Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология
Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии


Кафедра «нефтегазовыЕ технологий»



Кафедра «нефтегазовыЕ технологий»

 

 

РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И

ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

 

Учебно-методическое пособие

 

Пермь, 2012

 

УДК 622.276.5+622.279.5 (072.8)

 

 

Рецензенты:

Д-р техн. наук, академик РАЕН, профессор Н.И. Крысин

(филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»)

«ПермНИПИнефть» в г. Перми);

канд. техн. наук, М.С. Турбаков

(Пермский национальный исследовательский

политехнический университет)

 

 

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Учебно-методическое пособие / Сост.: И.Р.Юшков: Перм. нац. исслед. политехн. ун-т. Пермь, 2012.- 159 с.

 

 

В учебно-методическом пособии «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дана характеристика коллекторов нефти и газа и пластовых флюидов, приведены основные положения по курсу разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, дан расчет основных показателей разработки, освящены методы увеличения нефтеотдачи пластов, способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин, систем сбора нефти и газа на промысле, экономические показатели разработки залежей нефти. Пособие предназначено для студентов заочной формы обучения по направлению 080100.62 «Экономика» профиль «Экономика и управление на предприятии нефтяной и газовой промышленности»

 

 

Библиограф. 20 назв.

 

 

Ó Пермский национальный исследовательский политехнический университет 2012

 

СОДЕРЖАНИЕ

Стр.

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА 1.1. Коллекторы нефти и газа, их характеристика    
1.2. Пластовые жидкости и газы их состав и физико-химические свойства  
2. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАЛЕЖАХ, КОЭФФИЦИЕНТЫ ИХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ 2.1. Расчет геологических и балансовых запасов    
2.2. Расчет извлекаемых запасов нефти. Коэффициент извлечения
3. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 3.1. Режимы разработки залежей нефти  
3.2. Системы разработки залежей нефти
3.3. Схематизация условий разработки и форм залежи при гидродинамических расчетах показателей разработки  
3.4. Размещение скважин по площади нефтяного месторождения (залежи)  
3.5.Проектирование разработки залежей нефти
3.6. Параметры системы разработки
3.7. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки залежей нефти  
3.8. Технологические показатели разработки залежей нефти
3.9. Стадии разработки залежей нефти
3.10. Понятие о рациональной системе разработки залежей нефти
3.11. Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение  
3.12. Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений
3.13. Регулирование разработки залежей нефти
3.14. Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях  
4. ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ ДОКУМЕНТЫ ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 4.1. Последовательность проектирования разработки нефтяного месторождения  
4.2. Общая характеристика проектных документов
4.3. Опытно-промышленная эксплуатация нефтяных месторождений  
4.4. Проект пробной эксплуатации
4.5.Технологическая схема разработки нефтяного месторождения  
4.6.Основное содержание проекта разработки нефтяного месторождения  
4.7. Уточненные проекты разработки нефтяного месторождения
4.8.Основные задачи и содержание авторского надзора за разработкой нефтяных месторождений  
4.9.Охрана недр при разработке нефтяных и газовых месторождений  
5. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 5.1.Основные группы  
5.2. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи 5.2.1. Закачка водных растворов поверхностно-активных веществ    
5.2.2. Закачка водных растворов полимеров
5.2.3. Применение щелочных агентов
5.2.4. Заводнение с серной кислотой
5.3. Смешивающееся вытеснение 5.3.1. Закачка углекислоты и углеводородного газа  
5.3.2. Мицеллярное заводнение
5.4. Тепловые методы
5.5. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов
5.5.1. Циклическое заводнение
5.5.2. Изменение направлений фильтрационных потоков
5.5.3. Создание высоких давлений нагнетания
5.5.4. Форсированный отбор жидкости
5.5.5. Гидравлический разрыв пласта
6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН 6.1. Освоение нефтяных скважин - основные положения  
6.2. Выбор способа эксплуатации нефтедобывающих скважин
6.3. Эксплуатация фонтанных скважин
6.4. Газлифтная эксплуатация скважин
6.5. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками
6.6. Эксплуатация скважин погружными установками электроцентробежных насосов
6.7. Эксплуатация скважин винтовыми, гидропоршневыми, диафрагменными и струйными насосами
6.8. Гидродинамические, потокометрические и термометрические исследования скважин
6.9. Подземный ремонт скважин
7. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 7.1. Расчет запасов газа в залежи объемным методом  
7.2. Расчет запасов газа в залежи по методу снижения пластового давления при газовом режиме  
7.3. Режимы газоносных пластов. Газовый и водонапорный режимы  
7.4. Газоотдача пластов при разработке газовых месторождений
7.5. Стадии (периоды) разработки газовых месторождений
7.6. Показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений
8. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА НА ПРОМЫСЛАХ 8.1. Сбор нефти и попутного нефтяного газа на промыслах    
8.2. Характеристика элементов системы сбора скважинной продукции
8.3. Промысловая подготовка нефти и попутного нефтяного газа
8.4. Технологический процесс добычи нефти и нефтяного газа
8.5. Требования к нефти как товарной продукции
8.6. Системы сбора газа на газовых промыслах
8.7. Подготовка газа на газовых промыслах
8.8. Экономические показатели разработки залежей нефти
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
УКАЗАНИЯ ПО ВЫПОЛНЕНИЮ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ
1. Расчеты при оценке показателей разработки нефтяных и газовых месторождений
1.1. Расчет коэффициента извлечения нефти
1.2. Характеристика основных показателей разработки нефтяного месторождения  
1.3. График разработки
1.4. Расчет запасов газа в залежи по методу снижения пластового давления при газовом режиме  
1.5. Пример расчета основных показателей разработки нефтяного месторождения  
1.6. Выводы по результатам расчёта
ПРИЛОЖЕНИЯ  
1. Титульный лист контрольной работы
2. Задание на контрольную работу
3. Основные показатели вариантов разработки
4. Исходные геологические и технологические данные для решения задач
5. Исходные показатели разработки на первые 10 лет
6. Пример расчета основных показателей разработки
7. Вопросы для подготовки к экзамену

