Тема 7. Основные эксплуатационные характеристики залежей нефти. Отбор нефти от низ


Тема 7. Основные эксплуатационные характеристики залежей нефти

7.1 Термобарическая характеристика залежи. Влияние начальных температуры и давления в залежи и состава ув на возможный ход разработки.

В процессе разработки месторождений в пласте изменяется давление, температура, соотношение объемов нефти и газа, температура, что сопровождается переходом углеводородов из одной фазы в другую. В стволе скважины при передвижении нефти давление быстро меняется, из нефти выделяется большое количество газа и других компонентов (парафина, смол, серы и др.). Для дальнейшей транспортировки нефти к потребителю извлекают максимально возможное количество газовой фазы. Углеводородные газы изменяют объем в зависимости от температуры и давления, находясь в жидком, газовом или двухфазовом состоянии.

Фазовые превращения углеводородов представляются также в координатах «давление – температура». Для однокомпонентной системы кривая точек парообразования и конденсации сливаются, заканчиваясь критической точкой С. Эта точка характеризует наивысшие значения температуры и давления, при которых еще могут существовать две фазы одновременно. Анализируемая зависимость показывает, что одну фазу углеводорода можно перевести в другую, минуя двухфазное состояние, что иллюстрируется графиком (рис.7.1.) по линиям АВДЕF. От точки А газ нагревают до температуры точки В, увеличивают давление до точки Д, затем снижают температуру до точки Е и понижают давление до точки F. Так по указанной цепочке происходит непрерывное изменение свойств газа и вещество приобретает свойства жидкости. Если система многокомпонентная, то она подчинена более сложным зависимостям.

Рассмотрим рис.7.2. Линии АС1 и ВС2 - это кривые упругости паров соответственно более летучего и менее летучего компонентов смеси, оканчивающиеся критическими точками С1 и С2 .

Рис.7.1. Диаграмма фазового состояния этана

На диаграмме изображены три области парожидкостного равновесия, соответствующие трем разным составам бинарной смеси. Если в смеси преобладает компонент 1, то зона двухфазного состояния находится внутри области, ограниченной линией А'С'В'. Здесь А'С' - кривая точек кипения, В'С' -кривая точек росы, С' - критическая точка, координаты которой равны критическим давлению и температуре заданной смеси.

Рис.7.2. Фазовая диаграмма "давление-температура" бинарной системы

При увеличении в составе смеси доли компонента 2 область двухфазного существования смещается вправо и расширяется. Ее максимальные размеры обычно достигаются при примерно равном (эквимолярном) содержании компонентов 1 и 2. Этому случаю соответствует изображенная на рис.7.2 область А" С" В", где А"С", В" С" – соответственно кривые точек кипения и росы; С" - критическая точка.

Преобладание в смеси компонента 2 приводит к тому, что область парожидкостного равновесия смещается ближе к кривой упругости паров этого компонента и сужается. Этому случаю на рис. 7.2 соответствует область А‴ С‴ В‴ , где кривые точек кипения и росы изображены линиями А‴ С‴ и В‴ С‴, смыкающимися в критической точке С‴ .

Для любых составов бинарной системы справа от критической изотермы и вне области двухфазного равновесия смесь находится в газовом состоянии. Если температура ниже критической, то вне двухфазной области смесь находится в жидком состоянии.

В предельных случаях, когда доля одного из компонентов становится равной 1, область двухфазного существования переходит в кривую упругости паров этого компонента.

Пунктирная линия - огибающая критических точек бинарных смесей, начинающаяся в критической точке компонента 1 и оканчивающаяся в критической точке компонента 2. С увеличением содержания менее летучего компонента 2 критическая температура смеси непрерывно растет. Иначе ведет себя критическое давление. Оно вначале увеличивается, достигает максимума и затем снижается. Критическая температура смеси всегда больше ТС1 и меньше ТС2, а критическое давление смеси может значительно превышать критическое давление как 1 -го, так и 2-го компонентов.

Важное отличие двух- и многокомпонентных систем от чистых веществ заключается в том, что критические давление и температура смеси не являются одновременно максимальными значениями давления и температуры, при которых возможно сосуществование равновесных паровой и жидкой фаз. Это видно на примере фазовых диаграмм трех смесей разного состава (см. рис.7.2).

Максимальное давление, при котором для смеси заданного состава возможно существование парожидкостного равновесия, называется криконденбарой. Максимальная температура, при которой для смеси заданного состава возможно существование парожидкостного равновесия, называется крикондентермой.

В частном случае критическое давление может быть равно криконденбаре, но при этом критическая температура будет меньше крикондентермы (см. рис.7.2, критическая точка С").

