1. Назначение систем поддержания пластового давления

• Название: 1. Назначение систем поддержания пластового давления
• Дата: 06.10.2019
• Размер: 0.88 Mb.
• Имя файла: OTVETY_NAShI_Razrabotka_neftyanykh_mestorozhdeniy.doc
• Тип: Документы; #88803
• страница: 6 из 12

27.Технологии интенсификации разработки нефтяных месторождений

Разработка любого нефтяного месторождения ведется до момента потери рентабельности от дальнейшей добычи нефти. Методы интенсификации добычи нефти направлены на сокращение срока разработки месторождения и как результат на повышение его рентабельности. Многие методы интенсификации разработки одновременно являются и МУН, например ГРП и др.

Первое направление в интенсификации добычи нефти, направлено на уже имеющийся фонд скважин- обработка призабойных зон скважин, с целью повышения проницаемости и как результат необходимых темпов отбора. Как правило при эксплуатации нефтяного месторождения дебит нефтяных скважин и приемистость нагнетательных со временем падают, что связано с ухудшением характеристик призабойной зоны пласта. Для облегчения притока нефти к забоям скважин и поглощения нагнетательными закачиваемой воды. По характеру воздействия на призабойную зону скважин они делятся на следующие группы:

* химические

* механические

*тепловые

* физические

К первой группе относятся кислотные обработки, направленные на растворение породы и асфальтенов в призабойной зоне пласта. Это соляно-, глино-,пенно-,термо- кислотные обработки, кислотные ванны и.т.д.

Ко второй относятся ГРП, торпедирование и гидропескоструйная перфорация.

К тепловым методам относятся горячие закачки, обработка паром, применение глубинных нагревательных приборов- огневых и электрических.

К физическим- обработка ПАВ, вибрационное и акустическое воздействие.

Форсированный отбор жидкости, рассматривается как метод интенсификации и МУН обводненных залежей. Гидродинамические предпосылки заключаются в создании повышенных депрессий на пласт по фонду обводненных скважин, что способствует дововлечение в разработку слабо дренируемых пропластков и зон независимо от различия в строении, условий насыщения и вязкостных соотношений по нефти и воде.

41. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

- оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совер­шенствованию.

Контроль включает в себя следующие методы:

1.Промысловые методы контроля.

2.Геофизические …..

3.Гидродинамические …..

4.Физико-химические …… .

Как правило эти методы применяются в комплексе , но каждый из них имеет определенные задачи.

1.Задачи промысловых методов.

А)контроль за динамикой дебитов;

Б)контроль за процессами обводнения продукции скважин;

В)контроль за динамикой фонда скважин;

Г)контроль за текущими показателями (суточные, месячные, квартальные, годовые отборы и закачки);

Д)контроль за стадийностью разработки месторождения (по динамике годовых отборов нефти);

Е)контроль за темпом разработки (по величине годового отбора нефти в % от цифры извлекаемых запасов);

Ж)контроль за текущим показателем компенсации годовых отборов жидкости закачкой;

З)контроль за накопленными показателями (нефти, жидкости, закачки);

И)контроль за динамикой накопленной компенсации на начало каждого года;

К)контроль за эффективностью различных ГТМ по характеристикам вытеснений;

Л)определение текущей нефтеотдачи по объектам разработки и по месторождению.

В многопластовых м/р перечисленные задачи решаются по отдельным ЭО.

2.Задачи геофизических методов контроля:

1) контроль за распределением в объеме объекта разработки;

2) контроль за распре-нием начальной нефтенасыщенности в объеме каждого эксплуатационного объекта;

3)контроль за работающими интервалами в добывающих и нагнетательных скважинах;

4)контроль за источниками обводнения продукции добывающих скважин;

5)контроль за интервалами обводнения объектов разработки методами ИННК в контрольных скважинах (в т.ч. в транзитных скважинах);

6)контроль за текущей нефтенасыщенностью объектов разработки по результатам комплексного каротажа уплотняющего фонда скважин;

7)контроль за интервалами обводнения добывающих скважин методами термо-, плотно- и влагометрии;

8)контроль за эффективностью различных ГТМ в скважинах (при использовании методов интенсификации, изоляции водопритоков, при применении потокоотклоняющих технологий и т.д.).