 

ВВЕДЕНИЕ

 

В учебно-методическом пособии приведены содержание дисциплины «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», перечень вопросов для подготовки к экзамену, указания и приложения для выполнения контрольной работы, список рекомендуемой литературы, изложены понятия и термины, составляющие основу дисциплины.

Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений включает в себя научно обоснованный производственный процесс извлечения из недр содержащихся в них углеводородов (УВ) и сопутствующих им полезных ископаемых; процесс проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей, взаимное расположение забоев добывающих, нагнетательных, резервных и других скважин, разбуривание месторождения в соответствии с утверждённой технологической документацией, выработку запасов нефти и газа. Наряду с этим рассмотрены вопросы эксплуатации нефтяных и газовых скважин, сбора и подготовки нефти и газа на промыслах. Термин «научно-обоснованный» означает, что процесс извлечения УВ ведется не стихийно, а на основе использования объективных законов природы, которые познаются студентами при изучении естественнонаучных, общеинженерных, гуманитарных, социально-экономических и специальных дисциплин.

Целью изучения дисциплины «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» является усвоение студентами основных терминов и понятий, применяемых при проектировании, анализе и регулировании разработки нефтяных и газовых месторождений, а также методов и методик расчета и прогнозирования параметров и показателей процессов разработки.

Применительно к нефтяным месторождениям основными показателями разработки считаются годовые и накопленные добыча нефти, жидкости, газа, закачка воды, обводненность добываемой продукции, количество добывающих, нагнетательных и резервных скважин, темпы разработки, долей извлеченных запасов нефти, коэффициент нефтеотдачи.

Изучение дисциплины базируется на знаниях и навыках, получаемых при изучении предшествующих дисциплин: физики нефтяного и газового пласта, нефтегазопромысловой геологии и геофизики, подземной гидрогазодинамики, основ экономической деятельности предприятия и др.

Пористость

Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор) – вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). Различают общую (абсолютную), открытую (связанную) и эффективную пористость.

Общая пористость характеризуется отношением общего объёма всех пустот породы, включая поры, связанные и несвязанные между собой к объёму всей породы. Открытая пористость характеризуется отношением объема сообщающихся пор (пустот) к объёму всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. Эффективная пористость - учитывает объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа.

