телом. Эта сила называется силой Архимеда (FAFA):

FA=сgV (4),FA=сgV (5),

где VV - объем тела; сс - плотность жидкости; gg - ускорение свободного падения. Сила Архимеда направлена вверх.

Геостатическое давление -- давление, оказываемое на пласт весом вышележащей толщи горных пород, величина которого зависит от толщины и плотности пород.

Давлением насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры. В природных условиях давление насыщения может быть равным пластовому давлению или может быть меньше него.

2. Геотермальная ступень и геотермический градиент

Геотермическая ступень- это интервал по вертикали в земной коре (ниже зоны постоянной температуры), на котором температура горных пород повыщается на 1 °С. Величина геотермической ступени в разных регионах и на различных глубинах неодинакова и колеблется в широких пределах от 5 до 150 м. Среднее ее значение 33 м.

Геотермический градиент, величина, на которую повышается температура горных пород с увеличением глубин залегания на каждые 100 м. В среднем для глубин коры, доступных непосредственным температурным измерениям, величина Г. г. принимается равной приблизительно 3°С. Г. г. меняется от места к месту в зависимости от форм земной поверхности, теплопроводности горных пород, циркуляции подземных вод, близости вулканических очагов, различных химических реакций, происходящих в земной коре. Закономерный рост температуры с увеличением глубины указывает на существование теплового потока из недр Земли к поверхности. Величина этого потока равна произведению Г. г. на коэффициент теплопроводности.

Пояс постоянной температуры в Москве располагается на глубине 20 м (4,2 °С), в Париже в течение 100 лет на глубине 28 м отмечается температура 11,83 °С. Глубже этого пояса, в направлении от поверхности Земли к центру, температура постепенно повышается: в среднем на каждые 33 м на 1 °С. Это так называемая геотермическая ступень. Величина геотермической ступени в разных местах и на разных глубинах неодинакова и колеблется от 5 до 150 м. В вулканических районах с глубиной температура повышается очень быстро.

Прирост температуры на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры называется геотермическим градиентом. Он также в разных местах и на разных глубинах имеет неодинаковую величину. С глубиной в среднем на каждые 100 м температура увеличивается на 3 °С.

Наибольший геотермический градиент -- 150 ° С/км наблюдался в Бонанце, США, штат Орагон, наименьший градиент -- 6 0 С/км -- в Витватерсранде, Южная Африка. Различия в величине геотермической ступени и геотермического градиента обусловлены разной радиоактивностью и теплопроводностью горных пород, различными условиями залегания горных пород (температура выше в слоях, собранных в складки недавно), гидрохимическими процессами (в зависимости от того, какие реакции преобладают: с выделением тепла или с поглощением), температурой подземных вод, циркулирующих в толще пород.

3. Естественные и искусственные режимы разработки

Источники пластовой энергии подразделяются на два типа: естественные и искусственные. К естественным источникам относятся упругость пластовой системы, напор пластовых вод, наличие свободного газа (в виде газовой шапки), энергия растворенного газа, напор, обусловленный силой тяжести.

Искусственные источники энергии - это поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, пара или газа. В зависимости от преобладающего источника пластовой энергии формируется режим разработки залежи.

Фильтрация флюида по пласту к забоям скважин осуществляется за счет пластовой энергии. Флюид под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает, поэтому необходимо извлечь запасы из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии.

При быстром снижении пластового давления применяют искусственные методы воздействия на залежь - методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления, это относят к искусственным факторам. Естественные факторы - запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных условий, связанных с процессом формирования месторождения.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

· - водонапорный (естественный и искусственный),

· - упругий,

· - газонапорный (режим газовой шапки),

· - режим растворенного газа

· - гравитационный.

Определить режим залежи не всегда просто, поскольку многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно.

4. Режимы разработки нефтяных залежей

Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин -- к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии.

За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности, методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных -- естественных факторов:

- наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения;

- запаса упругой энергии в пластовой системе;

- содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин;

- наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти;

- гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения.

Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от технолога. Одни из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль.

Капиллярно-поверхностные силы особенно существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью способствуют, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и поэтому в совокупности с перечисленными факторами определяют интенсивность притока жидкости к забоям скважин.

Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов:

- водонапорный (естественный и искусственный),

- упругий,

-газонапорный (режим газовой шапки),

- режим растворенного газа,

- гравитационный.

От правильной оценки режима дренирования зависят технологические нормы отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также и тех мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи.

