Что понимают под Процессом регулирования
 Скачать 147.5 Kb.
|
Процесс регулирования – проведение комплекса мероприятий (ГТМ), обеспечивающих поддержание определенного заданного режима. ГТМ (геолого-технические мероприятия) - это комплекс мер геологического, технологического, технического и экономического характера, направленный на реализацию проектных решений в целях обеспечения максимальной добычи углеводородов и получения дополнительной прибыли недропользователем. технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.; экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др. Множество частных критериев обусловлено сложностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включающему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку задача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкретного месторождения должно обеспечить экономическую эффективность. Перед регулированием ставится задача не коренного изменения системы разработки и воздействия, а выработка мероприятий, обеспечивающих оптимальный ход процесса, в рамках запроектированной системы разработки.
Процесс разработки – это управление совокупностью технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов. Залежи – это естественное скопление углеводородов в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых пород. Ловушка — это часть природного резервуара, способная удерживать скопления углеводородов, вследствие её экранирования относительно непроницаемыми породами. Это соотношение дебита к забойному давлению, при котором мы получим постоянный приток со скважины соответствующий проектным документам и не влияющий, не изменяющий свойства скважины и пласта Оптимальным процессом можно назвать режим разработки при котором соблюдаются указания, режимы, условия проектных документов, где нужно лишь проводить систематический контроль за параметрами процесса и соответствующим образом осуществлять поддержание данного режима.
Это обусловлено несоответствием текущих показателей разработки залежей проектным (например: снижение объёмов добычи нефти, низкий уровень заводнения скважин, высокая обводненность скважин,ошибки в проектировании или изменение требований предъявляемых к объекту разработки ). На начальной стадии разработки вопросы регулирования не представляют особой сложности, то на стадии высокой обводненности они приобретают большую сложность и ответственность, т.к. неправильное решение неизбежно приведет к ухудшению показателей разработки.
С 1 сентября 2013 г. введено понятие залежи углеводородного сырья. Под такой залежью понимается объект учета запасов нефти, газового конденсата, газа горючего природного либо метана угольных пластов в госбалансе запасов полезных ископаемых на конкретном участке недр, в составе которого не выделены иные объекты учета запасов. По фазовому соотношению нефти и газа
По сложности геологического строения
По значениям рабочих дебитов
Скважина - это цилиндрическая горная выработка, у которой длина ствола гораздо больше, чем ее диаметр. В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин. Нефтяная скважина может быть пробурена как:
Вертикальная скважина – это скважина, у которой угол отклонения ствола от вертикали не превышает 5°. Если угол отклонения от вертикали больше 5°, то это уже наклонно-направленная скважина. Горизонтальной скважиной (или горизонтальным стволом скважины) называют скважину, у которой угол отклонения ствола от вертикали составляет 80-90°. Скважины с двумя и более стволами называют многоствольными (многозабойными). Проектный документ на разработку месторождений – это свод геологических и технологических решений, указаний и др. информации на освоение месторождения, залежи и дальнейшей его разработки в соответствии с определенными лицензией на пользование участком недр и законодательством РФ. Проектные решения должны быть основаны на имеющейся геологической и иной информации о недрах, в том числе на результатах расчетов технологических показателей разработки. Виды проектных документов: - проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) и дополнения к нему; - технологическая схема разработки месторождения и дополнения к ней; - технологический проект разработки месторождения и дополнения к нему. Основным содержанием проекта пробной эксплуатации является программа работ по изучению месторождения в целях получения всей необходимой информации для составления технологической схемы разработки. Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим систему разработки месторождения на период его разбуривания. Технологический проект разработки месторождения составляют после завершения бурения не менее 70% скважин основного фонда по технологической схеме разработки. Дополнения к проектным документам составляют в случаях существенного отличия геологического строения эксплуатационных объектов, несовпадения условий реализации систем разработки, более низкой эффективности технологий извлечения УВС по сравнению с принятыми в утвержденных проектных документах. Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Достигаемый КИН варьируется от 0,09 до 0,75 (9-75 %). Нефтеотдача характеризует степень извлечения нефти из продуктивных пластов в процессе разработки месторождения. Отношение извлекаемых запасов к геологическим или, что то же самое, доля нефти, которая может быть из пласта извлечена, называется проектным коэффициентом извлечения нефти. текущий КИН — это доля геологических запасов, которая на текущий момент уже добыта. Понятно, что текущий КИН всегда меньше, чем проектный. Средним считается КИН около 30—40%; таким образом, на среднем месторождении проектом предполагается навсегда оставить в пласте 60—70% нефти. КИН в районе 10—20% считается очень низким, хотя для так называемой нетрадиционной нефти это довольно типичные значения; то есть, здесь в пласте остаётся 80—90% нефти. КИН выше 50% — очень высокий и встречается достаточно редко. Повышение нефтеотдачи – это весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет три основных свойства: пористость, проницаемость, трещиноватость. Гидропроводность – это способность пласта коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры (способность пласта коллектора пропускать газ называется проводимостью ). Гидропроводность – комплексная характеристика пласта, вычисляется по формуле: ε = (k x h)/ µ, где: k - проницаемость горных пород; h - толщина пласта; µ - вязкость жидкости, насыщающейпоры пласта. Гидропроводность определяется также при проведении гидродинамических исследований пластов и скважин. Используется в расчетах по определению показателей разработки месторождений, составлениитехнологических проектов. Коэффициент пьезопроводности пласта - коэффициент, характеризующий темпы распределение пластового давления в условиях упругого режима, равный отношению коэффициента проницаемости пласта к произведению вязкости жидкости на коэффициент упругости. Или: коэффициент, характеризующий скорость распространения давления в упругой пористой среде; синоним - коэффициент проводимости давления. Пьезопроводность – это способность среды передавать давление. В случае несжимаемой среды процесс перераспределения давления происходит мгновенно. В нефтяном пласте, который характеризуется значительным проявлением упругих сил, перераспределение давления, вызванное эксплуатацией пласта скважинами, может длиться очень долго.
Если проницаемость и пористость пласта неодинаковы в различных точках, то пласт называется неоднородным. В пластах-коллекторах нефти и газа выделяют следующие основные виды макронеоднородности: 1. Слоистая неоднородность, когда пласт разделяется по толщине на несколько слоев, в каждом из которых проницаемость в среднем постоянна, но отлична от проницаемости соседних слоев. Такие пласты называют также неоднородными по толщине. Границы раздела между слоями с различными проницаемостями считают обычно плоским. Таким образом, в модели слоистой пористой среды предполагается, что проницаемость меняется только по толщине пласта и является кусочно-постоянной функцией вертикальной координаты. 2. Зональная неоднородность, при которой пласт по площади состоит из нескольких зон (областей пласта) различной проницаемости. В пределах одной и той же зоны проницаемость в среднем одинакова, но на границе двух зон скачкообразно изменяется. Здесь, таким образом, имеет место неоднородность по площади пласта. Микронеоднородность– это изменчивость коллекторских свойств среды (пористости, проницаемости, нефтенасыщенности, а также фациально – литологических свойств, таких как глинистость, карбонатность, степень цементации, гранулометрический и минеральный состав зерен, структура порового пространства). Макронеоднородность – это пространственное распределение коллекторов и не коллекторов внутри продуктивного горизонта. характеризуется в разрезе чередованием пород коллекторов с практически непроницаемыми породами. На границе этих разностей основные параметры продуктивных пластов будут изменяться резко и скачкообразно.
Монолитный пласт - это пласт обладающий хорошими коллекторскими свойствами (проницаемость, пористость.) Монолитные пласты так же, как и расчлененные, обводняются нагнетаемыми и краевыми водами неравномерно по толщине. Это приводит к оставлению нефти в отдельных пропластках и в кровельной части пласта даже при полном обводнении продукции скважин. Для монолитных пластов, при наличии изменения фильтрационных характеристик по разрезу целесообразно применение технологий селективной изоляции. Это позволит как снизить обводненность добываемой продукции, так и подключить в работу неработающие или слабо работающие интервалы пласта. В монолитных пластах плотности сетки скважин на нефтеотдачу оказывает несущественное влияние, а в расчлененных пластах значительное. В природных условиях продуктивные нефтегазосодержащие пласты редко бывают однородными. Пласт называется неоднородным, если проницаемость и пористость пласта неодинаковы в различных точках. Неоднородность пласта по проницаемости приводит к тому, что хорошо проницаемые зоны разрабатываются более высокими темпами. Малопроницаемые зоны отстают в темпах разработки, в результате чего на поздних стадиях приток нефти происходит из плохо проницаемых зон и пропластков, а по высокопроницаемым поступает, главным образом, вода. Проницаемость горных пород пласта - способность пород пласта пропускать жидкость и газ при перепаде давления. Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы.
