Разработка нефтяных месторождений. Разработка нефт.месторождений. 1. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки

• Название: 1. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
• Анкор: Разработка нефтяных месторождений
• Дата: 28.05.2021
• Размер: 0.5 Mb.
• Имя файла: Разработка нефт.месторождений.docx
• Тип: Документы; #211113
• страница: 3 из 3

9. Регулирование разработки нефтяных залежей нефти.
В процессе разработки нефтяного пласта условия непрерывно меняются. По мере выработки запасов нефти под воздействием наступающей воды или газа чисто нефтяная площадь сокращается. В добываемой продукции все большую часть начинает заниматьвода, что приводит к снижению добычи нефти. Сильно снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти при прорывах газа из газовой шапки в добывающие скважины.

Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициенты нефтеотдачи, темпы отбора нефти) и экономических показателей разработки. Для того чтобы поддержать добычу нефти, сильно обводнившиеся и загазовавшиеся скважины выключают из эксплуатации и взамен их, если имеется такая возможность, вводят в эксплуатацию новые ряды скважин или уплотняют сетку существующих скважин (обычно в пределах чисто нефтяной части площади). В целях увеличения отбора жидкости, а вместе с этим и добычи нефти форсируют также дебиты скважин с одновременным увеличением объемов закачиваемой в пласт воды.

Главнейшей же задачей регулирования разработки нефтяных пластов является обеспечение условий и проведение мероприятий, способствующих максимальному извлечению нефти из недр. Этого можно достигнуть, если весь объем нефтенасыщенной части пласта будет охвачен процессом вытеснения, т.е. при коэффициенте охвата, приближающемся к 100 %, и при максимальном в данных геологических и экономических условиях коэффициента вытеснения.

Регулирование процесса разработки складывается из трех основных элементов: 1) обоснования системы размещения скважин, обеспечивающей наиболее полный охват процессом вытеснения

нефти, т.е. полноценную выработку запасов; в процессе разработки условия меняются, а в соответствии с этим должна изменяться и система размещения скважин; 2) регулирования отборов жидкости и закачки воды по скважинам, с помощью которого достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти; 3) контроля за правильностью разработки.

Основной задачей регулирования разработки является обеспечение равномерного продвижения контуров нефтеносности (параллельно их первоначальному положению) за счет бурения новых скважин, переноса фронта нагнетания воды, организации очагового и избирательного заводнения, изменения отборов жидкости и закачки воды в отдельные скважины или группы скважин, обработки прискважинных зон продуктивных пластов (ОЗП) и других мероприятий с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи.

10. Технологические показатели разработки залежей нефти
К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приемистость скважин; динамика пластового давления, объемы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др. Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др. Рассмотрим методику расчета основных технологических показателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

1. Годовая добыча нефти (qt, т/год) – добыча нефти из всех добывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и компьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти (qt) и количество добывающих (ntд) и нагнетательных скважин (ntн) можно определить по формулам:

, ,

где t – порядковый номер расчетного года (t = 1, 2, 3, 4, 5, …, 10); q0 – амплитудная добыча нефти за 10-й год; e = 2,718 – основание натурального логарифма; Qост – остаточные извлекаемые запасы нефти; и – количество скважин на начало расчетного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T – средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).

1. 
   Годовой темп отбора нефти tниз – отношение годовой добычи (qt) к начальным извлекаемым запасам (Qниз), %:
   

2. 
   Годовой темп отбора нефти tоиз, % от остаточных (текущих) извлекаемых запасов – отношение годовой добычи (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз), – остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчета (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчетного года):
   

3. 
   Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Qнак – сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс. т:
   

5. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов СQ – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:



6. Коэффициент извлечения нефти (КИН), или коэффициент нефтеотдачи, – отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, д. ед.:



7. Добыча жидкости с начала разработки Qж – сумма годовых отборов жидкости (qж) на текущий год, тыс. т:



8. Среднегодовая обводненность W (доля воды в продукции скважин) отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости (qж), %:

9. Закачка воды с начала разработки – сумма годовых значений закачки воды (qзак) на конец отчетного года, тыс. м 3 :

10. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

11. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:



12. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Гф), млн м 3 :

13. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн м 3 :

14. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг) с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Kэ.д), т/сут:

где Kэ.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году и принят равным 0,98.

15. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкости к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году с учетом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, т/сут:

16. Среднегодовая приемистость одной нагнетательной скважины – отношение годовой закачки воды к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году с учетом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Kэ.н), м 3 /сут:

где Kэ.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году. 17. Пластовое давление на 20-й год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация Kнак менее 120 %, т.е. Рпл t ≤ Рпл н; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150 %, то пластовое давление близко или равно начальному Рпл t = Рпл н; если накопленная компенсация более 150 %, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Рпл t ≥ Рпл н.
11. Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение.
Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффективность различных геолого-технических мероприятий на скважинах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти.

По своей сущности характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, т.е. фактическим данным. Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения, являются: ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для выбора способа прогноза; обработка фактического материала эксплуатации залежей; интегральный учет геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенностей разработки; простота применения данного метода прогноза. Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, т.е. без предварительного значения балансовых запасов нефти и проектного КИН, определение которых в отдельных случаях затруднено. При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные показатели по добыче нефти и воды должны выражаться в объемных единицах в пластовых условиях, так как характеристики вытеснения отображают процесс фильтрации водонефтяной смеси в пласте.

Характеристиками вытеснения называются статистические зависимости между фактическими величинами – Q*нt, Q*вt, Qжt, Wt накопленными с начала разработки соответственно добычей нефти, воды, жидкости, водонефтяным фактором на ряд фиксированных дат t. Это так называемые интегральные показатели.

Текущие – , , , , (за месяц, квартал или год) – соответственно добыча нефти, воды, жидкости и обводненность продукции скважин – это дифференциальные показатели. Величины, обозначенные «звездочками», являются основными, все другие могут быть выведены из них, т.е. являются производными от основных. Исходные данные для построения характеристик вытеснения берутся из паспортов разработки объекта (или паспортов скважин, если строятся скважинные характеристики вытеснения).

Существует большое количество связей между характеристиками вытеснения. Это связано с необходимостью получения уравнений полностью или частично линейного вида для того, чтобы облегчить процедуру их экстраполяции на перспективный период, поскольку именно методом экстраполяции определяются прогнозные показатели разработки. Обилие связей объясняется еще и тем, что каждая из них дает различные результаты (например, при расчете остаточных извлекаемых запасов нефти), и для получения более или менее надежных прогнозных показателей их необходимо рассчитать по нескольким уравнениям, а затем принять осредненные величины. Наиболее широкое распространение получили следующие уравнения:

Г.С. Камбаров –  f ;

А.М. Пирвердян –  f ;

Б.Ф. Сазонов – = ln ;  f ;

М.И. Максимов – = fln ;

С.Н. Назаров –  f ;

А.М. Говоров – ln( )  fln ;

А.А. Казаков –  f ;

Н.В. Сыпачев –  f ;

Г.П. Гусейнов –  f ;

В.М. Шафран –  f ;

А.В. Копытов –  f ;

А. Форест, Ф.А. Гарб, Э.Х. Циммерман –  fln ;

Г.Г. Мовмыга –  f( ;

А.И. Вашуркин – ln( )= fln ,

где t – время с начала разработки, годы, мес., сут
12. Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях.

К особенностям разработки залежей нефти на завершающих стадиях относится следующее:

– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод добывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих рядов скважин;

– в добывающей продукции большую часть занимает вода (обводненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции добывающих скважин (98–99 %);

– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;

– организация форсированного отбора жидкости по некоторым добывающим скважинам (особенно по высокодебитным); – организация барьерного заводнения для предотвращения прорыва газа из газовой шапки;

– бурение резервных скважин, бурение новых скважин, горизонтальное бурение, бурение вторых стволов, ввод их в эксплуатацию;

– ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки невовлеченных и остаточных запасов путем организации очагового заводнения

– главным мероприятием на данном этапе является максимальное извлечение нефти, достижение проектного коэффициента нефтеотдачи;

– замедление темпов снижения добычи нефти;

– проведение мероприятий по сокращению добычи воды;

– изменение технологических режимов работы скважин;

– опережающее обводнение некоторых скважин, образование «языков обводнения», неравномерное продвижение ВНК.



Образование «языков заводнения»: 1-внешний контур нефтеносности; 2-внутренний контур нефтеносностит; 3-линии обводнения залежи; 4-скважины