Однако определить режим залежи не всегда просто, так как в ряде случаев многие факторы, определяющие режим, проявляются одновременно.

5.Система разработки нефтяных скважин

Система разработки месторождения - это совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта, и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости система разработки месторождения предусматривает выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки эксплуатационных объектов. При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

Система разработки включает в себя схему и план разбуривания залежей с учетом мероприятий по воздействию на пласт. Схема разбуривания - это схема расположения скважин на залежи и расстояние между скважинами. План разбуривания предусматривает объемы, место и очередность бурения скважин. Мероприятия по воздействию на пласт определяют систему воздействия и методы повышения нефтеотдачи.

Различают системы разработки залежей на естественных (природных) режимах и с поддержанием пластового давления. В настоящее время применяются следующие виды заводнения:

· а) законтурное - нагнетательные скважины располагаются за контуром нефтеносности. Этот вид заводнения применяется для небольших залежей с хорошими коллекторскими свойствами.

· б) приконтурное - нагнетательные скважины располагаются на некотором удалении от контура нефтеносности в пределах водонефтяной части залежи. Условия применения те же, что и для законтурного заводнения, но при значительной ширине водонефтяной зоны.

· в) внутриконтурное заводнение - имеет целый ряд разновидностей, а именно: блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают на полосы (блоки) рядами нагнетательных скважин, в пределах которых размещают ряды добывающих скважин такого же направления. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в соответствии с коллекторскими свойствами пласта. Количество рядов добывающих скважин в блоке - 3 (трехрядное) и 5 (пятирядное заводнение).

6. Типы залежей нефти и газа

Залежью нефти и газа называется естественное скопление этих флюидов в ловушке, обусловленной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород . Тип залежи определяется типом природного резервуара и ловушки. Например, скопление нефти в пластовом резервуаре в сводовой части брахианти-клинальной складки называется пластовой сводовой залежью, в массивном резервуаре -- массивной залежью.

Разделение флюидов в залежах происходит под воздействием гравитационного фактора в зависимости от величины их плотности. Верхнюю часть ловушки занимают газ и нефть, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ, как более легкий, располагается над нефтью. Если нефти в ловушке значительно меньше, чем газа, то она подстилает газ, и такое скопление нефти называют нефтяной оторочкой газовой залежи.

В тех случаях, когда газа меньше, чем нефти, его скопление в самой верхней части ловушки называется газовой шапкой.

Обычно выделяют три основные группы залежей:

· 1) пластовые, среди которых различают пластовые сводовые и пластовые экранированные;

· 2) массивные;

· 3) литологически ограниченные со всех сторон.

7. Система разработки многопластовых залежей

Систему разработки сверху вниз (рис. 1) применяли с момента возникновения нефтяной промышленности и до середины 20-х годов двадцатого столетия. Бурили ударным способом, скважина вскрывала лишь верхний горизонт, выявленный разведочными работами в разрезе многопластового месторождения. Разведку нижележащих горизонтов, характеризующихся обычно большими запасами нефти, лучшей продуктивностью скважин, удавалось проводить обычно уже после истощения и выработки верхнего горизонта. Такая система разработки, во-первых, не позволяла оценить ресурсы месторождения в целом, выявить наиболее продуктивные пласты, во-вторых, удлиняла сроки разведки и разработки месторождений, наращивание добычи происходило медленными темпами. В-третьих, эта система требовала большого числа эксплуатационных труб, что приводило к значительному росту капитальных вложений и себестоимости нефти.

Систему разработки снизу вверх (рис. 2) начали применять с момента внедрения новой технологии -- вращательного бурения, позволяющего первыми разведочными скважинами вскрывать весь нефтегазоносный разрез (или его большую часть) и изолировать все продуктивные пласты. Такая система разработки позволяла оценивать потенциальные ресурсы месторождения и разрабатывать вышележащие пласты путем возврата скважин после истощения нижележащих горизонтов, значительно уменьшать объем разведочного и эксплуатационного бурения, сокращать капитальные вложения в разработку месторождения. В то же время и эта система не давала возможности быстро увеличивать добычу нефти и газа, сокращать сроки разработки месторождения в целом. Естественно, что такая система разработки не могла обеспечить промышленность страны топливом.

Потребность в значительном увеличении добычи нефти привела к необходимости разбуривания многопластового месторождения несколькими сериями добывающих скважин. По результатам разведочных работ в пределах месторождения выделяют несколько этажей разработки, на каждый из которых планируют соответствующую серию добывающих скважин. Каждую серию добывающих скважин можно бурить как одновременно, так и последовательно. Такая система разработки получила название комбинированной (рисунок 3).