Изучение геологической неоднородности пластов тесно связано с исследованием коллекторских свойств слагающих их пород, данные о которых необходимы на стадии как проектирования, так и анализа и регулирования разработки нефтяных месторождений. Без знаний коллекторских свойств пород невозможно составить не один проект разработки или подсчитать запасы углеводородов. Это необходимо для эффективной эксплуатации и регулирования разработки нефтяных залежей. Геологическая неоднородность пласта, принятая в проектном документе может показать нам по факту какая система разработки необходима на конкретном участке, ее усложненность из-за особенностей гео. строения пласта, какая должна быть величина доб.фонда скважин, какую нужно применить систему заводнения, сможем ли достичь конечный КИН и в конце экономическую целесообразность. Микронеоднородность позволяет решать ряд практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей˸ 1) оценивать погрешность определения средних значений геолого физических свойств; 2) определять предельные значения параметров продуктивных пород (предел коллектор - неколлектор); 3) прогнозировать темп обводнения скважин и возможный коэффициент охвата пластов. Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи: 1) выявлять форму сложного геологического тела, служащего вместилищем нефти или газа в пределах пласта; 2) выявлять участки отсутствия коллекторов и участки повышенной их мощности, возникающей в результате слияния прослоев; 3) обосновывать местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин при проектировании разработки; 4) выявлять участки затрудненного и активного подъема ВНК; 5) выявлять места перетока нефти и газа из одного пласта в другой при разработке залежей; 6) прогнозировать степень охвата залежи разработкой. 8. Причины осложняющие процесс разработки залежей? Причинами осложнения процессов разработки залежей являются: отложения в призабойной зоне пласта (загрязнение), кривизна и профиль скважины, отложения солей в промысловом оборудовании, АСПО, гидратов углеводородов; вынос механических примесей и коррозия оборудования. Также причинами осложнений могут быть: недостаточный зазор между аппаратом и стенкой колонны или стволом скважины; сужение ствола из-за выпучивания пород; наличие каверн в породе; наличие выступов в соединениях труб и на внутренней поверхности их стенок ( заусенцы, застрявшие пули); деформация труб; большая кривизна скважины; неполноценные проработка и промывка скважины; наличие цементной корки на внутренней поверхности труб; скопление шлама и остатков ранее использованных аппаратов в скважине; утяжеленный и вязкий раствор; неточное измерение длины кабеля или колонны труб и в результате - установка аппарата не на заданной глубине; спуск кабеля без достаточного натяжения, отсутствие контроля за движением аппарата и, как следствие, образование скруток (жучков, петель) на кабеле, остановка аппарата вне заданного интервала 9. Стадии разработки месторождений. Принятие решений по регулированию процесса разработки на различных стадиях? Основные этапы: 1 этап: поиск месторождения. На этом этапе составляется и реализуется «Проект поискового бурения», который составляется на площадь с выявленной ловушкой и перспективными ресурсами категории С3 (перспективные ресурсы площадей, подготовленных для бурения и находящихся в пределах нефтегазоносного район). Намечается проведение сейсмики, бурение одной или нескольких поисковых скважин, отбор керна, флюидов, испытания с целью обнаружения залежей нефти и/или газа и открытия месторождения. 2 этап: разведка месторождения. Месторождение открыто, если на площади в скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. На этом заканчивается этап поиска. После открытия м-ния составляется «Проект разведочного бурения», с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения. Может составляться еще «Проект доразведки». Этап разведки закончен, когда на Госбаланс РФ поставлены запасы категорий С1 (запасы по новым залежам, нефтегазоносность которых установлена на основании благоприятных показателей геологоразведки, а также запасы части залежи, примыкающей к площадям с запасами категории В) и С2 (запасы в известных нефтегазовых провинциях по разведанным месторождениям на неразведанных перспективных участках и по тектоническим блокам, примыкающим к запасам более высоких категорий, а также по вскрытым пластам, нефтегазоносность которых установлена по данным промыслово-геофизических исследований, или на новых площадях, условия залегания залежей в пределах которых определены достоверными для данного района методами геологических и геофизических исследований). Но доразведка месторождения продолжается, пока на месторождении имеются запасы категории С2. 