Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Режимы работы пластов, технологические принципы разработки. Показатели разработки при различных режимах.
Фильтрация нефти в пласте начинается после того как пробурена скважина и на ее забое в интервале нефтеносного пласта давление уменьшено по сравнению с первоначальным пластовым давлением, т.е. когда имеет место градиент давления.
(1)
До развития современных методов воздействия на продуктивные пласты поступление нефти в скважины происходило за счет природной энергии пластов.
Первые работы, касающиеся понимания естественных режимов работы пластов, относятся к 1920-м годам.
Первоначально существовала теория Томпсона об ограниченном “радиусе влияния ” и “критическом числе скважин” . Применялось на практике правило Котлера ,утверждавшее , что суммарная добыча нефти из каждой скважины равна:
(2)
где F –площадь дренирования залежи одной скважиной.
Это приводило к чрезмерной плотности сетки сважин - 0,5-1,0 га/скв.
В 1920-х годах Линдтрой, Виноградов и др. начали изучать естественный водонапорный режим месторождений (рис.1):
Рис.1. Схема естественного водонапорного режима
Исследованиями установлена связь между производительностью нефтяной залежи и дебитами горячих источников – они уменьшались. В этом случае источником пластовой энергии являлись контурные воды. Отсюда появилось понятие контур питания (В.Н.Щелкачев) вместо радиуса взаимодействия.
Затем В.Н.Щелкачевым была развита теория пластовых водонапорных систем и интерференции скважин. Дальнейшими исследованиями были установлены другие источники пластовой энергии. Т.о. естественными режимами являются следующие:
Под режимом пласта понимается проявление доминирующей формы пластовой энергии.
Помимо естественных в настоящее время имеют место в практике разработки нефтяных месторождений и искусственные режимы.
К ним относятся:
Qзак = Qотб.) заводнения.
Различают режимы с неподвижным и перемещающимся контуром нефтеносности.
Режимы истощения: упругий и растворенного газа – это режимы с неподвижным контуром нефтеносности.
Оставшиеся режимы – это режимы вытеснения, т.е. с перемещающимся контуром нефтеносности.
Эффективность режимов разработки оценивается величиной нефтеотдачи, которая достигается при том или ином режиме.
Нефтеотдача – это отношение количества добытой нефти из залежи нефти к начальным геологическим запасам., т.е.
(3)
Общая характеристика режимов разработки
Таблица 1
|
№/п |
Источник пластовой энергии |
Режим разработки |
Тип режима |
Признаки режима |
Нефтеотдача |
|
1. |
Активный напор законтурных вод; Заводнение. |
Водонапорный |
Вытеснения |
Рпл const>Рнас; Г Го; qж= |
до 0,6, редко выше. |
|
2. |
Слабый напор законтурных вод; Упругость законтурной водоносной системы |
Упруго водонапорный |
Вытеснения |
Рпл; Рпл >Рнас; Г Го; qж |
До 0,6, редко выше. |
|
3. |
Упругость пласта и насыщающей его жидкости. |
Упругий |
Истощения. |
Рпл Рнас Рпл ; qн Г Го const |
0.02-0.025 на 10МПа снижения пластовой энергии. |
|
4. |
Энергия выделяющегося растворенного в нефти газа. |
Растворенного газа |
Истощения |
Рпл < Рнас;qн; Г(характерно только для этого режима) |
До 0,2 при н<2мПас до 0,05-0,08 при н>3мПас |
|
5. |
Упругость газа газовой шапки |
Упруго газонапорный |
Вытеснения |
Рнас Рпл Рпл Г>Го; Г; qн |
До 0,25 при низкой проницаемости н>3мПас |
|
6. |
Напор газа газовой шапки при закачке в нее газа. |
Жесткий газонапорный. |
Вытеснения |
Рпл Рнасconst Г;qн |
до 0,5 при высокой проницаемости и низких темпах отбора. |
|
7. |
Гравитационные силы |
Гравитационный |
Истощения с перемещающимся КН |
Рпл; qн; Г Го const
|
До 0,4-0,5 |
|
8. |
Напор вод; энергия растворенного газа; напор газа газовой шапки |
Смешанные режимы |
Вытеснения |
Динамика показателей разработки при различных режимах.
