Я. В. Вакула Нефтегазовые технологии Учебное пособие

Вид материала

Учебное пособие

Содержание Рис.5.1 График разработки пласта Рис.5.2 Схема законтурного заводнения Рис.5.4 Схемы центрального заводнения Блоковая система заводнения Площадное заводнение Избирательное заводнение

Подобный материал:

• М. Н. Машкин Информационные технологии Учебное пособие, 2701.91kb.
• Учебное пособие для модульно-рейтинговой технологии обучения Бийск, 2035.37kb.
• Учебное пособие Санкт- петербург 2010 удк 778. 5 Нестерова Е. И, Кулаков А. К., Луговой, 708kb.
• Учебное пособие Санкт-Петербург 2007 удк алексеева С. Ф., Большаков В. И. Информационные, 1372.56kb.
• Учебное пособие Томский политехнический университет 2009 удк 000000 ббк 00000, 1895.66kb.
• О. В. Шатунова информационные технологии учебное пособие, 1418.45kb.
• Учебное пособие Находка 2003 Министерство образования Российской Федерации институт, 1363.47kb.
• Учебное пособие «управление персоналом» для студентов заочного обучения специальности, 1516.37kb.
• Учебное пособие Житомир 2001 удк 33: 007. Основы экономической кибернетики. Учебное, 3745.06kb.
• Учебное пособие санкт-Петербург 2008 удк 621. 865. 8 Гатчин Ю. А., Симоненко, 1485.16kb.

При отсутствии отбора жидкости в скважине устанавливается статический уровень Н_ст, высота которого соответствует пластовому давлению.

Н_ст = Н – h

где Н - глубина скважины, h – расстояние от устья до статического уровня.

Если пластовое давление превышает давление столба жидкости, заполнившей скважину, то при открытом устье из скважины жидкость будет переливаться. С отбором жидкости давление на забое становится ниже пластового Р_пл и в скважине устанавливается новый уровень, называемый динамическим, который всегда ниже статического.

Зависимость дебита скважины Q от перепада давления ΔР близка к линейной и выражается соотношением:

Q = К (Р_пл – Р_заб) = К·ΔР (4.5)

К – коэффициент продуктивности.

Коэффициентом продуктивности скважин называется отношение дебита скважины к перепаду давления в пласте или количество добываемой жидкости, приходящейся на перепад давления в одну атмосферу в течение суток. (на какую величину возрастает дебит скважины в т/сут при увеличении депрессии на пласт на 0.1 МПа).

Максимальный дебит скважины возможен, когда забойное давление Р_заб равно нулю ( Р_заб = 0). Этот дебит называют потенциальным Q_птц.

Отбор жидкости с дебитом равным потенциальному практически не возможен, так как при любом способе извлечения в скважине всегда находится столб извлекаемой жидкости.


Контрольные вопросы.

1. Какие технологические процессы входят в понятие «заканчиване скважин»
   
2. Виды пластовой энергии.
   
3. Что называют депрессией, продуктивным пластом, призабойной зоной,
   
4. Особенности технологии бурения пластов, содержащих углеводороды,
   
5. Методы вскрытия продуктивных пластов бурением,
   
6. Конструкция забоев скважин и предъявляемые к ним требования,
   
7. Оборудование устья скважин после бурения,
   
8. Способы гидравлического сообщения продуктивного пласта со скважиной,
   
9. Режимы работы нефтяных и газовых залежей и их особенности,
   
10. Технологии вызова притока жидкости и газа из пласта скважину,
    

11 Учет несовершенства забоев скважины,

12.Основные параметры, влияющие на производительность скважины,

13.Статический и динамический уровень в скважине,

14. Коэффициент продуктивности скважины,

15. Потенциальный дебит.


5. Технологии разработки

залежей углеводородов

.

Объект, системы и технологии разработки. Классификация, характеристики и показатели разработки. Разработка месторождений с воздействием на продуктивные пласты. Нефтеотдача. Методы повышения нефтеотдачи пластов и увеличения проницаемости призабойной зоны скважины.


Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.

Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей среды, определяет систему разработки залежи или месторождения.

На основе полученных сведений в процессе бурения поисковых и разведочных скважин составляется проект разработки, в котором определяются методы и системы разработки, способы извлечения продукции и уровень добычи с точки зрения имеющихся технологий и экономики, срок разработки, объем капиталовложений.

Норма отбора нефти и газа из добывающих скважин предусматривает, чтобы дебит соответствовал допускаемым условиям разработки и продуктивной характеристики пластов.

Рациональная система разработки – это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу (газоотдачу), при возможно низкой себестоимости нефти.

С развитием техники и технологии в нефтяной отрасли системы разработки месторождений непрерывно совершенствуются.

Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки (эксплуатационных объектов).

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Объекты выделяют с учетом геолого-физических свойств пород-коллекторов, физико-химических свойств нефти, воды и газа, фазового состояния углеводородов, близкими значениями приведенных пластовых давлений.

Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения.

Технология и техника извлечения нефти из недр на дневную поверхность определяется режимом работы залежи.

Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт.

По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин.

Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной. Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод).

Для систем с неравномерным расположением (с перемещающимся контуром нефтеносности) характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта.

По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы в зависимости от сроков строительства скважин. По порядку разбуривания залежи различают системы сгущающуюся и ползучую. При сгущающейся системе залежь разбуривается вначале разреженной сеткой скважин расположенных равномерно на площади с последующим бурением в промежутках между первыми скважинами. При ползучей системе бурение на залежи начинается в какой либо ее части с заданной степенью уплотнения с распространением в определенном направлении до полного разбуривания всей площади.

Режимы работы отдельных скважин и залежи в целом не постоянны на весь период разработки и могут меняться во времени в зависимости от изменения условий и энергетических факторов.

По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и с воздействием на пласт

В системах без воздействия на пласт в процессе разработки залежи используют только естественную пластовую энергию.

Системы разработки оценивают по их характеристикам и показателям.

Х а р а к т е р и с т и к и системы разработки:

- фонд скважин – общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных) скважин, предназначенных для разработки залежи. Подразделяется на основной и резервный. Основной - число скважин для реализации проекта разработки. Резервные скважины планируют с целью вовлечения в разработку не выработанных при данной технологии отдельных участков залежи, а также для повышения эффективности воздействия на пласт. Число скважин резервного фонда зависит от геологического строения пласта;

- удельный извлекаемый запас - отношение извлекаемых запасов нефти к общему числу скважин;

- плотность сетки скважин на площади принято выражать в гектарах, приходящихся на одну скважину.

-интенсивность системы заводнения - отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих.

- отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда, расстояние между рядами скважин и между скважинами, расстояние от контура до добывающих скважин, и др.

П о к а з а т е л и разработки абсолютные (количественные) характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:

- добыча нефти - основной показатель - суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.

- добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,

- добыча газа – отношение объема газа к количеству нефти, извлеченных из скважины в единицу времени,

- накопленная добыча – отражает количество нефти, добытое по объекту за весь прошедший период времени.

Относительные показатели характеризуют процесс извлечения продукции в долях от запасов нефти:

-темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам. Выражается в процентах, изменяется во времени и отражает влияние на процесс разработки всех технологических операций.

В начальный период вводятся в эксплуатацию новые скважины из бурения, количество добываемой нефти непрерывно увеличивается и достигает максимума (первая стадия), и какой то период удерживается на этом уровне со стабильным годовым отбором нефти (вторая стадия). Третья стадия – период падения добычи нефти и снижения темпа разработки. Завершающий период (четвертая стадия) характерен низким темпом разработки, высокой обводненностью продукции и медленным падением добычи. Темп разработки не должен превышать 8 – 10 % в год, а средний за весь период должен быть в пределах 3 – 5 % в год.

