1. Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд
 Скачать 1.02 Mb.
|
45. Основные решения упругого режима, которые используются в расчетах при составлении проекта пробной эксплуатацииКак известно, пластовая система (коллектор+флюид) находящаяся под давлением обладает определенным запасом упругой энергии. Этот запас обусловлен упругоемкостью системы, величина которой определяется след. образом: β=-ΔV/(VΔP), Pгор=Pэф. скелета +Pжидк. Для насыщенных пористых сред упругоемкость записывается обобщенно: β*=mоп βж+ βскел. За счет упругоемкости любой импульс давления на забое скважины вызовет перераспределение в окружающих зонах пласта (растет воронка депрессий). Интенсивность этого процесса контролируется пьезопроводностью пласта: æ=k/ (μ β*) Этот показатель тем выше, чем выше проницаемость. Поэтому высокопроницаемые пласты обеспечивают быстрый выход скважин на режим. Пуск скважин в работу вызывает при постоянном дебите среднюю картину изменения давления: Н  а первой фазе фильтрации действует неустановившийся режим. На второй фазе фильтрации – закон Дюпюи.Таким образом режим работы залежи в зоне влияния скважины протекает в одну фазу фильтрации. Обобщенно этот процесс описывается уравнением пьезопроводности:  В случае плоско-радиального притока это выражение запишется:  При задании постоянства дебита решением последнего уравнения является обобщенная формула для рачета понижения давления в любой момент времени в любой точке пласта: ΔP(r,t)=Po-P(r,t)=Θμ/(4πkh)[-Ei(-r2/4æt)] – это основная формула теории упругого режима -Ei – интегрально-показательная функция. В случае пробной эксплуатации производится прогнозный расчет понижения давления в точке пласта, которую можно проверить замером – в пьезометрических скважинах 46. Задачи проекта пробной эксплуатации. Основной задачей проекта пробной эксплуатации (ППЭ) является описание порядка ввода в эксплуатацию имеющихся в наличии скважин, а также режимов и соответствующего оборудования для их эксплуатации, описание условий контроля за разработкой. Основной целью данного документа является сбор дополнительной информации о состоянии пластовой системы для детального анализа и разработки следующего проектного документа. Задачи проекта пробной эксплуатации месторождения В течение последних 30-35 лет при освоении месторождений З.Сибири они в чем-то менялись, но основные сохранили силу в отраслевых стандартах: 1) уточнение добывных возможностей скважин разведочного фонда; 2) выявление факторов, осложняющих работу добывающего фонда (отложение парафинов, гидратов, солей, повышенное газосодержание, деформация коллекторов в ПЗП, разрушение скелета пласта и пробкообразование), которые не были выявлены или были слабо выражены при проведении испытания скважин в период разведки; 3) обустройство месторождения (монтаж ДНС, прокладка временных коллекторов сброса продукции на соседнее обустроенное месторождение и прочие работы); 4)проведение комплексных исследований скважин в течение пробной эксплуатации (гидродинамических, геофизических; отбор и исследование глубинных и поверхностных проб и т.д.); 5) оценка характера гидродинамической связи между скважинами, между залежью и законтурной областью; 6)проведение пробной закачки воды при обосновании последующего поддержания пластового давления; 7) доразведка месторождения при необходимости добуривания скважин (задачи с начала 90-х гг. в связи с малой достоверностью запасов - на месторождениях обеспечивались категории С1 и С2). В ППЭ обосновываются: - кол-во и местоположение вводимых в эксплуатацию скважин; - кол-во и местоположение опережающих добывающих и нагнетательных скважин проектируемых к бурению в пределах разведанного контура, интервал отбора керна из них; - комплекс детальных сейсмических исследований, направленных на уточнение геологического строения и детализацию структурного плана, границ распространения коллектора, положение контуров газо- и нефтеносности продуктивных горизонтов; - виды геолого-промысловых и геофизических исследований скважин, лабораторных исследований керна и пластовых флюидов; -ориентировочные уровни добычи нефти, газа, объемов закачки воды на период пробной эксплуатации. 47. Технологии выработки остаточных запасов нефти. Остаточные запасы - это запасы, остающиеся в пласте по завершении проектной разработки месторождения при полном и рациональном использовании современной техники и технологий, добыча которых в действующих экономических условиях нерентабельна. Главная проблема доразработки месторождений заключается в неопределенности распределения остаточных запасов нефти по объему пласта. Правильная оценка их местоположения, выявление и вовлечение в разработку слабо дренируемых и застойных зон не только позволит осуществить рациональное добуривание новых скважин и повысить эффективность того или иного метода воздействия, 48. Основные документы на разработку нефтяных месторождений (мелких и крупных). Для небольших м/р ( до 10 млн.тонн запасов) выполняются документы: 1) Проект(план) пробной эксплуатации м/р (на два года). 2) Тех.схема на разработку. 3) Уточненная (1 или несколько) тех.