Оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки.

⇐ ПредыдущаяСтр 4 из 4

В нагнетательных скважинах зачастую часть пластов не вовлечены в разработку, поэтому не вырабатываются запасы нефти в многопластовых залежах вокруг скважин ППД. Потенциал: применение оборудования, обеспечивающего добычу нефти из не вовлеченных пластов при сохранении ППД.

В добывающих скважинах также часть пластов не вовлечена, поэтому в этих пропластках можно организовать ППД.

Конструктивные особенности оборудования:

1 – сальник ШГН; 2 – превентор малогабаритный; 3-5 – манометры; 6 – обратный клапан, 7 – отсечной клапан.

Варианты оборудования:

1) ОРЗиД ШГН (2-пакерная схема, 1-пакерная схема):

1 – колонна ШН 16 (19); 2 – колонна нкт 89 (102); 3 – колонна НКТ 48 (60), 4 – насос 32мм (44 мм); 5 – термобарокомпенсатор, 6 – пакер верхний, 7 – разделитель потоков, 8 – пакер нижний.

Критерии применимости:

1. Глубина спуска не более 1200 м

2. Вязкость не более 50 мПа*с

3. Дебит по жидкости не более 33 м3/сут

4. Зенитный угол не более 30 град

5. Темп набора кривизны не более 2 град / 10 м

6. ЭК 146, 168

2) ОРЗиД ЭЦН (2-пакерная схема):

Есть еще 2- и 1-пакерные схемы ОРЗиД ШВН, суть примерно та же, что и в ШГН.

Далее текст для общего развития. Вернуться к началу

Метод используется при добыче нефти из нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин.

Часто в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин, например, межпластовые перетоки в скважине.

При ОРЭ в скважину спускают специальное оборудование, вскрывающее два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

· создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

· измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

· получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

· исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

· ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

· регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

· работы по вызову притока и освоению скважины.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос— фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан—фонтан; фонтан—газлифт; газлифт—фонтан; насос—фонтан; фонтан—насос; насос—газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.

************************************************************************************

6. Проектирование разработки нефтяных месторождений. Исходные геологические и геофизические данные, используемые при проектировании и анализе разработки, методы их определения. Виды проектных документов и их содержание.

Разработку месторождения необходимо проводить в соответствии с утвержденным в установленном порядке проектным документом. Вид проектного документа определяют в зависимости от стадии разработки месторождения. По этому документу осуществляют комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, а также контроль процесса разработки.

Подготовку проектного документа проводит пользователь недр в соответствии с условиями, определенными лицензией на пользование недрами. Проектные решения должны быть основаны на имеющейся геологической и иной информации о недрах, в том числе на результатах расчетов технологических и экономических показателей разработки с применением ЦГМ и ЦФМ эксплуатационных объектов.

При составлении проектного документа учитывают:

- современные достижения в области технологии эксплуатации скважин и воздействия на продуктивные пласты;

- результаты анализа разработки месторождения;

- мероприятия по охране недр.

Исходной первичной информацией для составления проектных документов на промышленную разработку месторождений являются данные разведки, подсчета запасов, пробной эксплуатации или опытно-промышленной разработки залежей или представительных участков.

Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды в лабораториях с помощью специальных приборов – основной источник прямой информации о геолого-физических свойствах пород и физико-химических свойствах УВ и пластовой воды. Получение этой информации затруднено тем, что пластовые условия (давление, температура и др.) отличаются от лабораторных и поэтому свойства образцов пород и флюидов, определенные в лабораторных условиях, существенно отличаются от тех же свойств в пластовых условиях. Пересчет результатов лабораторного определения на пластовые условия может производиться с помощью графиков, построенных на основе данных специальных исследований.

Исследование скважин геофизическими методами (ГИС) осуществляется в целях изучения геологических разрезов скважин, исследования технического состояния скважин, контроля за изменением нефтегазонасыщенности пластов в процессе разработки.

Для изучения геологических разрезов скважин используются электрические, магнитные, радиоактивные, термические, акустические, механические, геохимические и другие методы, основанные на изучении физических естественных и искусственных полей различной природы. Результаты исследования скважин фиксируются в виде диаграмм. В итоге решаются следующие задачи:

- определения литолого-петрографической характеристики пород;

- расчленения разреза и выявления геофизических реперов;

- выделения коллекторов и установления условий их залегания, толщины и коллекторских свойств;

- определения характера насыщения пород – нефтью, газом, водой;

- количественной оценки нефтегазонасыщения и др.

Для изучения технического состояния скважин применяются:

- инклинометрия – определение углов и азимутов искривления скважин;

- кавернометрия – установление изменений диаметра скважин;

- цементометрия – определение по данным термического, радиоактивного и акустического методов высоты подъема, характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами;

- выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическим, термическим и радиоактивным методами.