3 этап: подготовка к промышленной эксплуатации - Проект (план) пробной эксплуатации разведочной(ых) скважин; - Проект пробной эксплуатации (на 3 года); Основные условия для составления ППЭ – это наличие на Госбалансе РФ запасов нефти и/или газа категории С1 и С2. Основная цель - оценка добывных возможностей скважин и пластов. В данных документах решаются задачи: - выбор первоочередного участка; - сетка скважин, система воздействия; - количество первоочередных скважин; - программа НИР и доразведки; - оценка добычи на полное развитие. Этап: промышленная эксплуатация - Тех. схема разработки (на период разбуривания месторождения). В данном документе решаются задачи: - выделение объектов; - расстановка фонда скважин на полное развитие. Основное условие для составления тех. схемы – это выполнение пересчета запасов и ТЭО КИН с представлением в ГКЗ РФ. (После утверждения тех. схемы составляется проект 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 ведется строительство объектов сбора, транспорта, инфраструктуры и др.) - Дополнение к тех. схеме; - Проект разработки (после разбуривания фонда скважин на 70 %); - Дополнение к проекту разработки; - Проект доразработки (уточненный проект разработки) (отобрано ≥ 80 % НИЗ); - Авторский надзор за реализацией проектного документа. Проектные документы составляются специализированными организациями, не требуют лицензирования. Но обязательно рассмотрение и согласование работы в ЦКР Роснедра. Ресурс - это то, что характеризуется величиной и категорией, К запасам - относятся ресурсы высокой категории. 10. На какие группы подразделяются методы регулирования? Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки. Методы регулирования делятся на две группы: 1. Без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин; 2. Путем частичного изменения системы воздействия и добуривания новых скважин (БС). К первой группе относятся: а) Увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, ГРП, кислотные обработки, применение поверхностно-активных веществ, пен и др.). Все модификации обработок, разных составов желательно, сначала испытать в лабораторных условиях. б) Изоляция или ограничения водопритока в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных «экранов» с применением химреагентов). в) В сильно неоднородных и трещиноватых коллекторах – выравнивание или ограничение профиля притока или закачки, селективная изоляция с помощью химреагентов, пен, механических добавок, закачка воздуха и газа, закачка загущенной воды). г) Изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, форсированный отбор жидкости). д) Изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, периодическая закачка). е) Применение на многопластовых месторождениях: Одновременно-раздельной добычи (ОРД) – в транзитных скважинах с целью уплотнения добывающего фонда скважин в низкопродуктивных, слабодренируемых участках или пластах. Одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) – с целью усиления системы ППД на более низкопроницаемых участках или участках, где недостаточное воздействие в силу геологических причин (выклинивание и замещение коллекторов). ж) Изменение направления фильтрационных потоков. Ко второй группе относятся: а) Добуривание эксплуатационных скважин, предусмотренных проектным документом. б) Приближение фронта нагнетания путем добуривания новых скважин или перевод под нагнетание добывающие скважины. в) Бурение боковых стволов. г) Совершенствование существующей системы заводнения (преобразование рядной в блочную, организация очагового заводнения, девятиточечную в пятиточечную и т.п.). 11. Какие технологические мероприятия относятся в группу методов регулирования «без изменения системы разработки» а) Увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, ГРП, кислотные обработки, применение поверхностно-активных веществ, пен и др.). Все модификации обработок, разных составов желательно, сначала испытать в лабораторных условиях. б) Изоляция или ограничения водопритока в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных «экранов» с применением химреагентов). в) В сильно неоднородных и трещиноватых коллекторах – выравнивание или ограничение профиля притока или закачки, селективная изоляция с помощью химреагентов, пен, механических добавок, закачка воздуха и газа, закачка загущенной воды). г) Изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, форсированный отбор жидкости). д) Изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, периодическая закачка). е) Применение на многопластовых месторождениях: Одновременно-раздельной добычи (ОРД) – в транзитных скважинах с целью уплотнения добывающего фонда скважин в низкопродуктивных, слабодренируемых участках или пластах. Одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) – с целью усиления системы ППД на более низкопроницаемых участках или участках, где недостаточное воздействие в силу геологических причин (выклинивание и замещение коллекторов). ж) Изменение направления фильтрационных потоков. 