Существование крикондентермы и криконденбары связано с обратными (ретроградными) явлениями в околокритической области. Рассмотрим эти явления на диаграммах "давление - температура" при фиксированном составе смеси. Зоны ретроградных явлений будут отличаться в зависимости от того, находится находится ли критическая точка слева или справа от точки на фазовой границе, соответствующей криконденбаре (рис.7.3). Критическая точкаобозначена С, a G - точка, соответствующая криконденбаре.

Рис.7.3. Фазовая диаграмма «давление-температура» при

расположении критической точки левее (а) и правее (б) крикондентермы

Рис.7.3,а относится к случаю, когда критическая точка находится слева от точки G . Рассмотрим последовательно два процесса: 1) изобарическое изменение температуры при рC < р < рG и 2) изотермическое изменение давления при ТС < Т < ТМ . Точка М соответствует крикондентерме.

1. Изобарическое изменение температуры при рC < р < рG. Пусть

р = р1, и Т = ТА (точка А). Смесь находится в жидком состоянии. Повышаем температуру. При достижении критической температуры ТС смесь плавно, без образования поверхностей раздела, переходит из жидкого состояния в газовое. В точке D газовая фаза становится насыщенной, т.е. из нее выделяется первая капля жидкости. При дальнейшем повышении температуры протекает ретроградный процесс: конденсируется жидкая фаза, количество которой достигает максимума в точке Е. При увеличении температуры процесс становится прямым, жидкая фаза испаряется, и в точке F исчезает последняя капля.

Таким образом, на отрезке DE при повышении температуры происходит процесс ретроградной конденсации. При понижении температуры на этом отрезке происходит процесс ретроградного испарения жидкой фазы.

Чем ближе давление к критическому или к криконденбаре, тем короче интервал температур, на котором происходят ретроградные явления. Область ретроградных явлений при изобарическом изменении температуры находится внутри замкнутой кривой CEGDC.

2. Изотермическое изменение давление при ТС < Т < ТМ. Пусть Т = Т1 и смесь находится в однофазном газовом состоянии в точке Н. Снижаем давление. В точке L смесь становится насыщенной, из нее выделяется первая капля жидкости. При дальнейшем снижении давления происходит ретроградный процесс: конденсируется жидкая фаза, количество которой достигает максимума в точке S. При уменьшении давления процесс становится прямым; жидкая фаза испаряется и в точке J исчезает. Итак, на отрезке LS при снижении давления происходит процесс ретроградной конденсации. При повышении давления на этом отрезке происходит ретроградное испарение жидкой фазы.

Чем ближе температура к критической или к крикондентерме, тем короче интервал давлений, на котором происходят ретроградные явления. Область ретроградных явлений, наблюдающихся при изотермическом изменении давления, ограничена замкнутой кривой CDGLFMSC. Линия MSC называется кривой максимальной конденсации, так как для любой температуры ТС < Т < ТМ максимальное количество жидкой фазы достигается при давлении, равном ординате соответствующей точки на линии MSC. Это давление называется давлением максимальной конденсации. Линия CDGLFM называется линией ретроградных точек росы. Граница двухфазной области, начинающаяся в точке М и уходящая вниз через точку J, называется линией прямых точек росы.

Таким образом, если критическая точка находится слева от точки G, то область ретроградных явлений, наблюдающихся при изобарическом изменении температуры, является частью более крупной области ретроградных явлений, которые происходят при изотермическом изменении давления.

Рис.7.3.б относится к случаю, когда критическая точка находится справа от точки G, соответствующей криконденбаре. Как и в рассмотренном выше случае (см.рис.7.3.а), процессы изобарического изменения температуры и изотермического изменения давления при определенных термобарических условиях сопровождаются ретроградными явлениями.

Они происходят соответственно в областях, ограниченных замкнутыми линиями CFGEC и CLMSC. Однако в отличие от случая, рассмотренного на рис.7.3. а, в данном случае области ретроградных явлений имеют только одну общую точку - критическую точку С и, кроме того, при изобарическом изменении температуры в области CFGEC (см. рис.7.3. б) происходят иные процессы, чем в области CDGEC на рис.7.3. а.

Рассмотрим процесс изобарического изменения температуры при рС < р < рG . Пусть р = р1 и Т = ТА (точка А). Смесь находится в жидком состоянии. Повышаем температуру. В точке D смесь становится насыщенной жидкой фазой, т.е. из нее выделяется первый пузырек пара. При дальнейшем повышении температуры протекает прямой процесс образования паровой фазы (кипение). Однако в точке Е доля паровой фазы достигает максимума, и при увеличении температуры ее количество монотонно уменьшается, т.е. происходит процесс ретроградной конденсации. В точке F паровая фаза исчезает, вся смесь снова (как в точке D) становится жидкой фазой. Дальнейший нагрев приводит к тому, что при критической температуре ТС смесь плавно переходит из жидкого состояния в газовое без образования поверхностей раздела.