Контроль за изменением характера насыщения пород в результате эксплуатации залежи по данным промысловой геофизики осуществляется на основе исследований различными методами радиоактивного каротажа в обсаженных скважинах и электрического – в необсаженных.

В последние годы получают все большее развитие детальные сейсмические исследования, приносящие важную информацию о строении залежей.

Гидродинамические методы исследования скважин применяются для определения физических свойств и продуктивности пластов-коллекторов на основе выявления характера связи дебитов скважин с давлением в пластах. Установив на основе гидродинамических исследований фактическую зависимость дебитов от перепадов давлений в скважинах, можно решить эти уравнения относительно искомых параметров пласта и скважин. Кроме того, эта группа методов позволяет выявлять в пластах гидродинамические (литологические) экраны, устанавливать степень связи залежи нефти и газа с законтурной областью и с учетом этого определять природный режим залежи.

Применяют три основных метода гидродинамических исследований скважин и пластов:

- изучение восстановления пластового давления,

- метод установившихся отборов жидкости из скважин,

- определение взаимодействия скважин.

Проектными документами, по которым осуществляют пробную эксплуатацию, промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений и проводят опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий и методов повышения нефтеизвлечения из пластов, являются:

- проекты пробной эксплуатации;

- технологические схемы разработки;

- проекты разработки;

- уточненные проекты разработки;

- анализы разработки;

- технологические схемы опытно-промышленной разработки.

Во всех технологических проектных документах на разработку должно быть предусмотрено:

- равномерное разбуривание месторождения (залежи);

- рациональное и эффективное использование утвержденных запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов;

- недопущение выборочной отработки наиболее продуктивных участков месторождения (залежи), приводящей к потерям балансовых запасов;

- осуществление доразведки месторождения;

- обоснованное выделение эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки.

По лекциям:

Проект пробной эксплуатации – составляется при отсутствии информации для составления технологической схемы. Основным назначением проекта пробной эксплуатации является доразведка месторождения, определение режима эксплуатации, сбор необходимой информации для составления геологической и гидродинамической модели. Проект пробной эксплуатации рассчитан на три года.

Технологическая схема разработки – если по завершению геолого-разведочного процесса информации достаточно для составления технологической схемы, то первым проектным документом будет являться технологическая схема разработки. Она составляется на момент разбуривания основного фонда скважин. В ней проектируются варианты разработки, в которых рассматривается та или иная система разработки и осуществляется расчет прогнозных технологических и экономических показателей, соответствующий для данного варианта разработки.

Варианты различаются:

- сеткой скважин

- агентом воздействия и т.д.

Выбор варианта осуществляется по технико-экономическим показателям, соответствующим принципу рациональности. Расчет показателей осуществляется на весь период разработки.

Дополнение к технологической схеме. Этот документ чаще всего носит уточняющий характер системы разработки.

Уточнение связано с пересчетом запасов, с уточнением геологических границ и с уточнением геолого-физических характеристик залежи в процессе разбуривания основного фонда скважин.

Основной фонд подразделяется:

1. Основной

2. Резервный

В первую очередь разбуривается основной фонд скважин. В процессе разбуривания уточняются геолого-физические характеристики, тем самым определяется необходимость и целесообразность разбуривания резервного фонда скважин. Разделение фонда скважин на основной и резервный связано с риском бурения, основные капитальные затраты на разработку месторождения до 40-50% и более связаны именно с бурением скважин. 80% затрат – разбуривание основного фонда скважин и осуществляется перевод запасов в более высокую категорию и составляется основной документ – проект разработки.

В проекте разработки рассматриваются варианты разработки, наибольшее внимание уделяется выработке запасов на основе применения методов увеличения нефтеотдачи, технике и технологии нефтедобычи. В проекте также ведется проектирование, выбирается вариант разработки.

Технологическая схема проекта разработки – составляется когда запасы утверждены по С1 на 80%, а по категории С2 на 20%. Это подтверждает степень изученности месторождения.

В авторских надзорах контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-экономических показателей, принятыми в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождения. В них даются рекомендации, направленные на достижение проектных показателей, заключения по предложениям производственных объединений об изменениях проектных решений и показателей.

Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации – составляется на любой стадии разработки если планируется и осуществляется разработка месторождения с применением новых методов воздействия на пласт, применением новой техники и технологии добычи.

Цель – осуществить промышленные испытания, оценить эффективность и отметить целесообразность применения новых методов технологии по извлечению нефти. Этот проектный документ может распространяться на часть пласта (объекта разработки) или на весь пласт. Срок реализации – 7 лет.

**********************************************************************************

7. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для круговой залежи.

При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков: плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.

Принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией расположения скважин - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление при радиальной фильтрации вблизи скважин внутренним сопротивлением призабойной зоны скважин.

Формулы гидродинамических расчетов дебитов и давлений выведены при следующих упрощающих решение предпосылках:

1. Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны.

2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы!

3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.

4. Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.

Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:

1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте

U1-U2 = P1-P2 или Δ U=Δ P

2.электрическое сопротивление участка электрической цепи пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта

Rэ=Ω +ω

3.сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающему через участок моделируемой цепи

I=Q

При этом справедлив закон Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:

На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа, по которому алгебраическая сумма сил токов, исходящих из узла разветвленной цепи, равна нулю в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.

Для круговой залежи, работающей при законтурном и внутриконтурном заводнении при размещении скважин соответственно схеме, осуществляется порядок расчетов для определения дебитов, как для полосообразной залежи. Отличие состоит в выражении формул для внешних фильтрационных сопротивлений, которые, учитывая, что характер фильтрационного потока между круговыми батареями скважин радиально сходящийся, записывается так:

Для круговой залежи значения внешних сопротивлений будут:

Если по условию задачи для некоторых рядов задан дебит ряда скважин, а в остальных — забойное давление, то система уравнений записывается иначе. Например, если по условиям разработки залежи нефти задан дебит третьего ряда скважин, а для остальных рядов задано забойное давление, то система уравнений запишется так:

Определив из системы (4.17) по формулам (4.15) рассчитывают

Следует заметить, что при решении задач подземной гидродинамики на стадии проектирования разработки набор большого числа вариантных решений достигается расстановкой скважин на залежи, изменением числа скважин, а также условий их эксплуатации. В показанных выше решениях число скважин входит в формулы внутренних фильтрационных сопротивлений. Поэтому непосредственно из решений можно установить зависимость отбора жидкости от числа скважин (рис. 4.7). Из рис. 4.7 следует, что по мере роста числа скважин наступает момент, когда увеличение числа скважин не ведет к заметному возрастанию отбора. Таким образом, при необходимости увеличения отбора жидкости из залежи решить эту задачу только за счет изменения числа добывающих скважин, не меняя условий их эксплуатации, не всегда представляется возможным. В положительном решении такой задачи больший эффект в увеличении отбора может быть получен при изменении забойного давления в добывающих скважинах.

Общая формула для расчета дебитов или забойных давлений для полосовой и круговой залежей:

Внешнее фильтрационное сопротивление для полосовой залежи выражается формулой:

для круговой залежи:

Внутреннее фильтрационное сопротивление для полосовых и круговых залежей выражается одинаково:

****************************************************************************************

8. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и законтурного заводнения.

При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.

2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы!

3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.

Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:

1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте

U1-U2 = P1-P2 или Δ U=Δ P

Rэ=Ω +ω

I=Q

Решение задачи сводится к умению составления систем уравнений, связывающих взаимовлияние дебитов, давлений, числа скважин, характеристик пласта и насыщающих пласт жидкостей.

**********************************************************************************

9. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и внутриконтурного заводнения.

При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.

2. Забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы!

3. Радиусы всех скважин одного и того же ряда одинаковы.

Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:

1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределению давления в пласте

U1-U2 = P1-P2 или Δ U=Δ P

Rэ=Ω +ω

I=Q

Рис. 9.1. Схема полосообразной залежи с разрезанием на блоки. Рн1 и Рн2 – давления на забое нагнетательных скважинк, Р1…Р5 – на забое добывающих скважин.

Для полосообразной залежи, где размещены два разрезающих нагнетательных ряда и пять эксплуатационных рядов, при условии равенства отборов и закачки систему уравнений для определения дебита рядов можно записать:

Выражения для внешних сопротивлений:

Для внутренних сопротивлений:

Отсюда определяются средние давления на линии рядов добывающих скважин :

В пятирядную систему добывающих скважин от каждого ряда из разрезающих нагнетательных рядов скважин поступает только половина закачиваемой воды, поэтому:

При учете изменения фильтрационных сопротивлений в зоне замещения нефти водой при внутриконтурном заводнении можно считать, что вначале вокруг каждой нагнетательной скважины образуется круговая зона с радиусом и нефтенасыщенностью где S_OH – остаточная нефтенасыщенность при бесконечно долгой промывке. Величина определяется:

Зависимость дебита скважин от перепада давления между нагнет. и добыв. скважинами определяется:

L – расстояние между нагнетательными и эксплуатационными рядами;

- расстояние между скважинами в ряду

- текущее положение фронта нагнетательной воды;

= радиусы нагнетательных и эксплуатационных скважин.

Внутриконтурный разрезающий ряд нагнетательных скважин для быстроты освоения процесса заводнения может быть вначале введен в эксплуатацию при освоении половины нагнетательных скважин под закачку жидкости и половины – под отбор. Поэтому до формирования сплошного фронта заводнения на линии нагнетания будет работать ряд чередующихся добывающих и нагнетательных скважин. При условии их равнодебитности дебит каждой из скважин или перепад давления между ними можно определить по формуле:

где - расстояние между скважинами в нагнетательном ряду.

*********************************************************************************

⇐ Предыдущая 1 2 34