1.2 Технология и показатели разработки. Обводненность нефти это отношение


1.2 Технология и показатели разработки

С и с т е м о й р а з р а б о т к и месторождения, как уже говорилось раньше. следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, обеспечивающих высокую конечную нефтеотдачу. Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.. Технология разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений.

Разработка месторождения характеризуется применением различных категорий скважин и определенными показателями разработки.

По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

Поисковые скважины, бурятся для поисков новых залежей нефти и газа.

Разведочные скважины; бурятя на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки подсчета запасов нефти и газа, сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

Эксплуатационные скважины подразделяются на добывающие, нагнетательные. специальные и вспомогательные.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, и попутных компонентов.

Нагнетательные: скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа пара и других рабочих агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. Часть нагнетательных скважин могут временно использоваться в качестве добывающих.

Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания в застойных зонах, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований, с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные. Пьезометрические скважины предназначены для наблюдения за изменением пластового давления в пласте. Наблюдательные скважины для наблюдения за изменением ВНК, ГНК, нефтегазоводонасыщенности пласта.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Водозаборные предназначены для водоснабжения при бурении и для систем поддержания пластового давления.

Поглощающие предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие горизонты.

Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие на месторождении в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации в данный период.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

Показатели разработки:

Д о б ы ч а н е ф т и — Qн основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча Qнс, приходящаяся на одну скважину.

Добыча нефти, у нас в стране измеряется в весовых единицах – тоннах. За рубежом в США, Великобритании, Канаде и других в баррелях.

1 баррель – 159 литров.1м3 – 6,29 баррель.

.

Добыча жидкости—Qж суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. На определенном этапе разработки вместе с нефтью и газом из пласта начинает поступать вода.

Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды

QЖ = QH + QВ

Добыча газа Qг. . Добыча газа. В процессе эксплуатации вместе с нефтью добывается, так называемый попутный газ. Добыча газа зависит от содержания газа в пластовой нефти и характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор –это объем добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, приходящего на одну тонну нефти.

= м3/т

Средний газовый фактор это отношение текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, Накопленная добыча нефти

, (1.8)

где - время разработки месторождения;-текущее время.

Накопленная добыча может только увеличиваться.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Нефтеотдача

Это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам

. (1.9)

Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим

. (1.10)

Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.

Нефтеотдача выражается в долях единиц.

Темп разработки — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

(1.11)

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

Обводненность продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

. (1.21)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных— отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях :

, (1.22)

где и— динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в . Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 — 8 м3/т и в некоторых случаях достигает 20 м3/т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт — давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Необходимо отметить, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти и газа из недр при данной системе разработки месторождения взаимосвязаны. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

studfiles.net

Коэффициент обводненности, как определяется?

Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода)

Функция Баклея-Леверетта:

к1,к2-относительные фазовые проницаемости

σ-насыщенность

1.Находим относительные фазовые проницаемости

2. определяем f(s) и f’(σ)

3.Время подхода фронта воды и обводненность после прорыва воды:

Функция Баклея - Леверетта или функцией распределения потоков фаз f(s), которая имеет простой физический смысл. Действительно, данная функция представляет собой отношение скорости фильтрации вытесняющей фазы к суммарной скорости, и равна объемной доле потока вытесняющей жидкости (воды) в суммарном потоке двух фаз. Таким образом, функция Баклея - Лаверетта определяет полноту вытеснения и характер распределения газоконденсатонасыщенности по пласту.

 

Рис. 3. Вид функции Баклея-Леверетта и её производной

Вид кривых функции f(σ) и ее производной f/( σ) показан на рис.3. С ростом насыщенности f(σ) монотонно возрастает от 0 до 1. Характерной особенностью графика f(σ) является наличие точки перегиба sп , участков вогнутости и выпуклости, где вторая производная f’’(σ) соответственно больше и меньше нуля. Эта особенность в большой степени определяет специфику фильтрационных задач вытеснения в рамках модели Баклея - Леверетта.

 

В чем разница между коэффициентами обводненности и водонасыщенности?

Водонасыщенность SВ – отношение объёма открытых пор, заполненных водой к общему объёму пор горной породы.

Обычно для нефтяных месторождений SВ = 6-35%; SН = 65-94%, в зависимости от созревания пласта.

Коэффициент обводненности - это отношение объемной доли потока вытесняющей жидкости (воды) к суммарному потоку двух фаз (нефть +вода)

Текущая и накопленная добыча нефти.

Состояние разработки эксплуатационного объекта или его части (пласта, блока, участка) характеризуется такими основными показателями, как текущая годовая (квартальная, месячная) и накопленная добыча нефти, газа, попутной воды.