Итак, на отрезке EF при повышении температуры происходит ретроградная конденсация, а при понижении температуры – ретроградное испарение.

В области CLMSC при изотермическом изменении давления происходят ретроградные процессы, аналогичные описанным выше процессам в области CDGLFMSC (см.рис.7.3.а). Изотермическое уменьшение давления сопровождается процессом ретроградной конденсации, а увеличение давления - ретроградным испарением. Линия MSC - кривая максимальной конденсации, CLM - линия ретроградных точек росы, MJN и ее продолжение вниз - линия прямых точек росы.

В заключение обратим внимание на то, что понятия и явления, рассмотренные при описании фазовых диаграмм «давление – температура» бинарных смесей, остаются справедливыми и для многокомпонентных систем.

Фазовое состояние системы «нефть–газ». В зависимости от состава газа и нефти, пластового давления и температуры газ в газовой шапке может быть сухим, жирным или конденсатным. С увеличением глубины залегания число месторождений с газоконденсатной шапкой увеличивается. С повышением давления при постоянной температуре газовая фаза обогащается компонентами нефти, плотность и молекулярная масса конденсата возрастают. С ростом температуры при постоянном давлении увеличивается содержание конденсата в газовой фазе. При одинаковых условиях в газовой фазе больше растворяется легких нефтей.

Растворимость газа в нефти зависит от его состава и природы, возрастая в последовательности метан – этан – этилен – пропан. Критические параметры нефтегазовых смесей значительно выше, чем газоконденсатных. На величину критических параметров влияет порода пласта в связи с адсорбцией асфальто-смолистых компонентов поверхностью твердой породы, что способствует обогащению жидкой фазы легкими фракциями. Остаточная вода способствует увеличению критического давления.

Для прогнозирования фазовых превращений углеводородов при эксплуатации месторождения используют приближенные методы расчета по закону Дальтона–Рауля:

, (7.1)

где: Р – давление смеси;

ХiУi – молярные концентрации компонентов в паровой и жидкой фазах;

Qi – давление насыщенных паров компонентов смеси в чистом виде.

Константой фазового равновесия (коэффициентом распределения i-го компонента в паровую и жидкую фазы Кi) называется отношение молярной доли i-го компонента в паровой фазе Уi к молярной доли его в жидкой фазе Хi:

, (7.2)

Константу равновесия определяют экспериментальным и расчетным путем. Экспериментально определить константы равновесия достаточно сложно. Расчетный метод состоит в применении уравнений состояния реальных газов, как отношение летучести компонента в паровой фазе к его летучести в жидкой фазе:

, (7.3)

Каждый компонент имеет два значения давления, при которых константы равновесия равны единице, при давлении насыщенных паров компонентов Q, равном общему давлению смеси Р(Q = Р), и в точке схождения давления (рис.7.4).

Рис.7.4. Константы равновесия при Т = 93,3 оС для нефтей с низкой усадкой

Кажущееся давление схождения всех компонентов составляет 34,5–35 МПа. Давление схождения зависит от температуры смеси. Если температура будет критической, то и давление схождения критическое. При эксплуатации месторождения состав смеси непрерывно меняется, поэтому константы фазового равновесия также меняются и их рассчитывают по уравнениям.

studfiles.net

Л 11_умная доразработка 1

Лекция 13. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии

Поздняя стадия – период разработки, за который остается добыть менее половины начальных извлекаемых запасов.

Стадия характеризуется:

-интенсивным ростом обводненности добываемой продукции

-интенсивным падением добычи нефти

-относительно низкими темпами отбора нефти (0,1-2% от НИЗ)

- для месторождений, эксплуатируемых на режиме растворенного газа (режим истощения) пластовое давление характеризуется низкими (по сравнению с начальными) значениями, и чаще всего ниже давления насыщения.(Рпл<Рнас)

-проблемы эксплуатации ветхого фонда скважин и поверхностных сооружений

-усиление техногенного воздействия на экологию района

Подавляющее большинство залежей нефти в России находится на поздней стадии разработки

Основные особенности проектирования месторождений нефти на поздней стадии:

  1. Выбор основной системы разработки нефтяных месторождений на поздней стадии для продуктивного извлечения остаточной нефти

  2. Проектирование осуществляется с применением вторичных и третичных методов (методов увеличения нефтеотдачи) и методов обработки призабойной зоны скважин

  3. Жесткие требования к точности прогнозных решений (изменение обводненности и газового фактора во времени 1-2%)

  4. Разукрупнение ЭО с целью формирования избирательной системы разработки(системы заводнения) для основных пластов

  5. Геолого-промысловое изучение распределения остаточной нефти по разрезу и по простиранию нефтяной залежи, текущего распределения пластового давления.