Рис.2. Водонапорный режим
Рис.3. Упругий режим
Рис.4. Режим растворенного газа
Рис.5. Газонапорный режим
Масштабы применения различных систем заводнения
Таблица 2
|
№/п |
Показатели |
Законтурная |
Внутриконтурная |
Избирательная, площадная |
Комбинированная (законтурная, внутриконтурная) |
|
1. |
Число месторождений % |
3,3 |
50 |
18 |
28 |
|
2. |
Добыча нефти % |
3,0 |
70 |
9 |
18 |
|
3. |
Объем закачки воды % |
8 |
58 |
9 |
25 |
|
4. |
Среднее отношение добывающих и нагнетательных скважин |
4,7 |
4,65 |
5 |
5,4 |
|
5. |
Максимальный темп разработки ( % извл. запасов) |
1-7 |
4-12 |
5-10 |
1,5-10 |
|
6. |
Средний дебит скважин, т/сут |
18 |
32 |
14 |
28 |
Исследования ВНИИ по анализу эффективности применения метода заводнения на более чем 50-ти месторождениях Урало-Поволжья с использованием метода многофакторного корреляционного анализа показали, что внутриконтурное заводнение улучшает текущие показатели разработки залежей и повышает конечную нефтеотдачу не менее чем на 50% по сравнению с законтурным заводнением.
При этом высокой эффективностью характеризуются блоковые системы. Их целесообразно применять при ширине залежи более 4-5 км, а так же и меньше, если пласты слабопроницаемые.
Основные принципы и условия разработки нефтяных месторождений с заводнением в СССР (РФ) и США
Таблица 3
|
№/п |
Принципы, условия |
СССР(РФ) |
США |
|
1. |
Начало заводнения |
С начала разработки |
Сначала естественный режим, затем заводнение, закачка газа |
|
2. |
Стратегия |
Многостадийное, разделение объектов, уплотнение сетки резервными скважинами |
Одностадийное, иногда с уплотнением сетки(2-х этапное) |
|
3. |
Система размещения скважин |
Неравномерная, многорядная: 30-56 га/скв. в начале; 18-30 га/скв. в конце |
Равномерная (квадрат, треугольник) средняя плотность сетки 8 га/скв с 1960г - 32-64 га/скв. |
|
4. |
Система заводнения |
Внутриконтурная,блокова, площадная |
Площадная 5 и 7 точечная |
|
5. |
Технология заводнения |
Повышение давления нагнетания (10-24МПа), Циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков. |
Высокое давление нагнетания (15-35МПа), Водогазовые смеси |
|
6 |
Отключение скважин |
Внешние ряды - 80% внутренние – 95 – 98% |
При предельной обводненности |
|
7. |
Темп разработки. |
Не лимитируется исходя из предположения, что н/о не зависит от темпа разработки. |
Ограничения экономического и конъюктурного характера. Норма отбора |
|
8. |
Водонефтяная зона |
При широких ВНЗ – независимые системы разработки. |
Условия разработки аналогичны чисто нефтяным зонам |
|
9. |
Многопластовые объекты. |
Совместная добыча нефти, раздельная закачка воды, совмещение линий нагнетания в плане. Разделение объектов. |
Раздельная добыча нефти и закачка воды в скважинах, вскрывших несколько пластов. |
|
10. |
Нефтегазовые месторождения. |
Опыт заводнения ограничен.Барьерное заводнение для залежей с широкими водогазовыми зонами. |
Барьерное заводнение с возвратом газа в ГШ. Рециркуляция сухого газа. |
|
11. |
Область применения. |
Пласт с К>10*10^-3мкм^2 н< 25-30 мПаc в пласт.усл. |
Проницаемость пластов до (5-10)10^-3мкм^2 н до 100-200 мПас |
|
12. |
Источник воды. |
Пресная, морская , водоносных пластов, сточные воды промыслов. |
Морская, пресная с обраб. ингибиторами, бактерицидами, солями. |
Вопрос о плотности сетки скважин.
Дискуссия по этому вопросу началась с 1950-х годов в связи с вводом в разработку Ромашкинского месторождения. Первые сетки скважин на Ромашкинском месторождении были очень редкими – до 64 и 100 га/скв.
Первые критические замечания по этому вопросу были высказаны В.Н.Щелкачевым в конце 1950-х годов.
За последние более чем 30 лет было много противоречивых мнений по этому вопросу:
Проблема сетки скважин – это не научная проблема, а экономическая. Очевидно, что в силу неоднородности пластов, их прерывистости н/о зависит от Sc т.к =(охв, выт.)
Рис.8. Зависимость нефтеотдачи от величины снижения давления насыщения
(25 залежей Урало-Поволжья, о=3-10 ; Vотб.ж=Vпор.)