Изменение в процессе эксплуатации объекта основных (и других) текущих показателей разработки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения (газоизвлечения), а также от степени использования извлекаемых запасов принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки эксплуатационных объектов и при обобщении опыта разработки групп эксплуатационных объектов обычно используют годовые показатели.

Основные показатели разработки выражают в абсолютных единицах измерения

(добыча нефти, воды, жидкости в тыс. т,

добыча газа в млн. м3).

Для сравнительного анализа результатов разработки разных эксплуатационных объектов используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу нефти, газа характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов.

Годовой отбор жидкости из нефтяных объектов также выражают в процентах начальных извлекаемых запасов нефти.

Годовую добычу нефти, газа характеризуют, кроме того, темпом отбора остаточных (текущих) извлекаемых запасов, выражая его в процентах остаточных (текущих) запасов.

Относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оценивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости (нефть+вода).

Полученную с начала разработки на определенную дату добычу нефти, газа выражают в процентах начальных балансовых запасов (текущее нефтегазоизвлечение) и в процентах начальных извлекаемых запасов (степень использования извлекаемых запасов).

Может ли обводняться продукция до начала работы системы ППД?

Может и основными причинами являются:

1) Низкая проницаемость, высокая водонасыщенность

2) конусообразование массивных залежей

Зачем нужна система ППД?

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне.

Эффективная закачка, в первую очередь воды, на новых месторождениях обеспечивает заданную динамику отбора нефти и газа, на старых – замедление темпов ее падения.



infopedia.su

Водонефтяной фактор - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Водонефтяной фактор

Cтраница 2

Из уравнения регрессии для водонефтяного фактора можно сделать следующий вывод: с увеличением удельных запасов на скважину, жесткости системы заводнения, числа прокачанных поровых объемов значение ВНФ уменьшается, а с увеличением значений коэффициентов проницаемости, песчанистости, максимального темпа отбора от НИЗ - увеличивается.  [16]

Построенные геолого-статистические модели зависимости водонефтяного фактора, обводненности, коэффициента использования извлекаемых запасов, коэффициентов текущей и конечной нефтеотдачи от геолого-технологических параметров позволяют прогнозировать эти величины по объектам, аналогичным исследованным как на стадии выхода их из разведки, так и в стадии активной разработки, а также решать ряд других задач, направленных на повышение эффективности процесса нефте-извлечения.  [17]

Чтобы показать возможное изменение водонефтяного фактора с распределением жидкостей, возьмем кривые соотношений проницаемости, приведенные на фиг. Они соответствуют приближенно отдельным кривым проницаемости на фиг. Тогда, используя кривые из фиг. Водонефтяной фактор быстро падает с нефтенасыщением, как это следует ожидать из кривых на фиг. Чувствительность водонефтяного фактора к нефтенасыщению аналогична поведению газового фактора для систем с течением газа и жидкости. В обоих случаях это явление возникает в результате быстрого роста проницаемости для несмачивающей фазы3, когда насыщение последней возрастает за пределы равновесного значения и связанного с этим падения проницаемости для смачивающей фазы.  [18]

Расчетные кривые; изменения водонефтяного фактора в зависимости от суммарной нефтеотдачи для скважин, вскрывших нефтяной пласт, но не углубившихся в него, v и работающих под напором подошвенной воды.  [19]

В настоящей работе под водонефтяным фактором понимается отношение накопленных на любую дату отборов воды я нефти на поверхности. При разработке залежей изменение этого показателя находится в соответствии с динамикой обводнения добываемой продукции и темпов отбора жидкости.  [20]

Значимыми связями между текущими значениями водонефтяного фактора и геологическими параметрами характеризуются цн, рн, т, Мт, Mft, oh, Я неод и Звнз - Наибольшая теснота связи отмечается между ВИЗ и стандартным отклонением толщины пропластка.  [21]

В табл. 35 приведены значения водонефтяных факторов, достигнутые в конце основного периода разработки залежей, я текущие.  [22]

График построен для следующих условий: водонефтяной фактор -, 18 4 м3 / м3, дебит нефти - 3 3 м3 / сутки; дебит воды - 61 м3 / сутки.  [24]

Полученные геолого-статистические зависимости текущей нефтеотдачи и водонефтяного фактора относятся к различным видам рекомендованных моделей, имеют хорошие статистические характеристики и практическое значение.  [25]

Суммарная добыча нефти к моменту установления постоянного водонефтяного фактора в отдельных системах не различается так сильно, как соответствующая добыча безводной нефти ( фиг.  [26]

В табл. 44 приводятся данные о водонефтяных факторах и приросте нефтеотдачи по тем залежам, обводненность продукции которых превзошла это значение.  [27]