Выбор основной системы разработки на поздней стадии обычно состоит из 4х путей:

1.система размещения скважин и метод воздействия не изменяются (это так называемая базовая система разработки)

2.система размещения скважин изменяется (например,отплощадной переходит к рядной),метод воздействия не изменяется

3. система размещения скважин не изменяется,метод воздействия меняется (например, заводнение заменяется на циклическое)

4. система размещения скважин и метод воздействия изменяются (применение МПНО)

Основные этапы проектирования разработки нефтяных месторождений на поздней стадии:

1.Уточнение 3х-мерной гидродинамической модели с учетом восстановления истории разработки за предыдущий период

2.Выбор основных систем размещения скважин и методов воздействия (заводнение, МПНО и тд)

3.Сопоставление проектных показателей по наилучшим вариантам разработки с базовым(базовый – на естественном режиме – КИН или заводнение)

4.Детальное проектирование по рекомендованному варианту разработки (т.е. расчет показателей qн, qж, qв,кин)

  • по каждой скважине

  • по группе скважин

  • по ЭО

  • по месторождению)

Системы разработки нефтяных залежей в терригенных коллекторах на поздней стадии.

Системы разработки нефтяных залежей подразделяются на две группы:

- система разработки нефти в терригенных коллекторах

- система разработки нефти в карбонатных коллекторах

Это разделение обусловлено:

- различием геологического строения и свойств этих коллекторов

- различием динамики технологических показателей

- различием методов контроля и регулирования залежей в этих коллекторах

Наиболее эффективной системой разработки нефтяных залежей на поздней стадии является «динамический режим» разработки, который включает в себя

- применение циклического заводнения

- увеличение числа нагнетательных скважин

- разукрупнение ЭО за счет вскрытия в новых скважинах одного-двух платов и оптимизация ПСС

- уменьшение давления закачивания на устье нагнетательных скважин и повышение забойного давления в добывающем фонде скважин

Основными факторами эффективности динамического режима разработки на поздней стадии являются

- существенное снижение попутно добываемой воды в 1,5 – 2 раза

- снижение объема нагнетаемой воды

- стабилизация падения темпа отбора нефти

Таким образом, наиболее эффективными мероприятиями на поздней стадии разработки нефтяных месторождений являются:

  1. бурение дополнительных скважин

  2. «динамический режим» разработки

  3. Применение МПНО

  4. Использование МОПЗС

Системы разработки нефтяных залежей в карбонатных коллекторах на поздней стадии.

Карбонатные залежи условно можно разбить на три группы:

I группа: залежи с поровым типом коллекторов

II группа: залежи с трещиновато-кавернозно-поровым коллектором

IIIгруппа: залежи в трещиновато-кавернозных коллекторах

На залежах первой группы применяется внутриконтурное блоковое заводнение, так как для этих залежей характерна ограниченная сообщаемость с водонапорной системой. Для этой группы характерно уплотненное размещение скважин ( < 15 га/скв). Темп отбора нефти от НИЗ от 4 до 8%

Для залежей II группы характерна приконтурная система заводнения с более редкой сеткой скважин (15 – 15 га/скв). Темп отбора нефти – 5 – 10 % от НИЗ

На залежах III группы используется естественный упруговодонапорный режим или приконтурное заводнение с наиболее редкой сеткой скважин ( > 20 га/скв). Для этих залежей характерны большой объем нефтеносности, благоприятное соотношение подвижности, высокое пластовое давление, низкое значение обводненности к началу поздней стадии разработки. Темп отбора нефти от 7 до 12 %.

Воспроизведение истории разработки

Воспроизведение истории разработки – важный этап при построении геодинамической и геологической модели для проведения проектных расчетов. При создании 3D геологической модели залежи учитывается проницаемость, пористость, нефтенасыщенные и эффективные толщины.

Гидродинамическую модель настраивают с учетом информации по каждой скважине.

Основные показатели для добывающей скважины

-коэффициент эксплуатации по годам

-коэффициент продуктивности по годам

-добыча нефти по годам

Для нагнетательных скважин:

-закачка воды

-коэффициент эксплуатации

-коэффициент приемистости

Воспроизведение истории разработки считается достигнутым при совпадении расчетных с фактическими показателями при точности 10-15% по следующим величинам:

  • Годовой отбор нефти и обводненность для характерных скважин по зонам

  • Годовой отбор нефти и обводненность в целом по залежи

  • изменение Рпл по замерам залежи (также по годам)

Выделение 3 этапа воспроизведения истории разработки:

1) этап моделирования естественного режима эксплуатации залежи

2) этап моделирования заводнения(уточнение относительной проницаемости по Н и В, абсолютной проницаемости по залежи, распределение балансовых запасов)

3)прогноз разработки на будущее. 3пути:

3.1. Задаемся Рзаб по каждой скважине

3.2. Задаемся qж, qв

3.3. Задаемся qж, qв, Рзаб

Использование характеристик вытеснения при прогнозировании процесса разработки нефтяных месторождений на поздней стадии.