На основе изложенных определений можно записать:

m общ=Vпор/Vг.п.; (1.1)

m откр=Vпор сооб/Vг.п.; (1.2)

m эф=Vпор дв/Vг.п., (1.3)

 

где m общ, m откр, m эф – соответственно общая (полная), открытая (сообщающаяся) и эффективная пористость; Vпор- объём всех пор (пустот) в горной породе; Vпор сооб – объём сообщающихся пор (пустот); Vпор дв – объём пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; Vг.п. – объём горной породы.

Поровые каналы нефтяных и газовых пластов можно разделить следующим образом (по величине поперечного размера):

1) сверхкапиллярные – более 0, 5 мм;

2) капиллярные – от 0, 2 мкм (0, 2 . 10-3 мм) до 0, 5 мм;

3) субкапиллярные – менее 0, 2 мкм.

По сверхкапиллярным каналам происходит свободное движение жидкости под действием гравитационных сил. По капиллярным каналам движение жидкости происходит при значительном участии капиллярных сил (то есть свободное движение под действием гравитационных сил по таким каналам невозможно). В субкапиллярных каналах из-за влияния поверхностно-молекулярных сил движение жидкости при градиентах давлений, создаваемых в продуктивных пластах, не происходит. Горные породы, поры в которых представлены, в основном, субкапиллярными каналами, практически непроницаемы для жидкостей и газов. Примеры таких пород – глины, глинистые сланцы.

Пористость породы выражают в долях единицы или в процентах. Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть, обычно: пески – 20-25, песчаники – 10-30, карбонатные породы – 10-25 (в %).

 

Проницаемость

Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, эффективную и относительную.

Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью).

Эффективная (фазовая) - проницаемость породы для одной жидкости (газа) при наличии в порах другой жидкости (подвижной или неподвижной) или газа. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности её жидкостью или газом.

Относительная - отношение эффективной (фазовой) проницаемости среды к её абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость горной породы для нефти или газа уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве.

С увеличением содержания воды более 20% проницаемость породы для нефти резко снижается, и при водонасыщенности более 80%, движение нефти почти прекращается (рис. 1.1).

 

Рис. 1.1. Зависимость относительной проницаемости песка для воды и нефти от водонасыщенности:

кн и кв – соответственно фазовые проницаемости для нефти и воды.

 

В лабораторных условиях проницаемость определяют при фильтрации жидкости или газа через образцы горных пород. Во всех приборах основным элементом является кернодержатель, т.е. зажим для керна, через который пропускается жидкость или газ. При фильтрации замеряется расход рабочего агента в единицу времени и перепад давления по длине керна.

Коэффициент проницаемости для нефти и газа определяется соответственно из уравнений

 

k= Qμ L/FΔ Р, (1.4)

 

k= Q0 μ LР0/FΔ Р, (1.5)

 

где k- проницаемость, м2; Q- объёмный расход жидкости, м3/с; μ – динамическая вязкость жидкости, Па.с; L- длина пути на котором происходит фильтрация жидкости, м; F- площадь поперечного (перпендикулярного к направлению фильтрации) сечения образца, м2; Δ Р – перепад давления при фильтрации (разность давлений на входе и выходе образца), Па; Q0- объёмный расход газа при атмосферном давлении Р0, м3/с. Физический смысл проницаемости k заключается в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым в основном происходит фильтрация [14].

В Международной системе единиц величины, входящие в формулы для проницаемости, имеют размерности: [Q]=m3/c; [μ ]=Па.с. [L]=м; [F]=m2; [Р]= Па. При Q=1 м3/с, μ =1 Па.с, L=1 м, F=1 м2 и Р=1 Па получим коэффициент проницаемости k=1 м2. Поэтому в системе СИ за единицу проницаемости принимается 1м2.

 

Эта величина очень большая и она неудобна для практических расчетов.

В промысловой практике обычно для измерения проницаемости используют размерность мкм2, называемую также Дарси (Д), или миллидарси (мД). Величина 1 мкм2 в 1012 раз меньше 1м2.

 

1 мкм2=1Д=10-12 м2=;

1мД=10-15 м2=10-3мкм2=10-3Д.