По мере затопления зон с промежуточной проницаемостью водонефтяной фактор может так возрасти, что станет невыгодным продолжать добычу нефти из наиболее непроницаемых частей эксплуатационного объекта. Тогда суммарная добыча может - оказаться значительно ниже предполагаемой для идеальной единой зоны и однородного нефтяного коллектора.  [28]

К концу II стадии отмечается тенденция снижения водонефтяного фактора при росте среднего темпа отбора жидкости см. рис. 36), а к концу основного периода разработки ( т 0 6) более или менее определенных связей достигнутых значений нефтеотдачи и водонефтяного фактора со средним темпом отбора жидкости не отмечается.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Обводненность - добываемая нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Обводненность - добываемая нефть

Cтраница 2

В дальнейшем увеличение удельного расхода электроэнергии объясняется увеличением обводненности добываемой нефти, повышением производительности насосного оборудования.  [16]

В 1970 - 1972 гг. в связи с ростом обводненности добываемой нефти средний процент воды в нефти, поступающей на обработку на Нефтекумский ГПЗ, возрос до 16 - 20 %, так как предварительный сброс воды на сборных пунктах месторождений не обеспечивал ее более полного отделения.  [17]

Приведенные уравнения выражают собой зависимость между нефтеотдачей пласта и обводненностью добываемой нефти. Они могут быть использованы для прогноза обводненности добываемой жидкости, подсчета извлекаемых запасов нефти [75] и расчета конечной нефтеотдачи пласта. Для этого необходима экстраполяция характеристики вытеснения, что, как правило, не представляет трудностей, так как на поздней стадии разработки они хорошо ложатся на прямые линии в полулогарифмических координатах.  [18]

Ингибиторы можно применять на более поздней стадии эксплуатации трубопровода, когда возрастает обводненность добываемой нефти. Ингибиторы могут быть поданы в агрессивную среду в любом месте функциональной системы без существенного изменения технологического процесса транспорта нефти.  [19]

Ингибиторы можно применять на более поздней стадии эксплуатации трубопровода, когда возрастает обводненность добываемой нефти. Ингибиторы могут быть поданы в агрессивную среду в любом месте функциональной системы без существенного изменения технологического процесса транспорта нефти.  [20]

Определение эффективности ( дебиты нефти, величины отношения нефть - пар, обводненность добываемой нефти.  [21]

Целью данного распела является рассмотрение возможности применения гелей коагуляпионного типа для снижения обводненности добываемой нефти и определение оптимальных параметров этих систем.  [22]

Таким образом, опыт разработки этих, залежей говорит о том, что обводненность добываемой нефти не зависит от темпа отбора жидкости из пласта. Этот вывод справедлив для тех градиентов давлений, которые наблюдались при разработке нефтяных месторождений Самарской Луки [ от 2 5 - К) 3 ( кгс / см2) до 25 - К) - 3 ( кгс / см2) ], и для той стадии, разработки, для которой производилось сравнение.  [23]

Интенсификация добычи нефти в начале 70 - х годов привела к значительному росту обводненности добываемой нефти в НГДУ Иркенефть и поставила перед нефтяниками задачу стабилизации добычи нефти, которая решается путем улучшения использования пробуренного фонда скважин, совершенствования системы заводнения основных объектов обработки, расширения объемов применения методов увеличения нефтеотдачи на Абдрахманов-ской площади. Показано, что Абдрахмановская площадь может быть полигоном для отработки технологий по увеличению нефтеотдачи на завершающей стадии разработки месторо-ждилий.  [24]

Установлено ( рис. 29), что обрывность штанг возрастает при увеличении диаметра насоса, обводненности добываемой нефти и глубины подвески.  [25]

Рассмотрим взаимосвязь динамики добычи нефти по стадиям разработки нефтяного месторождения с тремя характерными периодами изменения обводненности добываемой нефти.  [26]

Разрушение колонны сопровождается образованием каналов, по которым жидкости из различных горизонтов проникают в скважину, увеличивая обводненность добываемой нефти.  [27]

Разрушение колонны сопровождается образованием каналов, по которым жидкости из различных горизонтов проникают в скважину, увеличивая обводненность добываемой нефти.  [28]

Удельный расход воды непрерывно изменяется от qBiqH 1 в начале второго этапа до значений, определяемых степенью максимально допустимой обводненности добываемой нефти - в конце процесса.  [29]

В чисто пористых коллекторах подключение новых продуктивных интервалов с ростом давления нагнетания во всех случаях должно приводить к уменьшению обводненности добываемой нефти, так как в разработку будут вовлекаться дополнительные запасы, и в эксплуатационных скважинах увеличится приток безводной нефти из интервалов, ранее не охваченных заводнением.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Рост - обводненность - нефть

