1. Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд

• Название: 1. Может ли обводняться продукция до начала работы системы ппд
• Дата: 10.10.2022
• Размер: 1.02 Mb.
• Имя файла: Otvety_Kopytov.docx
• Тип: Закон; #726190
• страница: 6 из 7

52. Основные технико-технологические ограничения, накладываемые на гидродинамические модели пластов при проектировании разработки нефтяных месторождений.

Прежде всего распространяются на давления и дебиты (приемистость) добывающих (нагнетательных) скважин, и соответственно они касаются технических характеристик применяемого на промысле оборудования. Для того чтобы оборудование функционировало без сбоев и как можно большее время необходимо контролировать постоянно изменяющиеся характеристики залежей углеводородов.

Основные виды этих ограничений контролируются геологическими условиями залегания УВ в недрах:

1.Глубина залегания продуктивных пластов минимальная 1,5км, макс. до 3км.Глубина будет определяться технической доступностью запасов. Н-р, Юрские комплексы от 2400-2900м создавали проблемы в начале 90-х из-за низкой продуктивности их в выборе способа эксплуатации (ШСНУ не удовлетворяли)В 90-е были созданы малопроизводительные, но высоконапорные и рентабельные ЭЦНУ. Следовательно ограничения распространяются на давления и дебиты (приемистость) добывающих (нагнетательных) скважин, и соответственно они касаются технических характеристик применяемого на промысле оборудования. Для того чтобы оборудование функционировало без сбоев и как можно большее время необходимо контролировать постоянно изменяющиеся характеристики залежей углеводородов.

2.Условия нефтеизвлечения. Зависят от вязкости пластовой нефти, определяют условие фонтанирования и выбор способа эксплуатации. Для ЗС 1-5сПз

3.Газосодержание в нефти. Газосодержание на приеме подъемника определяет параметры его и выбор способа эксплуатации.. В НГЗ 200-400м3/т

4.Начальное насыщение коллекторов будет определять ограничение по дебитам и давлениям,выбор мех способа эксплуатации и технологических показателй работы СКВ будет зависеть от обвоводненности, которая контролируется степенью недонасыщенности коллетора.

5.Наличие газовых шапок в залежи вносит ограничения по дебитам и давлению. Касается условий вскрытия пластов объектов перфорации,т е при заданном интервале могут быть заданы предельные безгазовые дебиты и депрессии.

6.При проектировании ППД вносятся огр по приемистости и по давлениям закачки, которые контролируются общими требованиями по коэф компенсации за основной период. (αкомп=1,1-1,15 для НЗ,1,15-1,25 для НГЗ). Для систем ППД вводят ограничения для насосных агрегатов, в зависимости от типа коллекторов. Вводятся также ограничения на физико-химические свойства закачиваемой воды, наличие механических примесей и

7.Огр по уровню отбора при заданном фонде скв. Обосновываются моделированием, могут быть откорректированы и пересмотрены на ТКР, контрольные цифры определяют на послед.1-2года. Максимально допустимый отбор который скважина может дать, чаще всего недопустим, так как это влечет за собой нерациональный расход пластовой энергии, неполное извлечение нефти и может вывести скважину из строя вследствие смятия колонны или разрушения пласта. Поэтому для каждой скважины устанавливается своя норма отбора – максимальный дебит, допускаемый условиями рациональной эксплуатации. Для газовых залежей норму отбора устанавливают по началу выноса песка струей газа или устанавливают такой отбор, при котором не подтягивается вода.

Например, при фонтанной эксплуатации скважины возможно накопление газа в затрубном пространстве и как следствие возможен периодический прорыв газа к башмаку фонтанных труб, соответственно работа скважины нарушается. Такое явление называют пульсацией. А если в добываемой продукции содержится песок, то изменение забойного давления способствует пробкообразованию. Для обеспечения нормальной работы такой скважины необходимо контролировать рост давления в межтрубном пространстве.

Также при любом способе эксплуатации, применяемом на месторождении, необходимо контролировать забойные давления и динамические уровни работы скважины для того, чтобы недопустить выход из строя и обеспечить нормальную работу добывающего оборудования (УШГН, ЭЦН и т.п.).

Для систем ППД вводят ограничения для насосных агрегатов, в зависимости от типа коллекторов. Вводятся также ограничения на физико-химические свойства закачиваемой воды, наличие механических примесей и т.д.

53. Расчеты процесса вытеснения нефти водой в системе скважин по схеме поршневого вытеснения.