 

К проницаемым породам относят пески, песчаники, известняки, к непроницаемым или плохо проницаемым - глины, глинистые сланцы, песчаники с глинистой цементацией и др. Проницаемость породы для жидкостей и газов будет тем меньше, чем меньше размер пор и каналов, соединяющих эти поры в породе.

Проницаемость естественных нефтяных коллекторов изменяется в очень широких пределах. Приток нефти и газа наблюдается и при незначительной проницаемости пород (в пределах 0, 010-0, 020 мкм2 = 10-20 мД) до 0, 1-2 мкм2 = 100-2000 мД.

 

Насыщенность горных пород

Насыщенность горных пород показывает, какую часть порового объёма занимает та или иная фаза (нефть, вода, газ). Коэффициент нефтенасыщенности – это отношение объёма пор, заполненных нефтью, ко всему объёму сообщающихся пор. Величина нефтенасыщенности пластов колеблется в довольно широких пределах (от 55 до 95%).

 

Природный резервуар, залежь, месторождение

Вместилище для нефти, газа и воды в породах-коллекторах, окружённых проницаемыми или непроницаемыми породами, называют природным резервуаром. Верхняя часть такого резервуара, где скапливается нефть и газ, называют ловушкой. Значительное, пригодное для промышленного освоения, скопление нефти или газа в ловушке природного резервуара, называют залежью (рис.1.2). Совокупность залежей, связанных одним участком земной поверхности, называют месторождением.

 

 

 


Рис. 1.2. Схема строения залежи с напором краевых вод

Физико-химические свойства

Нефть – жидкое горючее полезное ископаемое, представляет собой маслянистую горючую жидкость, обычно темно-коричневого цвета, со специфическим запахом. По химическому составу нефть - сложное соединение в основном двух элементов - углерода (82 – 87%) и водорода (11, 5 – 14, 5%). Такие соединения называются углеводородами. Кроме углерода и водорода, в нефтях содержатся в небольших количествах кислород, азот и сера, в очень малых количествах – хлор, фосфор, йод и другие химические элементы. В состав нефти входят метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические группы углеводородов. Обычно нефти бывают смешанного типа с преобладанием в их составе той или иной группы углеводородов и, в зависимости от этого, носят название парафиновых (метановых), нафтеновых или ароматических.

Наиболее распространены в природных условиях углеводороды метанового ряда. Углеводороды от СН4 до С4Н10 при атмосферном давлении находятся в газообразном, от С5Н12 до С15Н32- в жидком, начиная с С16Н34 и выше - в твёрдом состоянии.

Содержание в нефти большого количества смолистых и других высокомолекулярных соединений делает её болеет тяжелой, вязкой и малоподвижной. Плотность нефти при температуре 20°С и атмосферном давлении колеблется от 700 (газовый конденсат) до 980 и даже 1000 кг/м3. Вязкость пластовой нефти в зависимости от её характеристики и температуры может изменяться от значений меньше 1 до 200 и более мПа.с. Вязкость нефтяных битумов достигает 15 000 мПа.с.

По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (содержание серы до 0, 5%); сернистые (содержание серы от 0, 51 до 1, 9%); высокосернистые (содержание серы более 1, 9%). По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафинистые – с содержанием парафина до 1, 5%, парафинистые – с содержанием парафина от 1, 51 до 6, 0% и высокопарафинистые – с содержанием парафина свыше 6%.

Нефтяные (попутные) газы – углеводородные газы, растворенные в нефти (в пластовых условиях), газы газовых шапок, формирующихся в купольной части нефтяных залежей, газы, образующиеся при переработке нефти. Горючие газы нефтяных и газовых месторождений (смесь углеводородов - метана СН4, этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10, пентана С5Н12) по химической природе сходны с нефтью. Самый легкий из всех углеводородов - метан. Попутные газы могут включать и неуглеводородные компоненты (азот, сероводород, углекислый газ, инертные газы).