- обводненность продукции (отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды),

- темп отбора жидкости (отношение годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти),

- водонефтяной фактор (отношение значений добычи воды к нефти в м³/т), - пластовое давление, пластовая температура, расход нагнетаемых в пласт реагентов и пр.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. В процессе разработки природная пластовая энергия истощается и пластовое давление снижается при всех режимах работы залежи.

Наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора нефти из залежи и высоких коэффициентов извлечения, характерных для напорных режимов – искусственное поддержание пластовой энергии.

Основные методы воздействия на продуктивные пласты базируются на искусственном заводнении коллекторов и повышением эффективности заводнения. Осуществляются путем реализации различных способов законтурного, внутриконтурного, площадного и других систем заводнения, а также свойствами используемого реагента.

Рис.5.1 График разработки пласта Т-время разработки, Р- пластовое давление, q- текущая добыча нефти, В- обводненность нефти, Г- газовый фактор, n – число действующих скважин.

Эффективность заводнения заключается в повышении отмывающей способности вытесняющего агента и его вязкости, снижении вязкости вытесняемой нефти.

Регулирование процесса разработки заключается в обеспечении равномерного перемещения контуров водоносности. Неравномерность продвижения воды устраняют ограничением отбора жидкости из скважин обводняющихся с одновременным увеличением объема нагнетаемого агента в зонах, где продвижение контурных вод замедленное. Постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Давление замеряют в возможно большем числе скважин и строят через определенные промежутки времени карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями) по которым определяют падение пластовых давлений на отдельных участках.

Графическим методом определяют соотношение отбора жидкости с изменением параметров эксплуатируемого объекта (рис.5.1).

Особенности разработки газовых месторождений обусловлены гораздо меньшей вязкостью и плотностью газа по сравнению с нефтью и значительной сжимаемостью. Вследствие большой упругости сжатый газ обладает запасом энергии для фильтрации в пористой среде. Вследствие малой плотности забойное давление близко к устьевому и приток газа возможен при пластовом давлении близком к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может достигать более высоких значений (90 – 95 %). Разрабатывать месторождение можно более разреженной сеткой скважин при упругом, водонапорном и газонапорном режимах.

Залежи газа, содержащие растворенные жидкие углеводороды, называются газоконденсатными. Конденсат может выделяться как на поверхности из добытого газа, так и в пласте при снижении давления. Газ с конденсатом из скважины поступает в конденсатную установку, в которой выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ сжимается в компрессорах до соответствующего давления и нагнетается обратно в пласт.

Всю нефть из пласта извлечь не удается. Значительная часть (на практике при современных технологиях больше половины) остается в недрах, она прилипает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т.п.

Коэффициент извлечения нефти (КИН) в свою очередь есть произведение коэффициентов вытеснения, охвата , вскрытия.

Коэффициент вытеснения определяется в лаборатории на образцах керна насыщенных нефтью по результатам нагнетания через них воды.

В зависимости от причин, вызывающих низкую нефтеотдачу различают следующие виды остаточной нефти:

- нефть в пропластках и линзах пород, не вскрытых скважинами,

- нефть, оставшаяся в зоне проникновения вытесняющих агентов (нагнетаемой и пластовой воды или газа), неохваченных воздействием вследствие неоднородного строения пород и неравномерного продвижения вытеснения,

- пленочная и оставшаяся в капиллярных каналах нефть позади зоны вытеснения.

Коэффициент нефтеотдачи общий

η = η_вскр η_охв η_вытес

которые учитывают соответственно – долю объема вскрытых скважинами продуктивных пластов, полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом в зоне его продвижения, полноту вытеснения нефти из пласта.

Повышение эффективности естественных режимов работы залежей нефти и газа достигается применением различных искусственных методов воздействия на призабойную зону.

Искусственные методы воздействия на пласт можно разделить на три группы:

-методы поддержания пластового давления нагнетанием воды или газа,

- методы повышения нефте и газоотдачи пластов,

- методы повышения проницаемости призабойной зоны.