3.Задачи гидродинамических методов контроля:

Методами исследования скважин на установившихся режимах решаются задачи:

1. 
   контроль за процессами самоочистки ПЗП (до 5-6 месяцев после освоения скважин);
   
2. 
   контроль за динамикой коэффициентов продуктивности (К_пр) скважин
   при процессах обводнения продукции скважин;
   
3. 
   контроль за распределением К_пр по площади разбуренного объекта разработки;
   
4. 
   контроль за динамикой К_пр при различных ОПЗ (СКО, ГРП, изоляционных работах и прочих ГТМ);
   
5. 
   контроль за динамикой К_пр при разукрупнении эксплуатационных объектов (ЭО);
   
6. 
   то же при приобщении пластов.
   

Методами исследования по КВД решаются дополнительные задачи:

1. 
   выявление кольцевых неоднородностей в ПЗП;
   
2. 
   выявление литологических и тек тонических границ в УЗП;
   
3. 
   оценка эффективности ОПЗ скважинах.
   Методами гидропрослушивания решаются задачи:
   

а)устанавливается характер гидродинамической связи между скважинами;

б)контролируется характер гидродинамической связи залежи нефти и законтурной зоны пласта;

в)контроль за характером гидродинамической связи между пластами;

г)расчет средних параметров пласта в зоне реагирования скважин.

4. Задачи физико-химических методов:

1. 
   Определяются источники обводнения продукции скважин.
   
2. 
   Контроль за проведением трассерных исследований (закачка красителей, изотопов).
   

Контроль за работой пластов в едином фильтре методами фотоколориметрии нефтей (по коэффициенту светопоглощения

31.Классификация методов увеличения нефтеотдачи.

Известно несколько классификаций методов ПНП (МУН). Так как подавляющее большинство месторождений разрабатывается с заводнением, то можно выделить:

1. Гидродинамические МУН:

1. 
   Нестационарное заводненеие (в том числе циклическое);
   

2. 
   Уплотнение сеток скважин;
   

1.3.Смена направления фильтрационных пластов (создание блочно-замкнутых систем заводнения, очаговое заводнение);

1.4.Переход от рядных систем заводнения к площадным;

1.5.Форсированный отбор жидкости (ФОЖ);

2. Физико-химический МУН:

1. 
   Полимерное заводнение;
   
2. 
   Щелочно-силикатное заводнение;
   
3. 
   Сернокислотное заводнение;
   

1. 
   Применение СО₂ (в вариантах оторочки, арбонизированного
   заводнения);
   

4. 
   Потокоотклоняющие технологии;
   
5. 
   Мицеллярное заводнение.
   
6. 
   Использование слабоконцентрированных ПАВ
   
7. 
   ВГВ – водо-газовое воздействие
   

Как самостоятельный МУН можно выделить (в том числе и с заводнением):

3. Тепловые методы (термические МУН):

1. 
   Закачка пара;
   
2. 
   Закачка горячей воды;
   
3. 
   Создание внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).
   

4. Газовые методы:

1. 
   Метод ГВД (метод рециркуляции газа в истощенных залежах при высоких давлениях);
   
2. 
   Технология смешивающегося вытеснения остаточной нефти при более низких давлениях;
   

1. 
   Технология СУГ (создание оторочки сниженного газа и проталкивание ее сухим газом);
   

Метод ВГВ (водо-газовое воздействие на нефтяные пласты).

32.Последовательность разработки и

назначение проектных документов на

разработку нефтяных месторождений.

1.1. Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в промышленную разработку на основе технологических схем и проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений (залежей) определяются "Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений".

1.2. Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их геолого- промысловой изученности.

Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условий:

- осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, а при необходимости — пробная эксплуатация залежей или опытно- промышленная разработка представительных участков месторождения;

- балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн.т и газа до 3 млрд.м³ осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ — нефть Роскомнедра;

- утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80 % категории С1 и до 20 % категории С2. возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20 % устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

- состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения;

- в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

- имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

- составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды, обеспечению безопасности проведения работ;

- утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно- сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения;

- получена лицензия на право пользования недрами.

1.3. Составление, рассмотрение и утверждение технологической проектной документации на разработку осуществляются в соответствии с действующим "Положением о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений.

1.4. Технологические проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как правило, специализированными организациями (НИПИ), имеющими лицензии на право проектирования, и рассматриваются в установленном порядке центральной Комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

1.5. Технологические проектные документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

1.6. Проектные решения на разработку должны быть направлены на достижение максимального экономического эффекта от полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов при соблюдении требований экологии, охраны недр и окружающей среды, правил ведения горных работ.