Под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи в процессе ее эксплуатации.

Эти характеристики могут использоваться для уточнения извлекаемых запасов нефти залежей с аналогичными геолого-промысловыми характеристиками (этого же региона)

Достоинства метода прогнозирования, основанного на характеристиках вытеснения:

-небольшой объем исходной геолого-промысловой информации

- простота применения данного метода прогнозирования

Для повышения точности прогнозирования годовые ни накопленные показатели отборов нефти и воды рекомендуется выражать в объемных единицах.

Кроме того из двух типов характеристик вытеснения:

-дифференциального (характеристики, построенные с учетом доли нефти и воды по годам)

- интегрального (характеристики, построенные по накопительным показателям отбора нефти и воды)

предпочтение стоит отдавать последнему.

При использовании характеристик вытеснения необходимо учитывать следующее:

  1. V> 40 - 60v, т.е. быть достаточно значительной по залежи, чтобы дать достоверный прогноз

  2. СР не должна претерпевать значительных изменений на перспективу (бурение дополнительных скв, уменьшение числа скв, изменение МВ), что может привети к изменению характеристики вытеснения на поздней стадии.

Надежный прогноз по методу характеристик вытеснения – 4 – 6 лет.

Анализ КИН по месторождениям, находящимся на последней стадии разработки

Т – 314 объектов, Киз = 0,8; К = 46

Киз – коэффиуиент использования запасов.

Объекты: Урало-Поволжье, Азербайджан, Украина, Туркмения.

Соотношение проектных и текущих КИН

Терригенный коллектор. Ошибка в основном для заводнения

Карбонатный коллектор. Очень малая расходимость

Большинство добывающих скважин в завершающей стадии работают при высокой обводненности продукции, что служит основной причиной вывода их из эксплуатации. Отключение скважин приводит к увеличению остаточных запасов нефти, приходящихся на скважины, которые находятся в эксплуатации.

Опыт разработки показал, что законтурное заводнение в большинстве случаев ненадежный и неэффективный вид заводнения.

На поздней стадии разработки влияние ПСС на нефтеотдачу увеличивается в среднем на 5-7пунктов. Влияние ПСС необходимо увязывать с реализованной СРС.

На Бавлинском и Орланском месторождениях проводились эксперименты, которые показали что уплотнение ПСС приводит к увеличению Тн и снижению В(обводненности) и улучшению выработки запасов. Эксперименты проведенные в США по уплотнению ПСС показали:

- уплотнение ПСС приводит к увеличению интенсивности добычи нефти

- расширяет пределы рентабельности месторождения

- уплотнение ПСС более эффективно, чем применение методов повышения нефтеотдачи

- ожидаемый прирост извлекаемых запасов до 10 пунктов учитывается в нац-ом балансе запасов США

Классификация пластов по Кпесч:

0,95-0,8 непрерывные пласты

0,8-0,65 прерывистые

0,5-0,65 сильно прерывистые

Количество резервных скважин % от основного фонда:

При Кпесч 0,95-0,8 <10%

При Кпесч 0,8-0,65 10-20%

При Кпесч 0,5-0,65 20-30%

Терригенные коллектора:

ПСС га/скв

50

λ=0,5

λ=0,1

λ=0,01

40

20

0,5 0,7 0,9 0,95 Кпесч

Карбонатные коллектора:

ПСС га/скв

50

λ=0,5

λ=0,1

λ=0,01

40

20

0,5 0,7 0,9 0,95 Кпесч

λн – подвижность нефти

Нестационарное заводнение

Циклическое заводнение.

Виды стационарного заводнения:

  1. Циклическое заводнение

  2. Изменение фильтрационных потоков – перераспределение объемов нагнетания воды и отборов жидкости по группам скважин или участкам пласта

  3. Оптимизация перепадов давления между Рзаб и Рпл

  4. Форсированный отбор жидкости по скважинам или группам скважин на высокообводненных участках

Цель нестационарного заводнения – периодическое изменение условий воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных отложениях создается нестационарное распределение Рпл и возникает неустановившееся движение газа и жидкости.

Технологии

  1. При заводнении-периодическое изменение объемов нагнетаемой воды и добывающей жидкости

  2. При естественных режимах (водонапорных) – циклический отбор жидкости.