Технология повышения нефтеотдачи основывается на использовании различных химических, биологических, тепловых процессов и осуществляется с использованием нагнетательных и добывающих скважин.

Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – обозначается вся совокупность технологий объемного воздействия на нефтяной пласт (обычно осуществляется через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики заводнения и, в конечном итоге, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти (закачка в пласты воды с ПАВ, вытеснение нефти раствором полимеров, закачка в пласт углекислоты, нагнетание в пласт теплоносителей, вытеснение нефти из пласта растворителями, внутрипластовое горение).

Методы повышения проницаемости - обработка призабойной зоны (ОПЗ) – обозначается совокупность технологий локального воздействия на пласт в непосредственной близи от скважины (обычно осуществляется через добывающие скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины без указания связи с состоянием извлекаемых запасов нефти (кислотные обработки, ГРП, ГПП, торпедирование, вибрационное воздействие, тепловая обработка),

При всех методах вытесняемая нефть и вытесняющий агент передвигаются по пористому пласту и перемещают вместе с собой собственные и привнесенные твердые частицы, засоряющие пористую среду (фильтр) и изменяют ее характеристики во времени.

Нагнетание воды в пласт осуществляют путем законтурного и внутриконтурного заводнения или их модификаций. Газ нагнетают в газовую шапку продуктивного пласта. Для нагнетания воды используют специально пробуренные нагнетательные скважины.

Рис.5.2 Схема законтурного заводнения: 1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины; 3 – контрольные скважины; 4 – внутренний контур нефтеносности; 5 – внешний контур нефтеносности.

Законтурное заводнение характерно тем, что нагнетательные скважины расположены за пределами залежи вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятным объектом законтурного заводнения – пласты сложенные однородными породами с хорошей проницаемостью, не осложненными нарушениями. Расстояние нагнетательного ряда до внешнего ряда добывающих скважин принимают для однородных пластов в пределах 1000 – 1200 м. для пластов неоднородных и с низкой проницаемостью 600 – 700 м.

Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее тесно связан с охватом пласта вытесняющим агентом и определяется особенностями геологического строения, проницаемости коллектора, свойствами нефти и вытесняющего агента, системой разработки. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнении, применением повышенных давлений на линии нагнетания, выбором оптимальной сетки скважин.

Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на 2-3 ближайшие ряда добывающих скважин. При разработке залежей значительных по площади применяют внутриконтурное заводнение. Особенностью этой системы является размещение нагнетательных скважин рядами в нефтяной залежи, которыми вся ее площадь разрезается на отдельные участки

Различают осевое заводнение с расположением нагнетательных скважин по оси структуры и кольцевое – с расположением внутри залежи в виде кольца, разделяющего ее на центральную и кольцевую площади (рис. 5.3 и 5.4.).

Рис.5.3 Схема внутриконтурного заводнения: 1 – нагнетательные скважины; 2- эксплуатационные скважины

Рис.5.4 Схемы центрального заводнения: а – осевое заводнение; б – кольцевое заводнение; 1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины

Блоковая система заводнения предусматривает расположение нагнетательных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам, независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные. В зависимости от свойств пласта практикуют различную рядность на одной залежи, при необходимости легко переходят с одной системы на другую.

Площадное заводнение характерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической сетке – квадратной или треугольной. Различают пяти, семи и девяти точечные системы.

( Элемент пятиточечной системы – квадрат в центре которого расположена скважина нагнетательная, а по углам квадрата добывающие;

Элемент семиточечной системы – шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре.

Элемент девятиточечной системы – квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добывающие скважины, а в центре нагнетательная).

Избирательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании данных геофизических и гидродинамических исследований.

При этом учитывается соотношение скважин нагнетательных и добывающих, вязкость нефти и воды, степень неоднородности пласта.

Пятиточечная схема размещения скважин.	Семиточечная схема размещения скважин