12. Какие технологические мероприятия относятся в группу методов регулирования «с частичным изменением системы разработки» а) Добуривание эксплуатационных скважин, предусмотренных проектным документом. б) Приближение фронта нагнетания путем добуривания новых скважин или перевод под нагнетание добывающие скважины. в) Бурение боковых стволов. г) Совершенствование существующей системы заводнения (преобразование рядной в блочную, организация очагового заводнения, девятиточечную в пятиточечную и т.п.). 13.Виды геологической неоднородности и их влияние на выработку запасов? Микронеоднородность позволяет решать ряд практических задач разведки и разработки нефтяных и газовых залежей˸ 1) оценивать погрешность определения средних значений геолого физических свойств; 2) определять предельные значения параметров продуктивных пород (предел коллектор - неколлектор); 3) прогнозировать темп обводнения скважин и возможный коэффициент охвата пластов. Изучение макронеоднородности позволяет решать следующие задачи: 1) выявлять форму сложного геологического тела, служащего вместилищем нефти или газа в пределах пласта; 2) выявлять участки отсутствия коллекторов и участки повышенной их мощности, возникающей в результате слияния прослоев; 3) обосновывать местоположение рядов добывающих и нагнетательных скважин при проектировании разработки; 4) выявлять участки затрудненного и активного подъема ВНК; 5) выявлять места перетока нефти и газа из одного пласта в другой при разработке залежей; 6) прогнозировать степень охвата залежи разработкой. 14. чем обусловлена необходимость изменять систему воздействия (методы регулирования) на разрабатываемых месторождениях. Обусловлено тем что со временем меняются обводненность, добываемое количество нефти, ухудшение фильтрационных свойств пласта. Обводненность - это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %: Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями: - пористостью (под пористостью горной породы понимается наличие в ней пор (пустот). Пористость характеризует способность горной породы вмещать жидкости и газы); - проницаемостью (проницаемость – это фильтрующий параметр горной породы, характеризующий её способность пропускать через себя жидкости и газы при перепаде давления); - капиллярными свойствами; - удельной поверхностью; - механическими свойствами (Упругость, прочность на сжатие и разрыв, пластичность). 15. Рассказать особенности выбора мероприятий по регулированию разработки на многопластовых месторождениях? Многопластовым следует называть такое месторождение, на котором отдельные залежи приурочены к пластам, занимающим самостоятельное положение в разрезе, характеризующимся индивидуальными геолого-физическими свойствами, физико-химическими свойствами нефтей и размерами залежей и разделенными, между собой толщами непродуктивных пород большей или меньшей мощности. При вводе в разработку многопластового месторождения необходимо решить задачу - в каком порядке следует вовлекать в эксплуатацию выявленные залежи продуктивных пластов. С этой целью изучаются все продуктивные пласты, оцениваются содержащиеся в них запасы нефти и газа, дебиты, фильтрационные характеристики, физико-химические и товарные свойства нефти и газа. Комплексная геологопромысловая оценка всех залежей позволяет выбрать соответствующий порядок ввода их в разработку. Существует три варианта систем разработки многопластовых месторождений: 1) сверху вниз;2) снизу-вверх; 3) комбинированная. Принципы выделения эксплуат. объектов: 1. Геолого-промысловые факторы (относится: литология пластов, фильтрац. харак-ки пластов(прониц., гидропровод.,проводимость, пористость), рез-ты опробыв-я скв., хар-ка запасов. 2. Технологические факторы (нужно ли ППД, какая сетка скв., оцениваем все технолог. варианты). 3. Технические (учитывается: конструк. скв., какой диаметр насосно-компрес. труб, какое будем спускать оборудование, какие приборы будем спускать в скв.) т.е. учитыв-ся все технические факторы кот. необходимы при эксплуатации данного эксплуат. объекта. 4. Гидродинамические факторы учитывается: η- коэф-т продук-ти, т/сут*атм, N0- общее кол-во пробур.