Механизмы воздействия

Достижение таких условий при которых будут при которых будет проявляться упругие силы пласта, создание градиентов гидродинамических давлений, которые приводят к перетокам жидкостей из одних слоев в другие, из трещин в блоки изменению форм и направлений движений флюидов, внедрение нагнетаемой воды в застойные низкопроницаемые зоны и перемещение нефти в зоны активного дренирования.

Критерии применимости

Чем больше сжимаемость пластовой системы, тем интенсивнее перетоки жидкости в неоднородном пласте.

Желательно, чтобы Рпл было меньше Рнасыщения, так как при этом происходит увеличение объема воды, внедряемой в низкопроницаемые участки. Свободная газовая фаза положительно сказывается на нестационарномзаводнении, благоприятна большая слоистость и расчлененность.

Управляющие параметры

  1. Максимальные амплитуды колебаний давлений в период максимальной закачки агента

  2. Минимальные – в преиод отбора

  3. Время цикла нагнетания- 3-10суток

Объекты применения: Ромашкинское, Западная Сибирь.

Изменение направления фильтрационных потоков

Цель: повышение эффективности заводнения при одновременном сокращении объемов прокаченной воды.

Смена фильтрационных потоков эффективна в момент прорыва воды в эксплуатационные скважины, для нефтей с повышенной вязкостью, в зональном и слоистонеоднородных залежах.

Промышленное применение: Татария,Куйбышев

Схемы кинематики фильтрационных потоков (КФП) жестко привязаны к существующим системам размещения скважин

  1. КФП вкрест простирания залежи

А)существующая система нагнетания

Б)активизация верхнего ряда

В)активизация нижнего ряда

По неактивному ряду либо вовсе прекращается закачка, либо сильно снижается(Покровское местрождение)

  1. КФП вдоль простирания залежи

А)существующая система нагнетания

Б)схема волны

(Родаевскоемест-е)

В)схема встречных потоков

  1. КФП вихрь

А)существующая система скважин

Б)активизация

  1. КФП коктейль

А)существующая система

  1. КФП для площадных систем

В течении каждого цикла потоки изменяются на 900С

Продолжительность воздействия зависит от геолого-физических параметров пласта(месяц, квартал)

Цель циклического воздействия и изменения направления фильтрационных потоков повышение эффективности заводнения при одновременном сокращении объема прокаченной воды.

Технологические изменения направления фильтрационных потоков особенно эффективно на момент прорыва в скв.(когда вронт нагнетания подходит в эксп.скв)

Рекомендовано применение таких гидродинамических технологий для нефтей с повышенной вязкостью в неоднородных пластах.

Схемы кинематики фильтрационных потоков(КФП)

  1. Эти схемы жестко привязаны к существующим системам размещения

Широкое применение получили в России,так как у нас шире применение заводнения.

Первая КФП вкрест простирания залежи

А) существующая система скважин

Б)активация верхней нагнетательной галереи

В)активация нижней нагнетательной галереи

Таким образом мы организуем встречные потоки флюидов будет приходить нефть из зоны слабо охваченной воздействием

КФП вдоль простирания залежи

А)существующая система расположения скважин

Б)схема волны

В)схема встречных потоков

1.

Активация двух крайних рядов

Активация внутренних рядов

КФП для блочно-рядных систем размещения скважин (Западная Сибирь)

Цель организовать КФП против часовой стрелки

1.активирован нижний ряд

2.активирован правый крайний ряд

3.активирован крайний верхний ряд

  1. Активирован крайний левый ряд

КФП- коктейль для трехрядной системы размещения скважин

Два полуцикла:

  1. Активированы крайние ряды

  1. Полуцикл №2

studfiles.net

Динамика - темп - отбор

Динамика - темп - отбор

Cтраница 1

Динамика темпа отбора от НИЗ повторяет динамику уровня добычи, но по объектам они отличаются.  [2]

Представляют интерес обобщения по динамике темпов отбора нефти по отдельным группам объектов разработки Волго-Уральской НГП.  [3]

На рис. 107 приведены данные о динамике темпов отбора от НИЗ. В целом они повторяют динамику добычи нефти. Различие заключается лишь в том, что на этом графике приведены абсолютные значения темпов. Однако эти цифры не отражают специфику разработки залежей нефти различной вязкости, а характеризуют лишь интенсивность разработки конкретных месторождений.  [4]

Такая разница в разработке и эксплуатации месторождений обусловливает различные динамику темпов отбора газа и условия перехода месторождений на позднюю стадию. Если для большинства газоконденсатных месторождений падение во времени темпов отбора газа наблюдается задолго до поздней стадии ( при суммарных отборах всего 30 - 40 % от запасов), то для газовых свойственна стабильность вплоть до перехода а позднюю стадию.  [5]