Рост - обводненность - нефть

Cтраница 1

Рост обводненности нефти является одним из объективных факторов удорожания себестоимости.  [1]

Рост обводненности нефти ведет к многократному увеличению объемов подготовки нефти. Мощностей для полной подготовки нефти на промыслах все еще недостаточно.  [2]

Рост обводненности нефти приводит к необходимости подготовки нефти и утилизации пластовых вод. В целях охраны окружающей среды осуществляется строительство очистных сооружений.  [3]

С ростом обводненности нефти количество пластовой воды, извлекаемой из недр, увеличивается. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти сопутствующие ей пластовые воды изменяют свои свойства вследствие снижения давления и температуры, попадания в них реагентов-деэмульгаторов, пресных вод, которые вводятся в нефть в процессах ее обессоливания, а также продуктов коррозии и других компонентов. Поэтому после отделения от нефти эти воды называются пластовыми сточными водами.  [4]

С ростом обводненности нефти и увеличением объемов перекачиваемой жидкости расходы по сбору и транспортировке нефти систематически повышаются.  [5]

В условиях роста обводненности нефти этот метод приобретает большое экономическое и экологическое значение. Сокращаются энергозатраты на транспортировку добываемой вместе с нефтью воды, уменьшаются затраты на пунктах подготовки нефти и очистки воды, уменьшается коррозия трубопроводов.  [6]

В связи с ростом обводненности нефти солеобразующий фонд скважин на месторождениях Западной Сибири растет.  [7]

В связи с ростом обводненности нефти на Самотлорском месторождении и резким отставанием строительства и ввода мощностей по подготовке нефти возникла проблема обезвоживания нефти в НГДУ Нижневартовскнефть им.  [8]

Увеличение объемов закачки пластовой воды из-за роста обводненности нефти, с одной стороны, решение проблемы утилизации сточной воды в случае ее использования для ППД - с другой, вызывают настоятельную необходимость разработки мер, обеспечивающих эффективную и экономичную очистку пластовой воды от содержащихся в ней нефтепродуктов и механических примесей.  [9]

В процессе проведения опытов было замечено, что рост обводненности нефти зависит от продолжительности остановок перед пуском скважины. Для изучения влияния продолжительности остановок на рост обводненности нефти проведены эксперименты на восьми с аа инах.  [10]

Кроме того, проблема подбора оптимального деэмулы агора возникает вследствие роста обводненности нефти и изменения состава стабилизаторов нефтяной эмульсии.  [11]

Из рисунка видно, что эффективность рассмотренных способов увеличивается с ростом обводненности нефти и уменьшением средней скорости течения эмульсии в трубопроводе.  [12]

Если к этому добавить, что на работу оборудования неблагоприятно влияют рост обводненности нефти и повышение ее агрессивности за счет сероводорода, то станет ясно, что объемы работ по ремонту 4 содержанию оборудования велики и постоянно растут.  [13]

Уровень расходоз на энергию в расчете на 1 т нефти изменяется пропорционально росту обводненности нефти. Вместе с этим на удельные расходы на энергию влияет изменение давления в сети разводящих водоводов. Методика расчета удельных расходов на электроэнергию, принятая нами, сводится к следующему. Из графической зависимости, полученной ВНИИ, определяется удельный расход на электроэнергию в расчете на 1 м3 закачиваемой воды при заданном давлении в сети разводящих водоводов. Он равен величине удельного расхода на электроэнергию при добыче 1 т безводной нефти и равенстве объемов закачиваемой воды и извлекаемой жидкости. С появлением и ростом доли воды в извлекаемой жидкости удельный расход на электроэнергию при добыче 1 т нефти увеличивается пропорционально росту обводненности. Давление в сети разводящих водоводов принято равным 5, 6, 7, 8, 9, 10 МПа.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Добыча нефти и газа

Заводнение нефтяных месторождений применяют с целью вытеснения нефти водой из пластов и поддержания при этом пластового давления на заданном уровне. В настоящее время заводнение — самый распространенных в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В России свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений. В США из таких месторождений также получают значительную часть добычи нефти.

Наиболее часто применяемые виды заводнения: внутриконтурное при рядных или блоково-рядных и площадных схемах расположения скважин и законтурное. Используют также очаговое и избирательное заводнение.

Рис.32. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе наводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5 — 10 МПа, а в ряде случаев — 15 — 20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные  скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависимость близка к линейной (рис. 32), но при некотором перепаде давления , расход  начинает резко увеличиваться

Это происходит по той причине, что при перепаде давления  в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если  — полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, — количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а — дебит нефти, то имеем следующие выражения.