скв. Рн- Р на забое негнет. скв. Рэ – Р на забое эксп. скв. Кэ–коэф. экспл. кот. показ-ет какое кол-во дней эксп-ся та или иная скв. Υ- коэф. кот. хар-ет взаиморасположение скв. доб. и наг. в пределах э.о. 5. Экономические обсчитываются нормативы на бурение, на обустро-во, оборудов-е, дороги и т. д. И оценивается с какого года будет прибыль. На практике, на многопластовых, многообъектных месторождениях альтернативой могут быть транзитные нагнетательные скважины, проходящие через подобную зону – возможно применение комплекса оборудования для ОРЗ. Таким образом, дифференциальное усиление системы заводнения позволит увеличить КИН и сократить добычу попутно отбираемой воды. 16. Описать + и - избирательной системы разработки? Избирательная система разработки применяется при разработке зонально неоднородных прерывистых залежей нефти. Сущность избирательной системы заводнения заключается в целенаправленном выборе местоположения нагнетательных скважин, учитывающем детали геологического строения продуктивного горизонта и обеспечивающим такое взаимное расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин, при котором создаются условия максимальной интенсификации процесса разработки и сводится к минимуму влияние зональной неоднородности и прерывистости, линзовидности пласта на потери нефти. Избирательная система заводнения значительно усложняет вопросы контроля и регулирования выработки продуктивного горизонта, так как зачастую трудно определить, от каких нагнетательных скважин и по каким пластам обводняются добывающие скважины. Избирательная система заводнения была запроектирована и осуществляется на нескольких площадях Ромашкинского месторождения и на других нефтяных месторождениях Татарии. При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедобывающую, но и как водонагнетательную. Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними. 17. описать процесс изменения реализуемых систем разработки 18. Критерии применимости нестационарного (циклического) заводнения Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещинноватости пористых гидрофильных Коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5 —6 % и более, тогда как на поздней — лишь 1 — 1,5%); в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5 — 0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления — сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин). 19. Описать режимы нестационарного (циклического) заводнения По режимам нестационарное заводнение делится на: активное и пассивное. Активное – попеременное прекращение закачки воды в целые ряды и группы нагнетательных скважин. Пассивное – временная остановка некоторых нагнетательных скважин, уменьшение объемов закачки и остановка высокообводненных скважин. Обязательное условие – систематический контроль за пластовым давлением, ГДИ (гидродинамические исследования) по опорным скважинам. Чаще всего внедрению предшествует этап опытно-промышленных работ на участке ОПР по выбору режимов и периодичности остановки нагнетательных скважин. Метод применим как на ранней, так и на поздней стадии разработки. Особенно перспективен для высоковязких нефтей в трещинно-поровых коллекторах. Эффективность нестационарного заводнения с изменением на правления фильтрационных потоков жидкости в пласте зависит не только от степени неоднородности продуктивного пласта, режима воздействия и других технологических факторов, но и от реологических свойств пластовых флюидов. На месторождениях с повышенной и высокой вязкостью нефти в пластовых условиях из-за, так называемого, явления вязкостной неустойчивости происходят опережающие, преждевременные прорывы воды к забоям добывающих скважин. При этом остаются (создаются) большие невыработанные нефтенасыщенные зоны. Применение циклического заводнения в этих условиях дает большой эффект. По режимам закачки воды циклическое (нестационарное) заводнение подразделяется на активное и пассивное. К активному воздействию относится попеременное прекращение закачки воды в отдельные группы скважин и целые ряды при рядной системе разработки месторождений, а также прекращение закачки воды на более длительное (до года) время. К числу пассивных вариантов нестационарного воздействия на продуктивные пласты относятся: временная остановка некоторых нагнетательных скважин, уменьшение объемов закачки, остановка высокообводненных скважин и другое. 