1. Назначение систем поддержания пластового давления
 Скачать 0.88 Mb.
|
|
37.Особенности разработки низкопроницаемых и неоднородных коллекторов. -Проблема получения промышленного притока из пласта, отсутствует период фонтанирования, добыча сначала и до конца разработки механизированная. -Вторая проблема связана с подготовкой скважиной продукции. Уже в первые месяцы эксплуатации, скважины дают обводненную продукцию (20-30%), а это влечет дополнительные расходы на подготовку. -Трудности с выходом на проектный уровень нефтеотдачи,- необходимость применения густых сеток скважин, бурение боковых стволов как в варианте уплотнения сетки, так и в варианте ГС и площадных систем заводнения, ГТМ в значительных объемах, активное внедрение потокоотклоняющих технологий, увеличение давления закачки. -Низкая начальная нефтенасыщеность, заранее обуславливает низкую потенциальную нефтеотдачу. -Также необходимо качественное вскрытие продуктивного горизонта при бурении, в следствие того, что недонасыщенный коллектор начинает интенсивно насыщаться влагой бурового раствора, что приводит к резкому снижению фазовой проницаемости коллектора по нефти в ПЗП. Много добывают балластной воды. В результате получают конечный КИН около 0,25-0,3. 38.Технологии выработки остаточных запасов нефти. Формы сущ-ия остаточной нефти: 1)нефть,оставш.в слабо-проницаемых пропластках и участках не охваченных водой- 27% 2)нефть в застойных зонах однородных пластов – 19% 3)нефть,оставшаяся у непроницаемых экранов, не вскрытых скв. – 24% 4)капиллярно-удерживаемая и плёночная нефть – 30% С 1-3 пункты можно извлечь путем совершенствования сущ. систем и технологий разработки, а также применение гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи.(циклическое заводнение, изм направления фильтрационных потоков, потокоотклоняющие технологии, форсированный отбор и др) Нефть из пункта 4 может быть извлечена только в результате воздействия на него физических и физико-хим. процессов.(ПАВ,полиеры,р-ры щелочей и кислот) 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. 42.Особенности разработки месторождений высоковязких нефтей Мировой опыт разработки месторождений вязкой нефти показывает, что рентабельная разработка большинства из них ограничена в силу малодебитности нефтяных скважин и низкой нефтеотдачи достигаемой при эксплуатации залежи на естественном режиме или заводнении. Если первая из этих проблем достаточно удачно решается в последнее время путем бурения горизонтальных и многозабойных скважин, то для решения второй необходимо внедрение различных технологий воздействия на пласт. Основная проблема разработки месторождений тяжелой нефти заключается в её вязкости, а именно в неблагоприятном соотношении подвижности вытесняемого (нефти) и вытесняющего агента (например, вода). Изменить данную диспропорцию можно путем уменьшения вязкости самой нефти, либо путем увеличения вязкости вытесняющего агента, либо изменяя эти величины одновременно. Методы воздействия на пласт: 1. Тепловое воздействие (закачка теплоносителей и внутрипластовое горение) и реализация смешивающегося и частично смешивающегося вытеснения (использование чередующихся закачек газов, углеводородных растворителей и воды). В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт, с целью повышения нефтеотдачи в настоящее время применяются вода и насыщенный водяной пар. Применение в качестве теплоносителя пара может обеспечить воздействие на пласт более высокой температурой, чем в случае закачки в пласт горячей воды при тех же условиях. Среди термических методов, в которых тепловая энергия воспроизводится непосредственно в пласте, можно выделить сухое, влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение, основанное на инициализации в пласте очага экзотермической окислительно-востановительной реакции и продвижении его по пласту. Несомненным преимуществом данного метода является возможность использования его в широком диапазоне глубин залегания продуктивных пластов. При этом методу характерны и существенные недостатки, среди которых можно выделить сложность контроля процесса горения и как следствие низкий охват пласта воздействием, технологические проблемы, связанные с повышенными температурами и опасностью образования взрывоопасной смеси в добывающих скважинах и т.д. 2. Полимерное, эмульсионное, щелочное заводнение. Эмульсионное заводнение: при этом эмульсия может быть получена как в пластовых условиях, так и подаваться с поверхности. К первому виду технологий можно отнести щелочное заводнение. Помимо формирования эмульсий в пласте щелочь также оказывает влияние на отмывающую способность закачиваемого агента путем изменения поверхностного натяжения на границе нефть-вода. Недостатком щелочного воздействия является опасность значительных потерь реагента в результате воздействия с минералами породы-коллектора и минерализованными пластовыми водами. 3. Термощелочное, термополимерное, конденсатополимерное воздействие. Технология термощелочного заводнения сочетает в себе положительные стороны, термального заводнения и воздействия холодной щелочью, и предусматривает предварительный прогрев пласта горячей водой с последующим нагнетанием в пласт горячего раствора щелочи. При этом достигается: выравнивание фронта вытеснения при эмульгировании остаточной нефти в предварительно промытых зонах, а также уменьшение расхода реагента (щелочи) на осуществление процесса. 34.