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту времени

                                                       (6.1)

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени

                                                          (6.2)

3. Накопленное количество добытой из пласта воды

                                                              (6.3)

Текущую нефтеотдачу  при разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде зависимости  от  или   от ( — поровый объем пласта;  — геологические запасы нефти). Типичная зависимость , получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1 — 5×10-3  МПа.с), с применением заводнения показана на рис. 33.

Рис.33. Зависимость текущей нефтеотдачи от . Нефтеотдача: - безводная; - конечная.

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

 

 

 

 

 

 

                                 (6.4)

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис. 34.

Рис.34 Зависимость текущей нефтеотдачи  и обводненности продукции от :

1-текущая нефтеотдача ; 2-текущая обводненность

Текущая обводненность  продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

 .             (6.5)

На рис. 34 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от .

Как уже было указано в разд. I, коэффициент текущей нефтеотдачи  равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой  на коэффициент  охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой  при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно к о э ф ф и ц и е н т о м  о х в а т а пласта воздействием  называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис. 35).

Рис.35. Схема заводнения слоистого пласта

Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклииивания в области между нагнетательной галереей (х=О) и добывающей галереей (x=), не разрабатывается — в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте

                               (6.6)

Охваченные заводнением запасы , равны следующей сумме запасов:

                                                 (6.7)

По определению

                                  (6.8)

В некоторых случаях коэффициент нефтеотдачи равен произведению не только двух, но и трех и большего числа коэффициентов. Если, согласно рис. 35, в некоторый момент времени закачиваемая в пласт вода проникла в пласт 2 на расстояние , в пласт 3 — на расстояние , а в пласт 4 — на расстояние , то первоначальные запасы нефти в заводненной части пласта 2 можно обозначить , а соответствующие запасы в пластах 3 и 4 —  и . Суммарные первоначальные запасы в заводненной области пласта определяют по формуле

                                                  (6.9)

Тогда для коэффициента текущей нефтеотдачи можно написать

,                (6.I0)

где — коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области пласта;    — коэффициент заводнения.

В условиях неизменной системы и технологии разработки пласта в случае, когда коэффициент нефтеотдачи равен произведению коэффициента вытеснения  на коэффициент охвата , зависимость их от , показана на рис. 36, откуда видно, что  возрастает с увеличением , а  остается постоянным, поскольку объем охваченных воздействием запасов в указанных условиях с течением времени не изменяется.

Рис.36 . Зависимостьи  от

Если же  определяют как произведение трех коэффициентов согласно формуле (6.10), то их зависимости от при неизменных системе и технологии разработки пластов будут иметь вид, показанный на рис. 37.

Рис.37. Зависимость от

Коэффициент вытеснения нефти водой из заводненной области  (кривая 1) в каком-либо из пропластков до подхода воды по нему к добывающей галерее будет близким к постоянному. В остальных пропластках этот коэффициент в период безводной добычи нефти также остается неизменным и только в водный период он несколько возрастает вследствие дополнительного «отмыва» нефти. Поэтому этот коэффициент остается постоянным в начальный период вытеснения нефти водой из пласта в целом и только в конце разработки возрастает. Коэффициент заводнения  (кривая 2 на рис. 37) в соответствии с его определением будет непрерывно возрастать, поскольку по мере закачки в пласт воды объем заводненной области непрерывно увеличивается. Коэффициент охвата  (кривая 3) остается постоянным при неизменной системе и технологии разработки месторождения. Коэффициенты и в общем случае, т. е. не только при разработке месторождения с применением заводнения, определяют по физико-геологическим свойствам и строению пласта на небольших участках, т. е. по микроструктуре пласта, а также механизму извлечения из него нефти. Коэффициент вытеснения часто определяют на основе данных лабораторных экспериментов вытеснения нефтей из естественных образцов пород-кернов, а также промысловых исследований. Теоретические и экспериментальные данные показывают, что коэффициент вытеснения  в процессе разработки месторождений с применением заводнения, т. е. при вытеснении нефти из пластов не смешивающейся с нефтью жидкостью — водой, зависит от следующих основных факторов:

1) минералогического состава и литологической микроструктуры пород — коллекторов нефти и, как следствие этих факторов, — глинистости пород, распределения пор по размерам, уровня абсолютной проницаемости, относительных проницаемостей, параметров микротрещиноватости пород, т.е. размера блоков и трещин, отношения их проницаемостей и т. д.;

2) отношения вязкости нефти к вязкости воды, вытесняющей нефть;

3) структурно-механических (неньютоновских) свойств нефти и их зависимостей от температурного режима пластов;

4) смачиваемости пород водой и характера проявления капиллярных сил в породах-коллекторах с различной микроструктурой;

5) скорости вытеснения нефти водой.

Коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении  зависит главным образом от следующих факторов.