20. Причины снижения проницаемости призабойной зоны пласта Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и в процессе эксплуатации по следующим причинам: · глушение скважин перед подземным ремонтом некондиционными растворами или водой с повышенным содержанием мехпримесей; · несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения различных геолого-технических мероприятий - ГТМ; · несвоевременное и некачественное освоение скважин после проведения геолого-технических мероприятий (кислотные обработки, обработки ПЗП оксидатом, щелевая разгрузка с кислотной обработкой и так далее) · отложение асфальто-смоло-парафиновых (АСП) соединений; · закачка в пласт воды с повышенным содержанием мехпримесей (более 30 мг/л); · несовместимость закачиваемых вод с пластовыми. 21. Факторы, снижающие гидропроводность ПЗП делятся на три группы: гидромеханические, термохимические и биологические. Гидромеханические факторы – проявляются в нагнетательных скважинах. это гидромеханическое загрязнение фильтрующей поверхности призабойной зоны механическими примесями и углеводородными соединениями, содержащиеся в закачиваемой воде. Это мелкие частицы песка, глины, окислов Fe (часто содержание > 30 мг/л). Негативное влияние оказывает даже незначительное содержание (плёночное) нефтепродуктов в закачиваемой воде. Механические частицы, покрытые слоем нефтепродуктов обладают липкостью, что приводит к заиливанию ПЗП. Со временем может произойти образование вязкопластичной фазы со структурно-механическими свойствами. Упрочнению этой структуры способствует низкая температура закачиваемой в зимнее время воды (6-8 оС). Термомеханические факторы – нерастворимые осадки, образующие при смешивании пресной (закачиваемой) и пластовой воды, которая обладает более высокой минерализацией. Происходит осадка солей и АСП соединений. Этот процесс возможен при определенных условиях (несовместимость закачиваемых и пластовых вод, высокое содержание в нефти высокомолекулярных соединений, низкая То пласта, высокая То насыщения нефти парафином. Поэтому обязательно проведение лабораторных исследований на совместимость. Кроме того – набухание глин при взаимодействии с водой. Выпадение гидрата окиси Fe, Mg и др. при несоблюдении режима кислотных обработок. Биологические факторы – загрязнение ПЗП продуктами жизнедеятельности организмов (сульфатвосстанавливающие бактерии). Кроме снижения проницаемости, появляется сероводород, который в свою очередь усиливает коррозию оборудования. 22. Описать гидродинамические методы исследования скважин Гидродинамические исследования скважин – это комплекс работ, которые позволяют получить сведения о составе геологических, в том числе углеродосодержащих пластов и их свойствах, требующиеся в рамках изучения как действующих, так и заброшенных или пробуриваемых скважин. Исследованиям подлежат плодородные слои, и в ходе изучения можно установить максимально полную картину состояния слоев грунта в месторасположении скважины, а также установить ряд важных моментов касательно качества ее освоения, перспективности и возможностей в эксплуатации. При гидродинамических исследованиях становится возможным определить основные качества как самой скважины, так и пластов грунта, имеющие важное значение для последующей работы. Различают ГДИС на установившихся режимах фильтрации — метод снятия индикаторной диаграммы (ИД) и на неустановившихся режимах — методы кривой восстановления давления (КВД), кривой падения давления (КПД), кривой восстановления уровня (КВУ) или кривой притока (КП). Каждый цикл испытания пласта с вызовом притока пластовой жидкости состоит из периода с регистрацией кривой притока (КП) и периода с регистрацией кривой восстановления давления (КВД). Для определения начального пластового давления используют КВД после кратковременного притока (первый цикл), для отбора представительной пробы пластового флюида, оценки продуктивности и гидропроводности УЗП требуется большая продолжительность притока (второй цикл). Метод кривой восстановления давления применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами. Исследование методом КВД заключается в регистрации давления после прекращения отбора жидкости в остановленной скважине, которая была закрыта путем герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом или после установившегося отбора. Продолжительность исследования добывающей скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Метод кривой восстановления уровня применяется для скважин с низкими пластовыми давлениями (с низкими статическими уровнями), то есть нефонтанирующих или неустойчиво фонтанирующих. Вызов притока в таких скважинах осуществляется путем снижения уровня жидкости в стволе скважины методом компрессирования или свабирования. КВУ проводится в остановленной скважине с открытым устьем. Из пласта продолжается затухающий со временем