 

Природный газ – углеводородный газ, добываемый из газовых, газогидратных, газоконденсатных, газоконденсатнонефтяных или газонефтяных месторождений. В природных газах чисто газовых месторождений преобладает метан (до 90-99%). В газах, добываемых из нефтяных месторождений, метана содержится от 10…20 до 80…90%. Одной из основных характеристик углеводородных газов является относительная плотность, под которой понимают отношение массы объема данного газа к массе такого же объема воздуха при нормальных или стандартных условиях. Относительная плотность газов колеблется от 0.554 для метана до 2.49 для пентана и выше.

 

Вода. В нефтяном или газовом месторождении всегда присутствует вода, которая занимает пониженные части пласта или находится в водоносных горизонтах. Минерализация пластовых вод характеризуется количеством растворённых в ней минеральных солей. Воды с минерализацией менее 1 г/л относятся к пресным, от 1 до 50 г/л – к солёным (минерализованным), свыше 50 г/л – к рассолам. Плотность пластовых вод, как правило, больше 1000 кг/м3 и возрастает с увеличением содержания солей. Вязкость пластовой воды для большинства нефтяных месторождений изменяется в пределах от 0, 9 до 1, 5…2, 0 мПа.с. Вязкость воды уменьшается с повышением температуры и при снижении минерализации.

В нефтегазовых залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотности: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Обычно пластовая вода в нефтяных и газовых залежах находится не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной, она смачивает поверхность поровых каналов, удерживаясь в них за счет поверхностно-молекулярных сил или полностью заполняет капиллярные каналы (поры) и удерживается в них за счет сил капиллярного давления.

 

КОЭФФИЦИЕНТЫ ИХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

Коэффициент извлечения

Не все балансовые запасы нефти или природного газа могут быть извлечены из залежей при существующих технологиях их разработки. Например, значительная часть нефти не вытесняется из капиллярных и, тем более, субкапиллярных каналов (пор). Чем выше неоднородность продуктивных пластов и чем в большей мере проявляются при разработке залежей капиллярные и другие силы, препятствующие продвижению нефти или газа к забоям добывающих скважин, тем меньшая часть углеводородов может быть извлечена из продуктивных пластов.

Извлекаемые запасы нефти (Qн изв)определяются из выражения:

 

Qн изв = Qбал * КИН (2.7)

 

Нефтеотдача или газоотдача есть степень полноты извлечения нефти или природного газа из залежей. Коэффициент нефтеотдачи, или нефтеизвлечения (КИН) равен отношению извлеченного количества нефти к ее геологическим (балансовым) запасам. Таким же образом, но по отношению к природному газу, определяется коэффициент газоотдачи. В общем случае КИН зависит от геолого-физических факторов (тип коллектора, проницаемость, толщина, неоднородность пласта, величина водонефтяной зоны, вязкость нефти и др.), технологических факторов (режима работы пласта, количество добывающих и нагнетательных скважин, их взаимное расположение, расстояние между скважинами и рядами, плотности сетки скважин), экономических (экономического состояния и развития отрасли и страны в целом, удаленность от экономически развитых районов, транспортной обеспеченностью, наличием человеческих ресурсов и др. факторов).

Академиком Крыловым А.П. предложено выражение, учитывающее зависимость коэффициента извлечения нефти (КИН) от геолого-физических и технологических факторов:

КИН = η в · η о = η в · η с · η зав, (2.8)

 

где η в – коэффициент вытеснения нефти из порового или порово-трещинного пространства горных пород водой или другими агентами; η охв – коэффициент охвата горной породы (пласта) процессом вытеснения; η с – коэффициент сетки скважин (учитывает, что часть объема нефтенасыщенных горных пород не участвует в процессе вытеснения); η зав – коэффициент заводнения или коэффициент использования подвижных запасов нефти (учитывает полноту извлечения из залежи подвижных запасов).

Произведение η в η с выделяет в общих (геологических) запасах долю подвижной нефти; коэффициент η зав показывает, какая доля этих подвижных запасов может быть извлечена из пластов в период разработки залежи (из-за неравномерного продвижения фронта вытеснения нефти водой обводнение скважин происходит не мгновенно до 100%, а постепенно; по экономическим соображениям эксплуатация добывающих скважин прекращается до достижения 100%-ой обводненности; из-за прорывов воды в скважины часть подвижных запасов остается неизвлеченной).