1. Физических свойств и геологической неоднородности разрабатываемого нефтяного пласта в целом (макронеоднородности пласта). Здесь имеется в виду наличие газовой шапки, нефтенасыщенных зон, подстилаемых водой, т. е. водоплавающих зон, прерывистости пласта по вертикали (наличия непроницаемых пропластков) и по горизонтали (литологического выклинивания пропластков), существования дизъюнктивных разрывов и т. д.

2. Параметров системы разработки месторождения, т. е. расположения скважин в пласте, расстояний между добывающими, а также между добывающими и нагнетательными скважинами, отношения числа нагнетательных к числу добывающих скважин.

3. Давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин, применения методов воздействия на призабойную зону и совершенства вскрытия пластов.

4. Применения способов и технических средств эксплуатации скважин (механизированных способов добычи, обеспечивающих необходимый отбор жидкости из скважин, методов одновременно-раздельной эксплуатации).

5. Применения методов управления процессом разработки месторождения путем частичного изменения системы разработки (очагового и избирательного заводнения) или без изменения системы разработки (изменения режима работы скважин, установления оптимальных условий прекращения эксплуатации скважин, циклического заводнения и др.).

В целом можно отметить, что коэффициент вытеснения зависит от физических свойств пласта, его микронеоднородности и характеристик процесса вытеснения нефти из пористой среды, а коэффициент охвата пластов воздействием при заводнении, как и при других методах разработки, определяется степенью макронеоднородности месторождения, системой разработки и условиями эксплуатации скважин.

Чтобы прогнозировать показатели разработки нефтяного месторождения при его заводнении, необходимо, помимо модели самого пласта, во многих случаях сохраняющейся одинаковой при всех методах извлечения нефти из недр, использовать также модель процесса заводнения пласта и затем применительно к конкретной системе разработки – расчетную схему для месторождения в целом или его элемента.

Как показывают исследования вытеснения нефти водой их образцов-коллекторов, после подхода воды к концу образца начинается извлечение из него нефти вместе с водой, т.е. происходит так называемый водный период разработки. В одних случаях после начала этого периода  из образца добывается незначительное количество нефти (рис. 38, кривая 1), в других в этот период из образцов извлекаются значительные объемы нефти, сравнимые с объемами нефти, извлекаемыми в безводный период (кривая 2).

Рис.38. Зависимости текущей нефтеотдачи от :1 и 2 – кривые, построенные по данным  соответственно при поршневом и непоршневом вытеснении нефти водой.

Такое несходство между кривыми вытеснения нефти водой из образцов пород в водный период объясняется различием микроструктуры пористых сред, характером проявления в них капиллярных сил, различием вязкостей вытесняемой и вытесняющей жидкостей и др. Исследования фазовых и относительных проницаемостей пористых сред при вытеснении из них нефти водой показывают, что для многих пластов характерно возникновение в порах раздробленных, дисперсированных мелких глобул нефти, неизвлекаемой из пористой среды даже во время прокачки через неё при одних и тех же перепадах давления неограниченного количества воды, т. е. при так называемой бесконечной промывке. Таким образом, в этих пластах остаточная нефть находится в виде неподвижных глобул, заключенных в тупиковых зонах, в поровых ловушках, т. е. в местах пористых сред, где путь движению нефти преграждается плотными скоплениями зерен пород. Раздроблению нефти в процессе вытеснения ее из пористых сред, возникновению неподвижных глобул способствуют также различие вязкостей нефти и воды и наличие неньютоновских свойств у нефти. Дисперсирование нефти в пористых средах происходит недалеко от фронта вытеснения, позади него, где находятся одновременно нефть и вода, так что за водный период из образцов рассматриваемых пористых сред добывают небольшое количество нефти. Процесс вытеснения нефти водой из этих сред как раз и описывается кривой 1 (см. рис. 38). Если в пористой среде содержится сравнительно небольшое число тупиковых зон  в единице объема, то нефть, будучи даже раздробленной позади фронта вытеснения ее водой, продолжает двигаться в этой среде и извлекаться из нее по мере закачки в образец воды. В таком случае вытеснение нефти из образца пористой среды характеризуется кривой 2 (см. рис. 38).

Возьмем два образца пористой среды. В образце 1 процессу вытеснения нефти водой соответствует кривая 1, а в образце 2 — кривая 2 (см. рис. 38). Допустим, что к началу водного периода извлечения нефти в эти образцы было закачано по одному и тому же количеству воды . Как видно из рис. 38, из  образца 1 при  почти не извлекается нефть, а из образца 2 добывается значительное количество нефти. Можно отметить, что для образца 2 существенное значение имеет водный период добычи нефти, в течение которого в пористой среде происходит совместная (двухфазная) фильтрация нефти и воды.