Методы подсчета запасов нефти и растворенного газа. 1)метод материального баланса Запасы нефти, содержащиеся в залежи, определяются на основе изучения изменений основных показателей разработки, а также физических свойств нефти, воды и породы в зависимости от снижения давления в процессе разработки залежи. Отборы нефти, растворенного газа и воды, закачка воды и газа в залежь вызывают непрерывное перераспределение флюидов вследствие изменения пластового давления. 2) статистический метод (метод кривых) Этот метод основан на изучении кривых падения дебита скважин. При построении различного рода кривых изучается статистический материал о добыче за прошлое время, выявляется влияние на дебит тех или иных факторов.Характер выявленных закономерностей служит основой для построения кривых и их экстраполяции для определения добычи и расчета запасов нефти. 3)объемный метод Этот метод является основным и основан на определении массы нефти, приведенной к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов, слагающих залежи нефти или их части. Он применим для подсчета запасов нефти при любом режиме работы залежи в контуре любой категории запасов. Для подсчета запасов нефти применяют формулы:    58.Система разработки нефтяной залежи с законтурным заводнением. Условная схема. Условия применения. Под системой разработки понимают система размещения скважин обоснования способов эксплуатации обоснования режимов работы добывающих и нагнетательных скважин управление балансом пластовой энергии обоснование конструкции скважин, зависит от глубины залегания объекта разработки, от сетки скважин, это выразиться в различных вариантах размещения кустов скважин т.е. в целом в обустройство скважин. проектирование поэтапных работ в регулировании процесса разработки(как по интенсификации, так и по повышению нефтеотдачи). поэтапное обоснование КИН текущих и КИН конечных. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объекте и их число; темп и порядок ввода их в работу; способ регулирования баланса и использования пластовой энергии. Системы разработки делятся на разработку без поддержания пластового давления и с поддержанием пластового давления. Геолого-промысловые условия для разработки без ППД: - режим естественно водонапорный - высокие коллекторские свойства, гидропроводность, пьезопроводность, подвижность. - низкая вязкость нефти в пластовых условиях - отсутствие тектонических нарушений - высокая гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи. Ширина залежи не более 4 – 5 км. Законтурное заводнение – нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности. При небольшом давлении на контуре питания или при большой удаленности контура применив законтурное заводнение можно приблизить контур к залежи и поддерживать в нем достаточное давление, тем самым повысить темп отбора. 59.Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением. Условная схема. Условия применения. Разработка представляет собой перечень мероприятий, образующих систему разработки. Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объекте и их число; темп и порядок ввода их в работу; способ регулирования баланса и использования пластовой энергии. Системы разработки делятся на разработку без поддержания пластового давления и с поддержанием пластового давления. Геолого-промысловые условия для разработки без ППД: - режим естественно водонапорный - высокие коллекторские свойства, гидропроводность, пьезопроводность, подвижность. - низкая вязкость нефти в пластовых условиях - отсутствие тектонических нарушений - высокая гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи. Ширина залежи не более 4 – 5 км. Приконтурное заводнение применяют с учетом в основном тех же факторов, что и при законтурном заводнении. Однако в этом случае вследствие образования различных экранов может быть значительно ослаблена гидродинамическая связь между нефтяной и законтурной частями залежи. Нагнетательные скважины проектируют в пределах нефтяной части залежи на минимальном расстоянии от внешнего контура нефтеносности Приконтурное заводнение, когда из-за плохой проницаемости пород на контуре нефтеносности нагнетательные скважины располагают между внутренним и внешним контурами нефтеносности в водо-нефтяной зоне пласта Приконтурное заводнение проектируется тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью, а также с целью повышения эффективности законтурного заводнения 13.Виды неоднородности коллекторов. Наибольшей неоднородностью пород-коллекторов отличаются залежи нефти, приуроченные к карбонатным коллекторам с низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Важная отличительная особенность строения этих коллекторов заключается в частом переслаивании зон с низкой продуктивностью, раздробленных на мелкие участки ( линзы), слабосообщающихся друг с другом, и с зонами высокой продуктивности В природных условиях продуктивные нефтегазосодержащие пласты редко бывают однородными. Поровая среда называется неоднородной, если ее основные характеристики – пористость и проницаемость – различны в разных частях продуктивного пласта -слоистая неоднородность, когда пласт разделяется по толщине на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем одинакова, но отлична от проницаемости соседних слоев (неоднородность по разрезу); - зональная неоднородность, при которой пласт по площади состоит из нескольких зон (областей) различной проницаемости (неоднородность по площади). В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но отлична от проницаемости соседних зон. 5.