1- коэффицент песчанистости 0,3-,05 К= 0,15-0,4 мкм^2
2- коэффицент песчанистости 0,5-0,73 К= 0,4-0,8 мкм^2
Нефтеотдача по Крылову
=охввыт.
Рис.9. Зависимость нефтеотдачи пластов от плотности сетки S по данным 23 месторождений Урало-Поволжья с
=(охв,выт.)
охв = охв(m,Kо,V,Sно,о,н,о, Кн,Ко,Sc,)
или
Кпесч > 0.7 ; К = 0,135-0,45 мкм^2
1 – Относительный отбор нефти Vотб. = 0,5Vпор.
2- Относительный отбор нефти Vотб. = 0,75Vпор
Принцип избирательности при разработке нефтяных месторождений
Выбор осуществляют по какому-то четко определенному плану.
При избирательном заводнении нефтяную залежь разбивают на участки по 25 скважин. На каждом участке ставят групповую установку по сбору и подготовке воды и ее закачке в пласт. К каждому участку подводят нагнетательные линии для воды и трубопроводы для перекачки нефти. На таком участке можно просто одни скважины сделать добывающими, другие – нагнетательными и быстро переключать.
Варианты избирательности.
Системная оптимизация разработки нефтяного месторождения
Необходимо учитывать взаимную независимость действия факторов.
Лучше 9-ти точечная обращенная система. инт=1/3.В первый период лучше инт=1/7. От этого площадного легко перейти к рассредоточенному избирательному. Под нагнетательные скважины следует выбирать высокопродуктивные участки пласта..
Критерий-максимум среднего дебита на 1 скважину.
Основные технологические принципы разработки нефтяных месторождений.
самостоятельный объект разработки и разбуривать своей
системой добывающих и нагнетательных скважин.
количеством добывающих скважин с целью извлечения из нее
нефти.
водонефтяными зонами , нефть из которых может быть
вытеснена в нефтяную часть с помощью законтурного
заводнения.
режимах.
Рнас. составляет около 20-25 % .увеличение нефтеотдачи может составлять до 10% (рис.8)
95-98%.
=1 – aSc (4)
Рис.9. Зависимость конечной нефтеотдачи от плотности сетки скважин.
Система разработки является рациональной, если она обеспечивает добычу нефти по месторождению при экономически оправданных народно-хозяйственных затратах и наибольшей нефтеотдаче.
В ранее трактовавшемся критерии рациональности отмечалось: при наименьших народно-хозяйственных затратах.Это привело к тому, что более сложные и трудные объекты консервировались.
Общие технологические показатели разработки нефтяных месторождений.
Разработка нефтяного месторождения условно подразделяется на 4 стадии в координатах z(t) - t при неизменной технологии
Рис.10. Динамика добычи нефти.
Признаки динамики добычи:
I стадия – разбуривание и обустройство
II стадия – выход месторождения на проектный уровень
III стадия – резкое обводнение добываемой продукции
IV стадия – завершающая стадия
основной срок разработки
В течении III и IV стадий обычно применяют новые технологии увеличения нефтеотдачи. Динамика добычи зависит:
а) геологических факторов;
б)метода разработки;
в)системы разработки;
г)условий реализации процесса (бурение,оборудование).
2. Темп разработки залежи - z(t)
(5)
Темп разработки месторождения зависит от системы разработки и технологии. Более высокие темпы разработки обеспечиваются применением методов поддержания пластового давления и нефтеотдачи.
Средние темпы разработки нефтяных месторождений при заводнении достигают 5-6%. Применение блоковых систем позволяет достигать темп разработки 10-12%
Разработка месторождений на естественных режимах позволяет отбирать нефть с темпом в 2-3 раза и более медленнее.
В практике разработки нефтяных месторождений пользуются двумя понятиями:
(6)
Определим зависимость между z(t) и (t)
или
Продифференцируем (6) по времени t , получаем:
(7)
где: (8)
Учитывая, что:
Получим после подстановки в (7):
(9)
сокращая на N, получим :
(10)
Задавая аналитически z на каждой стадии разработки и подставив в (10), найдем как функцию времени.
Пусть:
I стадия z = at; t1 t 0
Тогда: ;
II стадия z = zmax t2 t t1 , тогда :
Постоянная С требует определения.
При t = t1 , тогда
так как zmax = at1 ; то
а
Для III и IV стадий.
Предположим, что = (t) = c тогда :
Решением этого уравнения будет :
Это выражение совпадает с законом изменения z в III и IV стадиях.