Кривую 1 можно аппроксимировать двумя прямыми — наклонной, соответствующей условию  и параллельной оси абсцисс, справедливой при . Обе прямые на рис. 38 показаны пунктирными линиями. Этой аппроксимации соответствует определенная модель процесса вытеснения нефти водой из пористых сред — модель поршневого вытеснения нефти водой.

Для описания процессов вытеснения нефти водой из пористых сред, характеризующихся кривыми типа 2 (см. рис. 38), используют модель совместной (двухфазной) фильтрации нефти и воды.

Обе модели основаны на экспериментальных характеристиках процесса вытеснения нефти водой из пористых сред. При поршневом вытеснении экспериментально определяют коэффициент вытеснения  и объем закачанной в пористую среду воды , равный объему извлеченной из нее нефти. При двухфазной фильтрации используют зависимости фазовых или относительных проницаемостей для нефти и воды от насыщенности пористой среды водой.

6.2. РАСЧЕТ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ СЛОИСТОГО ПЛАСТА НА ОСНОВЕ МОДЕЛИ ПОРШНЕВОГО ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ

Показатели, близкие к реальным, получают в ряде случаев при расчете разработки нефтяных месторождений с помощью модели, состоящей из моделей процесса поршневого вытеснения нефти водой и слоистого пласта.

Прежде всего, рассмотрим процесс поршневого вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя (пропластка) толщиной и длиной , пористостью  и проницаемостью  (рис. 39).

Рис.39. Модель прямолинейного пропластка при  поршневом вытеснении нефти водой

Пусть давление воды, входящей слева в пропласток, равно , а давление воды на выходе из него . Будем считать, что в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоя перепад давления постоянный. В соответствии с моделью поршневого вытеснения нефти водой остаточная нефтенасыщенность в заводненной области слоя остается постоянной, равной . Согласно рис. 39, фронт вытеснения занимает в момент времени t положение . Ширина пропластка, измеряемая в направлении, перпендикулярном к плоскости чертежа (см. рис. 39), равная ширине всего пласта, составляет . При постоянном перепаде давления на входе в пропласток и на выходе из него расход закачиваемой воды  будет изменяться со временем.

Предположим, что в заводненной зоне, т. е. при cвязанная вода с начальной насыщенностью полностью смешивается с закачиваемой водой, так что условно (см. рис. 39) заводненная область насыщена остаточной нефтью и этой смесью. Тогда суммарный объем воды , вошедший в область пропластка при , можно определить по формуле

                              (6.11)

Дифференцируя это выражение по времени t, получим следующую формулу для расхода воды, поступающей в i-й пропласток:

.                                (6.12)

С другой стороны, можно, согласно обобщенному закону Дарси, т. е. с учетом того, что фазовые проницаемости для воды и нефти соответственно составляют , ( и  — постоянные относительные проницаемости), получить для расхода воды следующее выражение:

  ,                                              (6.13)

где — вязкость воды.

При рассмотрении процессов вытеснения нефти водой принимают, что нефть и вода — несжимаемые жидкости. Сжимаемость пород пласта также не учитывают. Поэтому, аналогично формуле (6.12), можно написать для дебита нефти, получаемой из того же i-го пропластка, выражение

,                                                   (6.14)

где  — вязкость нефти.

Из выражений (6.12) и (6.13), исключая из них давление  на фронте вытеснения, получим

,                       (6.15)

.

Приравнивая (6.12) и (6.15), получим следующее дифференциальное уравнение относительно :

.          (6.16)

Интегрируя (6.16) и учитывая, что  при t=0 приходим к следующему квадратному уравнению относительно :

.                  (6.17)

Решая это квадратное уравнение, получаем окончательные формулы для определения  в пропластке с проницаемостью  в любой момент времени

;

.                                  (6.18)

Для того чтобы получить формулу для определения времени  обводнения -го пропластка с проницаемостью , положим в первой формуле (6.18) .

Тогда

.                         (6.19)

Из формулы (6.19) следует, что пропласток с очень  большой проницаемостью обводнится в самом начале процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта.

Рассмотрим процесс вытеснения нефти водой из слоистого пласта. Для удобства сложим мысленно все пропластки этого пласта в один «штабель», причем таким образом, чтобы абсолютная проницаемость пропластков изменялась последовательно начиная с наименьшей и кончая самой высокой.

Пусть, например, в нижней части этого «штабеля» расположен пропласток с самой большой проницаемостью, а вверху – с наименьшей проницаемостью. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта, суммарную толщину  пропластков, проницаемость самого проницаемого которых не ниже, чем некоторое значение, равное , можно установить в соответствии с формулой закона распределения проницаемости следующим образом:

                                ,                                       (6.20)

где   — общая толщина всех пропластков в «штабеле».