Основные законы фильтрации жидкости в пористой среде Пористость – наличие в горной породе пустот в виде пор. Пористость горной породы характеризуется коэффициентом пористости m, представляющим собой отношение объема пор в некотором элементе горной породы ко всему объему данного элемента , то есть . Основное соотношение теории фильтрации называют законом фильтрации. Он устанавливает связь между вектором скорости фильтрации и полем давления, которое вызывает фильтрацию. Первые исследования фильтрации жидкости в пористых средах проведены французскими инженерами Дарси и Дюпюи, работы которых положили начало теории фильтрации. При изучении движения воды через песчаные фильтры установлена экспериментальная зависимость  где Q – объемный расход жидкости через фильтр длиной L и площадью поперечного сечения F; Н - разность напоров; - гидравлический уклон; kф – коэффициент фильтрации (коэффициент пропорциональности), представляющий собой скорость фильтрации при гидравлическом уклоне, равном единице. Коэффициент фильтрации имеет размерность скорости. Коэффициент фильтрации используется обычно в гидротехнических расчетах, где приходится иметь дело с одной жидкостью – водой. При исследовании фильтрации нефти, газа и их смесей необходимо разделить влияние на фильтрацию свойств пористой среды и жидкости:  На практике нередко пользуются единицей измерения проницаемости, называемой Дарси (Д). Один Дарси - это проницаемость пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью в 1 см2 и длиной в 1 см при перепаде давления в 1 ат (0,1 МПа) расход жидкости вязкостью 1 мПа∙с составляет 1 см3 /с.44.Категории скважин. Категории скважин - деление эксплуатационного фонда скважин в зависимости от срока ввода скважин в эксплуатацию независимо от их состояния на две группы: старые скважины, новые скважины. К категории скважин с неограниченным отбором относят: скважины, у которых технические нормы ниже технологических; малодебитные, эксплуатирующие истощенные пласты, в которых при существующих темпах отбора нефти динамический уровень снижается до приемов насосов; высокообводненные ( более 70 - 80 %) на объектах разработки, эксплуатируемых в условиях форсированного отбора жидкости, при отсутствии осложнений, связанных с пробкообразованием. По скважинам, относимым к этой категории, нормы отбора устанавливаются исходя из их потенциального дебита и максимальных возможностей оборудования для подъема жидкости Все категории скважин в процессе их эксплуатации должны обследоваться на состояние колонн, так как последние подвергаются коррозии и эрозии. Нагнетательный фонд скважин проверяется чаще. Для сохранения обсадных колонн от коррозии применяют также и различные надпакерные жидкости. В качестве таких жидкостей можно использовать формалин, содержащий около 40 % формальдегида, являющегося хорошим антисептиком 25Технологии разработки многопластовых месторождений. 1.В условиях примерной равноценности объектов целесообразно осуществлять их одновременное бурение и освоение. 2.При значительной разнице продуктивных объектов возможно последовательное освоение объектов, начиная с наиболее продуктивного объекта. 3.Метод одновременного – раздельного освоения эксплуатационных объектов, в связи с их высоким экономическим потенциалом. Система разработки многопластового месторождения в целом предусматривает разделение продуктивного раз-реза месторождения на отдельные эксплуатационные объекты, а также определенную последовательность разбуривания и эксплуатации объектов Существует несколько систем разработки многопластового месторождения: сверху - вниз, снизу - вверх и комбинированная При проектировании разработки нефтяных месторождений необходимо самостоятельно рассматриватьсистемы разработки многопластовых месторождений и отдельной залежи продуктивного пласта. При этом при обосновании систем разработки многопластовых месторождений большое внимание уделяется выделению в их разрезе эксплуатационных объектов, возможности объединения для совместной эксплуатации нескольких продуктивных пластов. Для оценки энергетической характеристики каждой залежи, выяснения закономерностей поведения отдельных показателей в процессе разработки проводится пробная эксплуатация 19.Назначение и область применения потокоотклоняющих технологий Потокоотклоняющие технологии относятся к физико-химическим МУНам Работы по выравниванию профиля приемистости, расхода вытесняющего агента, в нагнетательных скважинах напрвлены на регулирование процесса разработки нефтяных залежей. Главные цели выравнивания- увеличение охвата пласта заводнением по толщине, перераспределение объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом..Перед процессом проводят комплекс гидродинамических и геофизичеких исследований, в том числе с применением индикаторов.Для ограничения либо полного отключения воздействия вытесняющего агента на отдельные интервалы пласта или пропластка по толщине, обработки проводят с применением временно изолирующих материалов. Это могут быть суспензии или эмульсии, осадкообразующие растворы, гелеобразующие или твердеющие материалы на органической или неорганической основе, в том числе водные растворы .Во всех случаях должна быть предусмотрена возможность восстановления первичной, до обработки, приемистости обрабатываемого интервала пласта.В случае необходимости проводят работы по восстановлению и повышению приемистости слабопроницаемых пропластов. Суть метода: для изменения направления фильтрац.