Данный метод называется методом Борисова и позволяет сложный фильтрационный поток в пласте при совместной работе нескольких батарей эксплуатационных и нагнетательных скважин разложить на простейшие потоки - к одиночно работающей скважине и к одиночно работающей батареи. Реализация данного метода достигается введением понятий внутреннего и внешнего фильтрационных сопротивлений, которые придают простейший физический смысл членам уравнений, используемых для подсчетов дебитов и значений потенциальных функций. Рассмотрим прямолинейную цепочку скважин , работающих с одинаковым удельным дебитом Q, на 1 и том же пласте.Растояние между 2σ, L раст до контура питания. L>σ. B – ширина галереи. В=2σ*n Начиная от К.П. до σ движение считается по прямолинейному закону, а начиная с раст σ по плоскорадиальной задаче, решение которой предполагает использование метода суперпозиции и метода отражения, т.е отКП мысленно отражается такая же галерея СКВ, н ос противоположным по знаку дебитом. При этом выделяется глав линия тока АВ, по которым сворость мах, и нейтральные линии А’B’ , по кторым скорость мин.

поэтому

Для выяснения этих понятий сравним формулу с законом Ома для полной цепи I=U / R, где I - ток, U - разность потенциалов и R - сопротивление. Где Qиграет роль силы тока, дельта Р разности потенциалов. Правое слагаемое знаменателя выражает фильтрационное сопротивление потоку от контура питания к участку прямолинейной бесконечной цепочки, занятому n скважинами, в предположении замены батареи галереей. Борисов назвал эту часть фильтрационного сопротивления - внешним фильтрационным ρ. второе слагаемое выражает местное фильтрационное сопротивление, возникающее при подходе жидкости к скважинам. Появление этого сопротивления ρ’объясняется искривлением линий тока у скважин, и по Борисову оно получило название внутреннего Фильтрационые .

Здесь  выражает фильтрационное сопротивление потоку от контура питания к кольцевой батареи радиуса а в предположении, что поток плоскорадиален и батарея заменена галереей. Внутреннее сопротивление ^/ - это сопротивление плоскорадиального потока от воображаемого контура окружности длиной 2а/n к скважине. Величина 2а/n - длина дуги сектора радиуса а, который содержит одну из скважин батареи.

Э лектрическая схема в случае одной батареи (рис.4.12) имеет вид (рис.4.13). На рис.4.12 затемнены области внутреннего сопротивления.

Рассмотрим случай притока к n эксплуатационным и нагнетательным батареям скважин и составим схему сопротивлений. Предположим, что скважины i-ой батареи имеют забойные потенциалы _сi (i=1,...,n), пласт имеет контурные потенциалы _к1 и _к2 (рис. 4.14). Пусть _к1 > _к2. Очевидно, поток от контура питания к первому ряду скважин будет частично перехватываться первой батареей и частично двигаться ко второй. Поток ко второй батарее будет частично перехватываться второй батареей, частично двигаться к третьей и т.д. Этому движению отвечает разветвленная схема фильтрационных сопротивлений (рис. 4.15).

Расчет ведется от контура с большим потенциалом к контуру с меньшим потенциалом, а сопротивления рассчитываются по зависимостям:

- прямолинейная батарея 4.40

- круговая батарея 4.41

г де L_i - расстояние между батареями (для i=1 - L₁=L_к1 ); r_i - радиусы батарей (для i=1 - r₀=r_к ); k_i - число скважин в батареи.

Дальнейший расчет ведется, как для электрических разветвленных цепей, согласно законам Ома и Кирхгоффа:

- алгебраическая, сумма сходящихся, в узле дебитов равна нулю, если считать подходящие к узлу дебиты положительными и отходящие - отрицательными.

- алгебраическая сумма произведения дебитов на сопротивления (включая и внутреннее) равна алгебраической сумме потенциалов, действующих в замкнутом контуре. При этом и дебиты и потенциалы, совпадающие с произвольно выбранным направлением обхода контура, считаются положительными, а направленное навстречу обходу отрицательным.

С ледует помнить, что для последовательных сопротивлений =_i , а для параллельных -

Если одна из границ непроницаема, то расход через неё равен нулю. В этом случае в соответствующем узле схемы фильтрационных сопротивлений задаётся не потенциал, а расход. На рис. 4.16 показана схема в случае непроницаемости второго контура. Вместо потенциала _к2, показанного на рис.4.15, здесь в узле задано условие G_i=0.

П риведенные формулы тем точнее, чем больше расстояние между батареями по сравнению с половиной расстояния между скважинами. Если расстояние между скважинами много больше расстояния между батареями, то расчет надо вести по общим формулам интерференции скважин или использовать другие виды схематизации течения, например, заменить две близко расположенные соседние батареи скважин с редкими расстояниями между скважинами (рис. 4.17а) эквивалентной одной батареей - с суммарным числом скважин и проведенной посредине (рис.4.17b).

54. Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.

Модель поршневого вытеснения. Предполагается движущийся в пласте вертикальный фронт (границы), впереди которого нефтенасыщенность равна начальной ( ), а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью . На рисунке 19 схематически показан профиль насыщенности при фиксированном положении фронта . Перед фронтом фильтруется только нефть, а позади — только вода.