Чаще всего за главный критерий при выделении периодов разработки принимают динамику темпов отбора газа. Более полная классификация предложена в работе М. Л. Фиш, И. А. Леонтьева и Е. Н. Храменкова [101]: период нарастающей добычи, период стабилизации отборов, период падающей добычи, заключительный период эксплуатации.  [6]

Для подтверждения результатов проведенных расчетов о степени влияния геологической неоднородности на темпы отбора нефти и жидкости проведено сопоставление динамики темпов отбора нефти и жидкости по восемнадцати объектам разработки в зависимости от обводненности продукции. При анализе все объекты были разбиты на две группы с неоднородностью пластов 0 5 - 1 6 и выше.  [8]

Для подтверждения результатов проведенных расчетов о степени влияния геологической неоднородности на темпы отбора нефти и жидкости проведено сопоставление динамики темпов отбора нефти и жидкости по восемнадцати объектам разработки в зависимости от обводненности продукции. Неоднородность пласта по исследуемым объектам менялась от 0 5 до 3 2i При анализе все объекты были разбиты на две группы с неоднородностью пластов 0 5 - 1 6 и выше.  [9]

Естественно, на темпы роста обводненности оказывают влияние и другие геолого-технологические факторы, в том числе и рассредоточенное размещение добывающих и нагнетательных скважин по площади объектов, различие приемистости нагнетательных скважин и давлений закачки, динамика темпов отбора жидкости.  [10]

Анализ состояния выработки запасов нефти начинают с изучения характера внедрения воды по отдельным пластам и участкам месторождения и построения карт остаточных эффективных нефтенасыщенных толщин по состоянию на дату анализа. По динамике темпов отбора нефти от извлекаемых запасов и текущих коэффициентов нефтеотдачи определяют зоны с различной степенью охвата воздействием нагнетания агента и запасы нефти, содержащиеся в этих зонах, а также зоны, не охваченные воздействием; структуру запасов нефти по степени разбурен-ности месторождения. В результате определяют текущие коэффициенты охвата по объему обводненной части пластов, уточняют проектные физико-химические характеристики вытеснения нефти водой и коэффициенты текущей нефтеотдачи для обводненной части пласта по картам остаточных нефтенасыщенных толщин.  [11]

В представленном анализе в качестве примера приведены, как наиболее характерные, семь объектов разработки по терри-генным пластам и семь объектов разработки по карбонатным пластам. На рис. 3.11 и 3.12 приведена динамика темпов отбора жидкости в зависимости от безразмерного объема прокачки жидкости для терригенных и карбонатных пластов соответственно. Из приведенных рисунков видно, что на первой стадии разработки отбор жидкости из всех залежей возрастает, на второй стадии - или остается постоянным, или несколько увеличивается.  [12]

Сопоставим рассматриваемые площади по традиционным технологическим показателям разработки - коэффициенту нефтеизвлечения и водонефтяному фактору. На рис. 1 и 2 представлена динамика темпа отбора начальных балансовых запасов ( НБЗ) и водо-нефтяного фактора ( ВНФ) от коэффициента нефтеизвлечения. Видно, что площади довольно сильно отличаются как по динамике темпа отбора запасов, так и по динамике изменения ВНФ. Особенно отличается от других площадей динамика изменения этих показателей по Зай-Каратайской площади.  [13]

Па рис. 1.22 показаны возможные виды зависимости p / z f ( Q) при разработке газовых залежей, в том числе в случае водонапорного режима. В зависимости от геологической и гидрогеологической обстановки, а также от динамики темпа отбора флюидов из пласта приведенное давление p / z может монотонно снижаться, может также после снижения давления демонстрировать стабилизацию и даже рост.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Контроль за разработкой нефтяных залежей. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей.

 

Под регулированием разработки залежей нефти и газа понимается управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий. Регулирование заключается в целена­правленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, в создании благоприятных условий для дренирования запасов. Оно осуществляется на протяжении всего периода разработки залежи.

Необходимость постоянного регулирования процесса из­влечения запасов нефти и газа определяется следующими об­стоятельствами.

Как было указано выше, обоснование системы разработ­ки производится по данным редкой сетки разведочных сква­жин, когда детали строения залежи обычно еще слабо изуче­ны. Поэтому проектирование ведут исходя из средних пара­метров залежи, на базе ее приближенной модели. Вследствие этого принятая система разработки не в полной мере отвеча­ет всем деталям строения объекта разработки и уже в период освоения залежи проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточ­нения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки.