Известны другие методики определения КИН. Например, по методике института «Гипровостокнефть»:

КИН = η в · η о = η в · η 1 · η 2 . η 3 · η 4 · η 5, (2.9)

где η 1 –коэффициент, учитывающий вязкость нефти и предельную обводнённость; η 2- коэффициент сетки скважин, учитывающий, неоднородность коллектора; η 3, η 4- коэффициенты, учитывающие потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах; η 5- коэффициент, учитывающий потери нефти в невырабатываемых (санитарные, залегание солей и др.) зонах.

КИН по методике СибНИИНП:

КИН = η в. кохв. кзав, (2.10)

где Кохв – отношение объёма пустотного пространства пласта, охваченного фильтрацией, ко всему объёму пустотного пространства; кзав – отношение промытой части порового объёма, первоначально насыщенного нефтью, ко всему первоначально нефтенасыщенному поровому объёму. Коэффициент заводнения характеризует потери нефти в объеме, охваченном процессом вытеснения, из-за прекращения ее добычи по экономическим соображениям при обводненности продукции скважин менее 100 % (от 95 до 99%). Он зависит от неоднородности пласта, проницаемости, относительной вязкости и др.

По данным зарубежных исследователей:

КИН = η в. Кохв по площ. Кохв. по толщине, (2.11)

где кохв по площ – коэффициент, учитывающий охват заводнением по площади; кохв. по толщине - коэффициент, учитывающий охват заводнением по толщине пласта.

В настоящее время КИН проектируемых к разработке и разрабатываемых месторождений определяют на основе построения трехмерных геолого-гидродинамических моделей.

Коэффициент вытеснения нефти водой или какими-либо реагентами η в определяется несколькими способами. Наиболее достоверный, но и трудоёмкий метод получения результатов по лабораторным исследованиям процесса вытеснения нефти на моделях, составленных из реальных образцов керна продуктивных пород и с использованием моделей нефти данного месторождения. Коэффициент вытеснения характеризуется отношением объема вытесненной нефти из образца породы при бесконечной (длительной) промывке к первоначальному ее объему в этом образце, т. е. при обводнении выходящей продукции практически до 100%. Он зависит от проницаемости, структуры пустотного пространства, физико-химических свойств нефти и вытесняющего агента, причем между коэффициентом вытеснения и проницаемостью пласта прослеживается тесная корреляционная связь.

Поскольку продуктивным пластам присуща изменчивость коллекторских свойств по площади и разрезу, определение значений η в должно производиться на образцах, равномерно освещающих залежь или продуктивный пласт, с реальным диапазоном изменения коэффициента проницаемости. Для высокопроницаемых пластов коэффициент вытеснения достигает 0, 8 - 0, 90, в малопроницаемом коллекторе он может быть вдвое меньше. Эти особенности определяют способы расчета средних значений коэффициента вытеснения на различных стадиях изученности залежи. При подсчете запасов залежи, вводимой в разработку, η в принимается среднему арифметическому значению из имеющихся определений по продуктивному пласту.

Широко используется метод оценки коэффициента вытеснения и по эмпирическим формулам, полученным для других объектов разработки данного региона при сходных геолого-физических свойствах пород и флюидов. Для условий Пермского края установлены зависимости для терригеных коллекторов:

, (2.12)

для карбонатных коллекторов:

, (2.13)

гдеКпр- проницаемость, мкм2; μ н-вязкость нефти, мПа.с.

Коэффициент вытеснения при разработке залежи можно оценить по геофизическим исследованиям путем сопоставления и анализа результатов начальной и текущей нефтенасыщенности пород, по степени выработки участков рассматриваемого продуктивного пласта после его длительной эксплуатации.

Коэффициент охвата залежи процессом вытеснения нефти представляет собой отношение нефтенасыщенного объема пласта (залежи, эксплуатационного объекта), охваченного процессом вытеснения, ко всему нефтенасышенному объему этого пласта. По разным причинам (неоднородность продуктивных пластов, особенности системы разработки, точечное расположение источников и стоков – забоев нагнетательных и добывающих скважин и др.) часть объема пласта не участвует в вытеснении нефти, что учитывается данным коэффициентом.