45.Методы определения исходных параметров залежи для гидродинамических расчетов

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).

Методы ГДИС предназначены для изучения продуктивных пластов при их испытании, освоении и эксплуатации в добывающих и нагнетательных скважинах с целью получения данных об их продуктивности и приемистости, фильтрационных параметрах и скин‑факторе, трассировки границ пласта и особенностях зон дренирования, типа пласта коллектора, анизотропии пласта по проницаемости, режима залежи и др.

Методы ГДИС позволяют непосредственно определить гидропроводность и пьезопроводность пласта, продуктивность скважины, оценить качество вскрытия пласта и технологическую эффективность внедрения методов увеличения дебитов скважин. Кроме того, методами ГДИС можно определить тип коллектора, наличие границ неоднородности гидродинамической связи между скважинами и между пластами и т.д.

По технологии исследования различают:

• 
  методы ГДИС на установившихся режимах фильтрации;
  
• 
  методы ГДИС на неустановившихся режимах фильтрации;
  

К методам неустановившихся режимов фильтрации можно отнести и метод гидропрослушивания.

При этих исследованиях решается обратная задача теории фильтрации, т.е. при известных дебитах и забойных давлениях определяются параметры пласта.

Метод исследования на установившихся режимах фильтрации предназначен для определения коэффициента продуктивности скважины и характера фильтрации жидкости в пласте.

39.Задачи геофизических методов контроля за разработкой нефтяных месторождений.

В процессе разработки кондиция полезных ископаемых меняется и необходимо оценить их остаточное содержание. Важным является определение уровня ВНК, ГНК и ГВК. Правильная оценка этих уровней позволяет контролировать темп разработки и выбрать период необходимый для перевода скважины или геологического объекта в другой вид категории. В Западной Сибири важной является оценка состояния ствола скважины и техническое состояние эксплуатационной колонны и эксплуатационного объекта. Для решения этих задач применяется комплекс ГИС контроля за разработкой.

Задачи геофизических методов контроля:

1) контроль за распределением в объеме объекта разработки;

2) контроль за распределением начальной нефтенасыщенности в объеме каждого эксплуатационного объекта;

3)контроль за работающими интервалами в добывающих и нагнетательных скважинах;

4)контроль за источниками обводнения продукции добывающих скважин;

5)контроль за интервалами обводнения объектов разработки методами ИННК (импульсный нейтрон нейтронный каротаж) в контрольных скважинах (в т.ч. в транзитных скважинах);

6)контроль за текущей нефтенасыщенностью объектов разработки по результатам комплексного каротажа уплотняющего фонда скважин;

7)контроль за интервалами обводнения добывающих скважин методами термо-, плотно- и влагометрии;

8)контроль за эффективностью различных ГТМ в скважинах (при использовании методов интенсификации, изоляции водопритоков, при применении потокоотклоняющих технологий и т.д.).
пластов в пределах разрабатываемых залежей проводится для определения положений ВНК, ГНК и ГВК, также используется для определения текущей нефтенасыщенности.

16. Критерии выбора объектов для проведения ГРП.

Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям:

1. 
   низкопродуктивные скважины с высокой нефтенасыщенностью по ГИС;
   
2. 
   скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
   
3. 
   скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;
   
4. 
   скважины с загрязненной ПЗ;
   
5. 
   нагнетательные скважины с низкой приемистостью;
   
6. 
   нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.
   

ГРП не рекомендуется проводить:

1. 
   в нефтяных скважинах вблизи контура нефтеносности;
   
2. 
   в технически неисправных скважинах.
   
3. 
   В добывающих скважинах расположенных вблизи нагнетательных
   
4. 
   В пластах малой толщины < 5м
   
5. 
   В пластах с неконтактной подошвенной водой, отделенной от продуктивной части тонкой глинистой перемычкой;
   
6. 
   Высоко обводненные скважины (наилучшие результаты достигаются при обводненности менее 30%);
   

48.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.

Метоы характеристик явл-ся универсальными при прогнозировании эффекта от любого ГТМ.



51Функция Бакли-Леверетта. Расчет непоршневого вытеснения нефти водой.

Модель непоршневого вытеснения (рис. 2). По схеме Бэкли - Леверетта предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения.

Функция Баклея-Леверетта:

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.


Рис. 2 — Модель непоршневого вытеснения