схема. 4) Проект на разработку, если м/р небольшое ч/з 5-8лет + несколько уточненных проектов. 5) Проект на доразработку м/р. 6)проект ликвидационных работ Для крупных м/р и гигантов: 1) Тех.схема на разработку первоочередного участка. 2) Генеральная техсхема на разработку. 3) Принципиальная схема разработки. 4) Проект па разработку ч/з 12-14лет. 5) Уточненный проект на разработку ч/з 8-11лет + уточненные. 6) Проект доразработки Основные проектные документы на разработку нефтяного месторождения Вид и содержание проектного проектного документа по разработке зависит от стадии разработки месторождения, сложности и изученности его строения и свойств, а также предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. Вообще могут быть использованы следующие документы: 1)Проект пробной эксплуатации 2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации 3) Технологическая схема разработки 4)Проекты разработки 5)Уточненные проекты разработки 6)Анализ разработки В принципе каждый последующий проектный документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь набор документов. Если предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами, аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной эксплуатации и переходить к составлению основной технологической схемы разработки. Пробная эксплуатация скважин осуществляется, как правило, в обязательном порядке, т.к. при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки (Дебиты, приемистость, скин-эффекты, эффективности тех или иных способов эксплуатации и др.). В случаях, когда возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти, необходимо составлять технологическую схему опытно-промышленной эксплуатации для одного или нескольких участков месторождения. Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. В тех.схеме устанавливается система и технология разработки. В процессе её реализации производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения. После составления и утверждения тех.схемы составляется проект его обустройства в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышл.нефтепроводов и их техн.характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера нефти и газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства строительство объектов разработки. Проект разработки составляется когда месторождение разбурено на 60-70%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. Если и после составления и начала осуществления проекта разработки возникнет необходимость изменения проекта, то составляется уточненный проект разработки. Согласно регламенту Министерства топлива и энергетики РФ проектные документы должны содержать: *Общие физ.-геол. сведения о месторождении , его пластах и насыщающих их нефти, газе и воде. *Геол.-физ. характеристику месторождения , строение и данные об эффективных толщинах, данные о запасах, пористости, абсолютной и относительной проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, смачиваемости коллекторов, начальном и текущем Рпл и нефтенасыщенности. *Данные гидродинамических исследований, данные о дебитах и приемистости скважин. *Данные лабораторных исследований извлечения нефти из недр, теплофизические и физ.-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефтеизвлечения. *Обоснование выявления объектов разработки. *Обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти и газа. *Характеристику источников водоснабжения и газоснабжения. *Обоснование экологической безопасности разработки. *Экономические характеристики вариантов разработки. На каждый проектный документ должно выдаваться техническое задание и показатели входящие в него не должны быть противоречивыми 49. Стадии разработки нефтяных месторождений при заводнении и их характеристика. по стадиям (этапам), выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии 1 стадия — стадия освоения эксплуатационного объекта — - характеризуется: интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня; быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 0,8 от макс; резким снижением пластового давления; небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости); достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%). Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет II стадия — стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс ГТМ по регулированию процесса разработки; III стадия — стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия но управлению процессом разработки; (темп падения годовых отборов 10-12% в год). Заканчивается отбором 90% запасов от НИЗ. IV стадия — завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки. Активно используются различные технологии МУН. Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 20 лет и более. Методами исследования скважин на установившихся режимах решаются задачи: контроль за процессами самоочистки ПЗП (до 5-6 месяцев после освоения скважин); контроль за динамикой коэффициентов продуктивности (Кпр) скважин при процессах обводнения продукции скважин; контроль за распределением Кпр по площади разбуренного объекта разработки; контроль за динамикой Кпр при различных ОПЗ (СКО, ГРП, изоляционных работах и прочих ГТМ); контроль за динамикой Кпр при разукрупнении эксплуатационных объектов (ЭО); то же при приобщении пластов. Методами исследования по КВД решаются дополнительные задачи: выявление кольцевых неоднородностей в ПЗП; выявление литологических и тек тонических границ в УЗП; оценка эффективности ОПЗ скважинах. Методами гидропрослушивания решаются задачи: устанавливается характер гидродинамической связи между скважинами; контролируется характер гидродинамической связи залежи нефти и законтурной зоны пласта; контроль за характером гидродинамической связи между пластами; расчет средних параметров пласта в зоне реагирования скважин. В гидродинамические методы по контролю за разработкой нефтяных месторождений включаются: результаты исследования скважин на установившихся режимах (по добывающему и нагнетательному фонду); результаты исследования скважин при неустановившихся процессах (по данным КВД, КВУ, КПД, гидропрослушиванию). Они основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами решаются задачи по определению коэффициента продуктивности (приемистости) скважин Ко, гидропроводности пласта е, пластового давления рпл, пьезопроводности пласта χ, комплексного параметра χ /rс2 (rс — приведенный радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями— проницаемости k и радиуса r0. Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). 50. Прогнозирование показателей разработки по фактическим данным с помощью характеристик вытеснения. Характеристики вытеснения представляют собой математическую связь в виде зависимости суммарной накопленной добычи нефти и ряд др. показателей , которые откладываются на оси абцисс - это логарифм от накопленного объема добычи жидкости или через определенные соотношения. В первом случае это методика ГипроВостокнефти (метод Сазонова), во втором случае могут использоваться зависимости по Канварову, Перивердяну и т.д. Идея всех этих методов характеристик вытеснения основана на линеализации зависимости накопленной добычи от каких-либо др. показателей. Т.е. если у нас не будет линейной зависимости, то экстраполяция с точки зрения математики не состоятельна, поэтому при линеализации функции мы можем прогнозировать на несколько лет вперед, выражая при этом через определенные объемы добытой нефти и добытой жидкости за счет формируемой системы скважин. Методы характеристик явл-ся универсальными при прогнозировании эффекта от любого ГТМ. 51. Методики гидродинамических расчетов при прогнозировании показателей разработки нефтяного месторождения. В зависимости от размеров месторождения, детального ознакомления с геологическими промысловыми данными, методы прогнозирования бывают разные. При прогнозировании показателей разработки на четыре года при проектировании или при составлении проекта пробной эксплуатации, мы задавая определенный уровень отбора прогнозируем динамику пластового давления и определяем на конец этого периода возможность эксплуатации без ППД или с ППД. В случае составления технологических схем или после проекта пробной эксплуатации метод прогнозирования уже предполагает знание о деталях неоднородности пластов. Если в первом случае принимается модель при прогнозировании более менее однородного пласта, то при составлении тех. Схемы обязательно рассматриваются вопросы применения методов обработки геолого-промысловой информации на базе мат. статистики и теории вероятности. Значит, в первом случае может быть принята условно модель однородного пласта, а во втором случае – модель неоднородного пласта. Отсюда, на основании обработки этих данных и представлении этих результатов в виде закона распределения основного фильтрационного свойства проницаемости (абсолютной), который в этом случае служит основой для ввода поправок на процесс обводнения скважин до предельного обводнения 98-99%. (т. е. методика основана на прогнозе процессов обводнения при определенной закономерности ввода фонда скважин, и ,таким образом, показатели обычно рассчитывают на конец эксплуатации, когда обв-сть достигает предельной величины). Методика Любой импульс,связанный с пуском СКВ в работ за счет упрогоемкости пл системы вызывает длительные перераспределения пл давления-проявляется фаза фильтрации(фаза упругого режима)  Решением (1)при задании постоянства источника стока является обобщенная фрормула изменения давления в любой точке пласта в любой момент времени при заданном огр формула имеет вид: Уравнение пьезопроводности  По (4) можно произвести прогноз понижения давления приразличных технологических условиях работы сквю: 1одновременно запускают в работу несколько СКВ. 2разновременно запускают 3.дебиты скв изменяются. Но, т.к. обычно мы обладаем неполным набором информации, со временем эта информация уточняется, т.е. прогнозирование в этом случае требует пересмотра, в случае весьма неоднородного строения, что выявляется в процессе освоения первых участков по тех. схеме, составляется новый уточненный проектный документ. И в этих случаях геологическая и гидродинамическая все время корректируется |