Таким образом, в III и IV стадиях темп разработки - z(t) падает а, темп разработки от остаточных запасов - (t) остается постоянным до конца разработки.
Добыча жидкости.
Qж= Qн + Qв (11)
При разработке месторождений с применением методов ППД, добыча жидкости по месторождению постоянно растет (рис.11):
Рис.11. Динамика накопленной добычи жидкости и продукции.
Если залежь разрабатывается на собственных режимах (кроме, естественно, ВНР) истощения, то отбор нефти постоянно снижается вследствие истощения пластовой энергии. В случае режима газовой шапки может иметь место увеличение дебитов скважин, расположенных вблизи газоносных контуров.
Нефтеотдача -
Нефтеотдача – это доля извлеченных запасов. Она зависит от применяемой технологии и системы разработки.
При режимах вытеснения величина нефтеотдачи выражается следующей зависимостью , предложенной А.П.Крыловым:
(13)
- эффективность вытеснения нефти вытесняющим агентом -коэффицент вытеснения;
- коэффицент охвата пласта по объему процессом вытеснения.
При режимах истощения , очевидно, зависимостью (13) пользоваться нельзя, так как коэффиценты не существуют как таковые.
В этом случае:
(14)
или
(15)
Где:
- коэффициент упругости пласта.
снижение пластового давления
Sно - начальная нефтенасыщенность пласта.
Sн - текущая нефтенасыщенность пласта.
Характер зависимости нефтеотдачи обычно плавный:
Добыча газа
При разработке нефтяных месторождений добывается и значительное количество газа – попутного с нефтью или из газовой шапки.
Если разработка месторождения осуществляется при заводнении и Рпл > Рнас,
то динамика добычи попутного газа имеет такой же вид как и динамика добычи нефти так как:
Qг = QнГо
где : Го – начальное газосодержание нефти.
В случае разработки месторождений на естественном режиме (РРГ или упругогазонапорном), то принципиальный характер зависимости Qг(t) = (t)
будет другим. (рис.12)
Характер зависимости добычи газа при разработке месторождений показан на рисунке 12:
где : 1- при заводнении.
2- при естественном режиме (РРГ, упруговодонапорный).
Рис.12. Характер зависимости добычи газа при разработке месторождений.
Распределение давления в пласте.
Характер распределения давления в пласте при разработке нефтяного месторождения устанавливают с помощью карт изобар, которые строятся по данным замеров пластового давления. В качестве интегральной характеристики используют средневзвешенное давление.
(16)
Динамика фонда добывающих и нагнетательных скважин, объемы и темпы нагнетания вытесняющего агента. Параметры, характеризующие особенности технологии: Температура, ВВО, ПНО.
Смешанные режимы
Гидродинамические расчеты
В этом случае Рзаб ниже Рнас и нефть является газированной.
Отличие от ВНР состоит в том, что распределение давления в залежи не может быть таким как при ВНР в силу упругости газа. Поэтому пластовое давление не будет сразу снижаться.
В первый период эксплуатации такой залежи будем повсеместно иметь первую фазу РРГ. Затем, когда падение давления распространится до КН, начнет действовать напор воды; внешние скважины перейдут на работу при напорном режиме , а внутренние – перейдут на работу во вторую фазу РРГ.
Уровень добычи нефти в первый период эксплуатации в целом будет выше, чем при ВНР.
В конечном итоге все скважины постепенно вовлекаются в зону действия напорного режима и постепенно выключаются из работы. Имеет место продвижение ВНК .
В зоне действия РРГ снижается нефтенасыщенность.
Исследованиями ВНИИ установлено (Глоговский М.М., Розенберг Н.Д.), что при разработке залежи в условиях вытеснения газированной нефти водой при поддержании Рконт const, процесс разбивается на два периода:
А = 0,944-21,43
Это основной период разработки.
Условия, при которых характер фильтрации близок к описанному :
Сводить расчеты процесса вытеснения газированной нефти водой к вытеснению несжимаемой жидкости не всегда возможно, поэтому необходимо искусственно расчленять на две области.
Следует иметь в виду, что такое разделение является условным и возможно в определенные промежутки времени. Затем весь пласт будет работать на смешанном режиме.
Критерием перехода с одного режима на другой определенной части пласта может служить равенство забойных давлений при постоянных дебитах или равенство дебитов при постоянных давлениях взятых для j-го ряда из формул интерференции несжимаемой жидкости для одновременной работы рядов при сопоставлении их с соответствующими величинами, полученными из расчета работы этого ряда по РРГ.