Формулу (6.20) можно представить в дифференциальном виде, т. е. через плотность распределения, следующим образом:

.                                             (6.21)

Здесь  — плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости.

Вытеснение нефти водой из слоистого пласта в целом можно рассматривать и иным образом, считая, что в некоторые слои толщиной и проницаемостью поступает вода с расходом . Тогда из формул (6.17) и (6.18)

                                                 (6.22)

С учетом (6.21) из (6.22), заменяя конечные приращения соответствующих величин их дифференциалами и опуская индекс , найдем

.                                                 (6.23)

Согласно модели поршневого вытеснения, из обводнившихся пропластков нефть не извлекается – из них поступает только вода. Обводняются, конечно, в первую очередь высокопроницаемые пропластки. В используемых в теории разработки нефтяных месторождений моделях пластов могут быть слои с бесконечно большой проницаемостью. Таким образом, к моменту времени , когда обводнятся все слои с проницаемостью , можно добывать нефть лишь из слоев с проницаемостью . В соответствии со сказанным для дебита нефти из рассматриваемого слоистого пласта на основе (6.23) получим следующее выражение:

.                                            (6.24)

Дебит воды  можно определить также с учетом указанных соображений по формуле

.                                              (6.25)

С помощью приведенных формул можно, задаваясь последовательно значениями времени по (6.19) определять . Затем, предполагая, что плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости известна, можно определить, проинтегрировав (6.24) и (625), ,  и .

Приведенные выкладки и формулы пригодны, как уже было указано, для случаев, когда в течение всего процесса вытеснения нефти водой из слоистого пласта перепад давления не изменяется. Когда же задано условие постоянства расхода  закачиваемой в слоистый пласт воды, получают несколько  иные соотношения для определения дебитов нефти и воды, а  также перепада давления, который в данном случае будет изменяться с течением времени. Если , справедливы формулы (6.15) и (6.16), следует при этом учитывать, что перепад давления   — функция времени, т. е. .

Введем функцию :

 .         (6,26)

Из формулы (6.15), если ее записать относительно дифференциалов расхода  и толщины пласта , с учетом (6.26) получим

.                                     (6.27)

Как и в случае постоянного перепада давления, при постоянном расходе закачиваемой в слоистый пласт воды к некоторому моменту времени  часть слоев окажется полностью обводненной и из них будет добываться только вода, из другой, же части будут добывать безводную нефть. Поэтому полный расход закачиваемой во всю толщу слоистого пласта воды  можно определить в результате интегрирования выражения (6.27) и прибавления к правой его части интеграла, учитывающего приток воды из обводнившихся слоев. Имеем

.            (6.28)

Обучающемуся предлагается следующая процедура последовательного определения . Вначале следует задаться значением проницаемости , по формуле (6.19) определить время обводнения слоя , после чего для данного  вычислить . Затем определяют интегралы, входящие в формулу (6.28), и  при заданном . Вычислительные операции повторяют при других меньших значениях  для получения зависимости .

Дебит нефти находят по формуле

,                                    (6.29)

а дебит воды — по формуле

.                                       (6.30)

В радиальном случае при поршневом вытеснении нефти водой из отдельного слоя вместо уравнения (6.12) будем иметь

.                                                      (6.31)

Пусть в некоторый  момент времени фронт вытеснения нефти водой в -м слое дошел до радиуса , где пластовое давление равно . Тогда интегрируя (6.31) от радиуса скважины до радиуса , получим

.                                          (6.32)

В области , т.е. впереди фронта вытеснения, движется нефть с тем же расходом , так что аналогично (6.32) имеем

.                        (6.33)

Из (6.32) и (6.33)

.      (6.34)

Аналогично (6.12) для i-го пропластка

.                            (6.35)

Приравнивая правые части (6.34) и (6.35) и опуская индекс , получим

.             (6.36)

Обозначим   и проинтегрируем (6.36) при  Тогда

. (6.37)

Теперь можно найти время , соответствующее началу обводнения пропластка с абсолютной проницаемостью . Полагая , получим

 (6.38)

Из формулы (6.34)

.                                         (6.39)

Интегрируя (6.39), как и для прямолинейного случая, при   имеем

;                   (6.40)

Для вычисления интеграла (6.40) в подынтегральное выражение следует подставить  из формулы (6.37). Поэтому в общем случае  необходимо определять, по-видимому, численным путем с использованием ЭВМ. Однако, как и в прямолинейном случае, при  вычисления упрощаются. Выражение (6.40) превращается в следующую формулу:

.                               (6.41)

.                               (6.42)

Необходимо задаваться величиной , определять момент обводнения слоя с проницаемостью  по формуле (6.38) и  в соответствии с известным вероятностно-статистическим законом распределения абсолютной проницаемости определять  и .

oilloot.ru


Смотрите также