Следующее обстоятельство заключается в том, что разра­батываемая залежь представляет собой сложную динамичес­кую систему, непрерывно меняющуюся во времени. По мере отбора запасов постоянно меняются условия их извлечения на отдельных участках и в целом по залежи. Уменьшаются чисто нефтяные зоны пласта, сокращается нефтенасыщенная толщина, меняются фонд скважин, его состояние и т.д. Это также требует постоянного развития ранее принятых техно­логических решений, перераспределения объемов добычи и закачки рабочего агента между скважинами и участками залежей, принятия мер по вовлечению в разработку не охвачен­ных воздействием зон и выявленных целиков нефти и т.д., т.е. проведения обширного комплекса мероприятий по регу­лированию разработки с учетом постоянно меняющихся ус­ловий выработки запасов.

Цели регулирования разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработ­ки. В первую очередь с помощью регулирования должна быть обеспечена предусмотренная проектным документом динами­ка добычи углеводородов по объекту разработки. На ранней стадии разработки ее регулирование должно способствовать выводу объекта на максимальный проектный уровень отбора нефти и газа за счет наиболее полного использования приме­няемой системы. Масштабы работ по регулированию дина­мики добычи возрастают в конце II и на III стадии разработ­ки, когда решаются задачи сохранения максимального уровня добычи нефти и газа возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи.

Другой важной целью регулирования разработки является достижение по залежи проектного коэффициента извлечения нефти. Условия для этого должны создаваться методами регу­лирования с самого начала ввода залежи в разработку и далее обеспечиваться на протяжении всего длительного периода разработки.

В четвертой стадии разработки особенно возрастает зада­ча доизвлечения нефти из менее проницаемых прослоев кол­лекторов, "заблокированных" высокопроницаемыми обвод­ненными прослоями.

Третья цель регулирования - всемерное улучшение эконо­мических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеот­дачи отбора попутной воды и др.

При искусственном воздействии на пласт регулирование разработки может осуществляться как через нагнетательные скважины - для обеспечения наиболее полного охвата объе­ма залежи воздействием от закачиваемого агента, так и через добывающие скважины - для обеспечения охвата дренирова­нием всего объема залежи. При разработке на естественных режимах регулирование производится только через добыва­ющие скважины.

Для решения конкретных задач управления процессом разработки применяют большое количество методов и спо­собов, которые можно объединить в две большие группы:

§ регулирование через пробуренные скважины без сущест­венного изменения принятой системы разработки;

§ регулирование с изменением системы разработки (уплот­нение сетки скважин, разукрупнение объектов разработки, изменение вида заводнения и др.).

Методы и способы регулирования разработки выбирают в зависимости от поставленных целей и задач, исходя из ос­новных принципов регулирования и конкретных геолого-физических условий.

 

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти Qн— основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча qн приходящаяся на одну скважину.

Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости Qж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Дебит нефти, воды и жидкости qн, qв, qж– соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается, как на отработанное время, так и на календарное. Единица измерения – т/сут*скв.

Обводненность -это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %:

Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный

Добыча газа Qг. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Расход нагнетаемых в пласт агентов (Qз)и их извлечение вместе с нефтью (и газом). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.

Основной показатель, характеризующий процесс закачки – компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная. Измеряется в долях ед. и %.

При составлении проектов разработки величина принимается равной 115% для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу (∑Qн, ∑Qж). Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования 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.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I, II стадиях - растет, на III, IV - уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп отбора от НИЗ. Из курса геологии вам известно такое понятие, как начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти QH(t) к извлекаемым запасам месторождения

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.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти. Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Zmax

, где

QHmax - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ)– отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. Причем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта. Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача.Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте. Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:

, , где

ηпр –проектный коэффициент нефтеизвлечения

η –текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения

Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки начальным запасам.

Qизв – извлекаемые запасы нефти

Qбал – балансовые запасы нефти

∑Qн – накопленный отбор нефти

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:

h =Квыт Кохв зав Кохв выт

где:

Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже по нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяныхместорождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельныхучастках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будетповышенное давление, в районе добывающих - пониженное.

 

Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Рн, на забоях добывающих скважин — Рн. На линии нагнетания Рн'на линии отбора Рс'.

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Рн - Рс =dР.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

 

 

Литература :

1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 480 с.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. – М.: Недра, 1993. – 416 с.

3. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебное пособие для вузов. – М. – Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2005, 544 с.

4. Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике: Учебное пособие для вузов. — 2-е изд., стереотипное. Перепечатка с издания 1979 г. - М.: ООО ИД «Альянс», 2007. - 168 с.

5. С.Ф. Санду, А.Т. Росляк, В.М. Галкин ПРАКТИКУМ ПО ДИСЦИПЛИНЕ «РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ» Учебное пособие, г.Томск-2011

 



infopedia.su


Смотрите также