Р исунок 19 —Профиль насыщенности при фиксированном положении фронта .

1 — водой; 2 — нефтью

В соответствии с этой моделью полное обводнение продукции скважин должно произойти мгновенно в момент подхода фронта вытеснения к скважинам.

Модель непоршневого вытеснения (рисунок 20). По схеме Бэкли - Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтенасыщенности на нем значительно меньше, чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него — одновременно нефть и вода со скоростями, пропорциональными соответствующим фазовым проницаемостям. Причем по мере продвижения фронта вытеснения скорости изменяются не только в зависимости от насыщенности в пласте, но и во времени. В момент подхода фронта к скважине происходит мгновенное обводнение до некоторого значения, соответствующего скачку нефтенасыщенности на фронте , а затем обводненность медленно нарастает.

Рисунок 20 — Модель непоршневого вытеснения

Модель Бакли – Леверетта описывает процессы разработки нефтяных месторождений при непоршневом вытеснении нефти водой. Так как вытеснение не поршневое, то при фильтрации флюидов образуется зона двухфазной фильтрации – нефть + вода, которая через определённое время (время безводного периода) достигнет забоя добывающих скважин и, при дальнейшей эксплуатации скважин получаем совместный приток нефть + вода, при чём доля воды будет всё время увеличиваться. Эксплуатация ведётся до тех пор, пока продукция полностью не обводниться, либо до тех пор, пока дебит добываемой нефти остаётся рентабельным.



Ф ункция Бакли – Леверетта f(σ) зависит от водонасыщенности σ, определяется следующим образом:



- Относительная проницаемость воды и нефти,

μ₀ = μ_в /μ_н

Функция f(σ) строится индивидуально для каждого типа коллектора (песчаников, алевролитов, известняков)

Рисунок 41 — График зависимости f(σ) от σ

Рисунок 41 — График зависимости f `(σ) от σ

σ_ф – точка насыщенности на фронте вытеснения

σ_св ≤ σ_ф ≤ σ^*

σ^*– предельное значение коэффициента водонасыщенности при котором нефть перестаёт двигаться.

Если выполняются условия t = T; X_ф(Т) = L, то фронт вытеснения доходит до галереи.

В ремя выработки чисто нефтяной зоны (Т) определяется по формуле:



B, h, L – ширина высота и длинна пласта соответственно

m – коэффициент пористости

q - количество поступившей в пласт жидкости

f `(σ_ф) – производная функции Бакли – Леверетта в точке σ_ф, которая определяется по формуле:



Коэффициент извлечения нефти в безводный период равен:



А при условии что t = T; X_ф(Т) = L коэффициент извлечения нефти в безводный период равен:



Итак, при поршневом вытеснении нефти посредством функции Бакли – Леверетта определяются время безводного периуда и текущего после обводнения продукции.

1. 
   55. Типы моделей пластов (объектов разработки).
   

Различают два вида промыслово-геологических моделей залежей. Это статические и динамические модели.

Статическая модель отражает все промыслово-геологические свойства залежи в ее природном виде, не затронутом процессом разработки: геометрию начальных внешних границ залежи; условия залегания пород коллекторов в пределах залежи; границы залежи с разным характером нефтегазоводонасыщенности коллекторов; границы частей залежи с разными емкостно-фильтрационными параметрами пород-коллекторов в пластовых условиях.

Эти направления моделирования, составляющие геометризацию залежей, дополняются данными о свойствах в пластовых условиях нефти, газа, воды, о термобарических условиях залежи, о природном режиме и его потенциальной эффективности при разработке (энергетическая характеристика залежи) и др.

Статическая модель постепенно уточняется и детализируется на базе дополнительных данных, получаемых при разведке и разработке залежи.

Динамическая модель характеризует промыслово-геологические особенности залежи в процессе ее разработки. Она составляется на базе статической модели, но отражает изменения, произошедшие в результате отбора определенной части запасов углеводородов, при этом фиксируются: текущие внешние границы залежи; соответственно границы "промытого" водой или другими агентами объема залежи (при системах разработки с искусственным воздействием на пласты); границы участков залежи, не включенных в процесс дренирования; фактическая динамика годовых показателей разработки за истекший период; состояние фонда скважин; текущие термобарические условия во всех частях залежи; изменения коллекторских свойств пород.

При статическом моделировании большое место занимает графическое (образно-знаковое) моделирование, называемое геометризацией залежи. В область графического моделирования входит моделирование формы и внутреннего строения залежи. Форма залежи наиболее полно отображается на картах в изогипсах, получивших название структурных, на которых находят положение внешнего и внутреннего контура нефтеносности, а также при их наличии — положение литологических и дизъюнктивных границ залежи.