Формулы интерференции с приближенным учетом двухфазности течения;
в водонефтяной зоне и повышенных фильтрационных сопротивлений в зоне течений газированной нефти является следующим:
Для круговой залежи:
Где f(о,n) – множитель в в-не фильтрационного сопротивления,обусловленный двухфазностью потока, причем:
- относительное содержание связанной воды (см.НТС по добыче нефти ВНИИ № 8 1960 г., статьи Курянова И.Ф., Куидина С.А. Расчет фильтрац. сопротивлений при линейном вытеснении нефти водой).
А = 0,944 – 21,430 а
Lo – расстояние от КП до начального положения КН.
Lф – то же до текущего положения КН
Lj - то же до j – го ряда скважин
Rо– радиус КП
Rн – радиус КН
Rф- радиус текущего КН
Rj - радиус j-го ряда
Рис.13. Зависимость свойств нефти от давления.
Время разработки
Для полосы:
или по формуле трапеций
для круга
или по формуле трапеций
- средняя водонасыщенность в зоне двухфазного потока.
- суммарный дебит всех рядов, работающих на режиме вытеснения.
Считаем, что в начальный момент времени все ряды за исключением первого работают на РРГ. Определяем площадь, приходящуюся на 1 скважину в зоне развития РРГ ( т.е. площадь залежи кроме 1-го ряда делим на число скважин в
n –й 1 ряду) и ведем расчет РРГ для одной скважины.
Первый ряд работает на напорном режиме, т.е. к нему притекает несжимаемая жидкость. Рассчитывают время продвижения КН к 1-му ряду как обычно.
Время перехода второго ряда на напорный режим определяется следующим образом .
Полагаем, что напорный режим испытывает не только 1-й, но и второй ряд.
При их совместной работе и перемещении КН к первому ряду определяем дебиты второго ряда и сравниваем их с дебитами, полученными при РРГ как функцию времени.
Пока
второй ряд работает на РРГ. Когда
- значит происходит переход на напорный режим.
Не следует смешивать проектное время продвижения КН к первому ряду, когда он работает на напорном режиме со вспомогательным значением – при работе двух рядов на напорном режиме.
После перехода второго ряда на напорный режим проектное время перемещения КН определяется с учетом дебитов двух первых рядов. Переход третьего ряда на напорный режим – аналогичен.
Подход аналогичный.
Определение срока разработки.
Определяется как сумма отрезков времени по шагам перемещения КН к первому ряду.
Первый отрезок t1 – от начала перемещения КН до момента перехода второго
ряда на напорный режим.
Второй отрезок t - от t1 до момента перехода третьего ряда на напорный
режим.
И так далее.
После перехода всех рядов на напорный режим время определяется из уравнений интерференции всех рядов.
При обводнении очередного ряда его выключают. Если время обводнения первого ряда меньше времени перехода второго ряда на напорный режим, то первый ряд отключают и время перехода второго ряда на напорный режим рассчитывают так как для системы из n-1 рядов
Вытеснение газированной нефти газом.
Когда начальное пластовое давление значительно выше Рнас область делится изобарой, где Р = Рнас
Работами ВНИИ (Борисов Ю.П., Розенберг Н.Д.) интерференция рядов скважин в этом случае м.б. рассчитывается по формулам интерференции несжимаемой жидкости, в которых величину:
следует заменить величиной
,
где ;
Для вычисления интеграла необходимо знать ,
а сначала - ;
Поэтому сначала рассчитывается величина:
.
Задаваясь значениями Р от Рс до Рн определяем (), соответствующее данному давлению Р. Далее по таблице Царевича К.А. находим и Fн()
и вычисляют интеграл.
Численно разность Нн – Нс можно вычислить по промысловым данным:
где q – объемный дебит при давлении ниже Рнас ,
q1- объемный дебит при давлении выше Рнас ,
Р1 – забойное давление, соответствующее дебиту q1,
Рк - динамическое пластовое давление в области исследуемой скважины
при отсутствии работы последней.
Если известен мгновенный дебит нефти q и при Рс = Рн
формула примет вид :
Затем строится зависимость: Нн – Нс = f(Рс)
Получаем уравнение интерференции:
- для круговой залежи :
Зона разгазирования определяется по формуле:
Порядок расчета
Приведенная система расчетов пригодна когда радиусы разгазирования не пересекаются , т.е. не смыкаются друг с другом.
Когда зоны разгазирования смыкаются получается (если есть напорный режим) что первый ряд работает на напорном режиме, а остальные – на РРГ.
Т.е. так же как и при вытеснении газированной нефти газом.