Этажом разработки следует называть один или несколько продуктивных пластов, эксплуатируемых одной серией скважин.

Рисунок 1. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по системе сверху вниз

Рисунок 2. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по системе снизу вверх

Залежи в пределах, этажа разрабатывают только по системе снизу вверх. Этажи разработки можно разбуривать по системе снизу вверх, сверху вниз либо одновременно. В пределах этажа разработки выделяют эксплуатационные объекты и объекты возврата.

Эксплуатационным объектом называется один или группа пластов, предназначенных для одновременно самостоятельной разработки одной серией скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из них отдельно. Другими словами, подразумевается, что пласты, объединенные в эксплуатационный объект, вскрываются в каждой скважине общим фильтром. Эксплуатационный объект, в который объединяется несколько залежей различных продуктивных пластов (или несколько пластов одной залежи), называют многопластовым эксплуатационным объектом.

При выделении в эксплуатационный объект неоднородного пласта большой мощности или нескольких неоднородных пластов при их разработке могут потребоваться дополнительные мероприятия по выработке либо отдельных интервалов разреза пластов большой мощности, либо отдельных пластов многопластового эксплуатационного объекта. Тогда объектом разработки следует называть либо каждый пласт многопластового эксплуатационного объекта, либо отдельные интервалы мощного продуктивного пласта, по которым осуществляют контроль и регулирование разработок. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.

Возвратным объектом эксплуатации называют один или несколько продуктивных пластов, на которые возвращают до-

При разработке многопластовых месторождений необходимо установить возможности одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) воды в одной скважине. Для этих целей применяют специальное оборудование, позволяющее в одну скважину опускать несколько колонн насосно-компрессорных труб.



Рисунок 3. Схема разработки многопластового нефтяного месторождения по комбинированной системе:

I, II, III --этажи разработки; а -- базисный горизонт; б -- возвратный горизонт бывающие скважины в пределах этажа разработки после окончания выработки нижележащего эксплуатационного объекта.

Таким образом, преимущество комбинированной системы разработки заключается в том, что с учетом геолого-промысловых особенностей каждого многопластового месторождения можно запроектировать свою, соответствующую рациональную систему разработки, за короткие сроки достигнуть необходимого уровня добычи, максимальных коэффициентов нефтегазоотдачи, обеспечить минимальную себестоимость нефти и газа.

8. Уравнение притока жидкости и газа

разработка нефтяной газовый месторождение

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. При постоянной толщине пласта и открытом забое скважины жидкость движется к забою по радиально-сходящимся направлениям. В таком случае говорят о плоскорадиальной форме потока.

Если скважина достаточно продолжительно работает при постоянном забойном давлении, то скорость фильтрации и давление во всех точках пласта перестает изменяться во времени и поток является установившемся.

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости дебит скважины можно определить по формуле:

где, Q - дебит скважины [л/с], [м3/сут], [т/сут] и.т.п. (объем жидкости, поступающий на забой скважины в единицу времени);

k - проницаемость пласта [мкм2](микрометр) 1 мкм2 = 1 Д = 10 -12 м2;

h - толщина пласта [м];

pк - пластовое давление [Па];

pз - забойное давление в скважине [Па];

м - вязкость жидкости [Па*с];

Rк - радиус контура питания [м];

rс - радиус контура скважины [м].

Формула, называемая формулой Дюпюи, широко используется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин.

9. Условие перехода из естественного к искусственному режиму

Режимы бывают естественными, когда преобладающими видами энергии являются:

- энергия, обусловленная давлением вышележащих горных пород (упругий режим);

- энергия напора краевых или подошвенных вод (упругий водонапорный режим);

- энергия расширения первичной газовой шапки в подгазовых залежах (газовый режим);

- энергия выделяющегося из нефти растворенного газа (режим растворенного газа);

- энергия положения нефти в крутопадающих пластах (гравитационный режим).

При искусственных режимах преобладающим видом энергии является энергия закачиваемых с поверхности земли в пласт вытесняющих агентов - воды (жесткий водонапорный режим) или газа и др.

10. Назовите экономические показатели разработки залежей

Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих и нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты, реализацию за вычетом транспортных расходов и налогов, потребность в кредите, плату за кредит, возврат кредита.

Размещено на Allbest.ru

...