потоков путем закачки водоизолирующих составов в высокопроницаемые промытые зоны с целью их изоляции и образ-я водонепрониц.экрана, тем самым направляя потоки в низко проницаемые пропластки. 30.Характеристика и методы определения стадий разработки нефтяных месторождений стадии разработки месторождения. I стадия – стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения II стадия – максимальный уровень добычи III стадия – стадия падения добычи нефти IV стадия – поздняя (завершающая) стадия разработки I стадия характеризуется интенсивным разбуриванием месторождения. На этой стадии вводят в эксплуатацию основной проектный фонд скважин и организуют предусмотренную проектом систему разработки. I стадия характеризуется ростом добычи нефти. Нефть добывается, как правило, практически безводная, хотя возможна небольшая обводненность продукции скважин. II стадия - стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти. На этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. С целью удержания добычи нефти на максимальном уровне выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. Длительность этой стадии невелика - порядка 4-5 лет. 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 по управлению процессом разработки. На этой стадии с учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. 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, что и на предыдущих стадиях.  40.Технологииразработки месторождений при АНПД и АВПД. Аномалии начального пластового давления определяются различными причинами, в основном геологического характера. Анализ данных по большому числу нефтяных месторождений тяжелых нефтей показал, что существует корреляционная зависимость между удельным весом (содержанием тяжелых компонентов в нефти) и коэффициентом аномально высокого пластового давления, который равен отношению АВПД в залежи к нормальному пластовому давлению на соответствующей глубине. Именно, с ростом удельного веса нефти наблюдается тенденция к увеличению коэффициента аномальности. Таким образом, по составу нефти, определяемому по устьевым замерам, можно оценивать АВПД в залежи. Метод разработки нефтяного месторождения, основанный на использовании запаса упругой энергии пластовой системы, называется разработкой на естественном режиме. В скважины с АНП, в которых происходит сильное поглощение жидкости и в которых невозможно установить циркуляцию через затрубное пространство, сначала для увеличения давления на забой закачивают с максимальной скоростью нефть до тех пор, пока не установится постоянный уровень в затрубном пространстве. Во время закачки уровень непрерывно замеряют. По достижении постоянного уровня закачку нефти прекращают и начинают закачивать с той же скоростью кислотный раствор. После закачки заданного объема кислотного раствора сразу вытесняют раствор из заливочных труб, закачивая в трубы нефть ( или воду) в объеме, равном объему заливочных труб, плюс объем ствола скважины в интервале обработки. Горизонты с аномально низким пластовым давлением ( АНПД), особенно представленными низкопрочными рыхлыми породами, требуют выполнения ряда мероприятий, основными из которых являются применение в качестве буровых растворов флюидов с низкой плотностью и существенное понижение их фильтрации. Очень часто для вскрытия пластов с низкими давлениями необходимо применять воздух или пенные системы 3.Влияние анизотропии коллектора на образование конусов подошвенной воды. Конусообразование происходит за счет подтягивая подошвенной воды к забоям добывающих скважин по мере ее эксплуатации. При повышение дебита скважины над предельным путем создания повышенной депрессии вероятность подтягивая конуса подошвенных под увеличивается. С уменьшением вертикальной проницаемости kв или параметра анизотропии n Qпр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. Горные породы необходимо разделять по ориентированности изменения их характеристик в пространстве. С этой позиции выделяют изотропные и анизотропные тела. Изотропия - это независимость изменения физических параметров от направления, анизотропия - это различные изменения по отдельным направлениямОднородный изотропный пласт – равенство проницаемости по трем взаимно перпендикулярным направлениям: Кх=Ку=Кz. Для однородного анизотропного Кх=Ку=Кг; Кz=Кв не равно Кг. c*=Ö(Кг\Кв) – коэффициент анизотропии. Для большинства поровых коллекторов коэффициент анизотропии больше 1 (c¯>1), т.к. проницаемость по горизонтали Кг больше, чем проницаемость по вертикали Кв т.е. Кг> Кв. Следовательно, наличие непроницаемых или малопроницаемых пропластков затрудняет вертикальное движение воды и газа, и тем самым можно сделать вывод - чем больше анизотропия пласта, тем меньше конусообразование. 17.Технологии регулирования разработки нефтяных месторождений. На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие. 1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин. 2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ. 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания. 4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки. 5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков. К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят: 1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов; 2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки. Существуют следующие методы регулирования разработки: технологии, основанные на геологотехнических мероприятиях без изменений числа скважин на месторождениях; технологии, с изменением числа скважин. |