Коэффициент охвата входит в формулу по определению КИН и представляет собой произведение ряда коэффициентов, таких как коэффициент сетки скважин, коэффициент заводнения или коэффициент использования подвижных запасов нефти, коэффициент, учитывающий вязкость нефти и предельную обводнённость, коэффициент учитывающий неоднородность коллектора, коэффициенты, учитывающие потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах, коэффициент, учитывающий потери нефти в не вырабатываемых зонах.

Залежей нефти

Рациональной системой разработки называется такая система, которая обеспечивает максимальные значения уровней добычи нефти и коэффициента нефтеизвлечения при минимальных (оптимальных) материальных, трудовых и финансовых затратах. При заданной добыче нефти по залежи одна какая-то система не может обеспечить минимальные народно-хозяйственные издержки на единицу добычи нефти при возможно более полном использовании промышленных запасов нефти. Большое значение имеют данные исследования по взаимодействию скважин. От правильного решения вопроса взаимодействии скважин зависит выбор рациональной системы разработки.

Определяется такая система совокупностью многих факторов: системой размещения и плотностью сетки скважин; взаимным расположением нагнетательных и добывающих скважин; расстоянием между скважинами и рядами; уровнями добычи нефти и жидкости; текущим и конечным коэффициентами нефтеотдачи; темпами разработки; текущей и предельной обводнённостью продукции; выводом скважин из эксплуатации и переносом фронта нагнетания воды; вводом и расположением резервных скважин; режимами работы залежи и способами эксплуатации скважин, регулированием процесса разработки, применением методов интенсификации и повышения нефтеотдачи пластов.

Рациональная система разработки должна обеспечивать возможность длительной эксплуатации обводнённых скважин с различными дебитами на разных этапах обводнения и с проведением всего цикла работ с обводнёнными скважинами. Каждый участок залежи должны разрабатывать и извлекать запасы теми скважинами, которые на нем расположены. Перенос фронта нагнетания возможен, но только после полного завершения разработки обводняющейся части залежи. Форсированный отбор жидкости из неоднородных пластов должен проводиться в основном скважинами того участка, на котором они расположены.

К условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относятся:

а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную отработку запасов;

б) минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной;

в) заданные давления на линии нагнетания или на устье нагнетательных скважин;

г) предусмотренные проектным документом способы эксплуатации скважин;

д) запроектированные мероприятия по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т. п.);

е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов);

ж) допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок);

з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт).

 

Нефтяных месторождений

В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяется. Задачами контроля и регулирования разработки нефтяных месторождений являются: выполнение утверждённых технологических режимов работы скважин (депрессия, отбор нефти и нефтяного газа, давление на забое и устье скважины и др.); обеспечение равномерного продвижения контуров водоносности; обоснование методов воздействия на пласт и призабойную зону скважин; бурение новых скважин; перенос фронта нагнетания агента, организация очагового и избирательного заводнения; регулирование и изменение отборов жидкости по отдельным скважинам или группам скважин, другие мероприятия с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.

За перераспределением давления в пласте наиболее просто наблюдать по картам изобар, составленным на различные даты. Пластовое давление в отдельных скважинах определяется их расстановкой и распределением дебитов по скважинам. Для получения более полноценной карты изобар из большого числа эксплуатируемых скважин выбирают группу опорных скважин, в которых обязательно раз в квартал проводится замер пластового давления, результаты замеров используются для составления карты. Кроме того выделяют специальные скважины – пьезометрические. Обычно это скважины из числа разведочных, попавших в законтурную (водяную) часть пласта или в газовую шапку, а также из числа обводнившихся нефтяных скважин. Среднее давление по пласту может быть определено как среднеарифметическое или средневзвешенное по площади по данным замеров отдельных скважин. Пьезометрические скважины позволяют уточнить не только карту изобар, но и получить данные для суждения о некоторых свойствах пласта в законтурной области.


Поделиться:



Популярное:

Последнее изменение этой страницы: 2016-07-13; Просмотров: 1084; Нарушение авторского права страницы


lektsia.com 2007 - 2024 год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! (0.086 с.)
Главная | Случайная страница | Обратная связь