приток, сопровождающийся подъемом уровня жидкости в стволе скважины. Производится регистрация изменения глубины динамического уровня жидкости во времени. Подъем уровня жидкости в скважине сопровождается увеличением давления на ее забое. Кривую изменения давления в этом случае называют кривой притока (КП). После полного прекращения притока и восстановления давления выполняют замер статического уровня и пластового давления. Обработка КВУ позволяет рассчитать пластовое давление, дебит жидкости и коэффициент продуктивности. При совместной регистрации глубины уровня жидкости и давления глубинным манометром можно получить оценку средней плотности жидкости. Метод снятия индикаторной диаграммы применяется с целью определения оптимального способа эксплуатации скважины, изучения влияния режима работы скважины на величину дебита. Индикаторные диаграммы строятся по данным установившихся отборов и представляют собой зависимость дебита q от забойного давления Рзаб или депрессии на пласт ΔР. Депрессией называют разность пластового и забойного давлений: ΔР = Рпл–Рзаб Метод установившихся отборов применим для скважин с высокими устойчивыми дебитами и предусматривает проведение замеров на 3-5 установившихся режимах работы скважины на штуцерах с различными диаметрами. При каждом режиме измеряют забойное давление, дебиты жидкой и газообразной фаз, обводненность и др. Основными определяемыми параметрами являются пластовое давление и коэффициент продуктивности, который рассчитывается по формуле Кпрод = q / ΔР Гидропрослушивание осуществляется с целью изучения параметров пласта (пьезопроводность, гидропроводность), выявления зон выклинивания, тектонических нарушений и т.п. Сущность метода заключается в наблюдении за изменением уровня или давления в реагирующих скважинах, обусловленными изменением отбора жидкости в соседних возмущающих скважинах. Фиксируя начало прекращения или изменения отбора жидкости в возмущающей скважине и начало изменения давления в реагирующей скважине, по времени пробега волны давления от одной скважины до другой можно судить о свойствах пласта в межскважинном пространстве. 23. Методы увеличения проницаемости ПЗП (призабойной зоны пласта)…… …….. разделяют на: химические, механические, тепловые и физические. Химические – применяются тогда, когда можно растворить породу пласта и элементы, отложения которых обусловило снижение проницаемости ПЗП. Наиболее эффективными и часто применяемыми методами являются кислотные обработки с использованием соляной (НCl) и плавиковой (НF) кислот. Соляно-кислотная обработка (СКО) основана на способности растворять карбонатный цемент, известняки и доломиты. Продукт реакции (CaCl2) и (MgCl2) – доломиты, не выпадают в осадок из раствора из-за их высокой растворимости. Они удаляются из ПЗП при освоении скважин. Кроме того соляная кислота растворяет гидроокислы железа, образующиеся при закачке. Глубина проникновения кислотного раствора в пласт зависит от Рпл, Тпл, концентрации кислотного раствора и скорости закачки его в пласт. При То выше 20оС основная масса известняка растворяется за 20-30 мин. Поэтому при высокой пластовой температуре, для глубокого проникновения раствора в пласт необходимо повышать скорость закачки или охлаждать ПЗП. Скорость растворения замедляется с повышением Рпл. Для проведения кислотных обработок, объем и концентрация раствора кислоты готовится для каждого месторождения и скважины индивидуально. Механические – применяют в продуктивных пластах, сложенных твердыми породами, с целью создания дополнительных новых или расширения существующих трещин в ПЗП с целью приобщения к процессу фильтрации новых удаленных частей пласта (Например – ГРП, щелевая перфорация). Гидравлический разрыв пласта (ГРП) – это технологический процесс образования или расширения естественных трещин, при закачке в ПЗП жидкости под высоким давлением, превышающем горное давление (напряжение, возникающее вблизи стенок скважин в результате гравитационных и тектонических сил). Для закрепления трещины в раскрытом состоянии вместе с жидкостью разрыва закачивается кварцевый или керамический (проппант) песок. Выделяют мало-, средне- и большеобъемные ГРП, по величине закачиваемого проппанта на 1 метр эффективной толщины пласта. В высокопроницаемых породах главным фактором увеличения дебита скважины является ширина трещины, в низкопроницаемых – длина. Для создания широких трещин используется технология TSO, при которой снижается объем жидкости гидроразрыва с одновременным увеличением объема проппанта. Опыт проведения работ показал, что в пластах с проницаемостью 10-50 мД наибольший эффект достигается при создании трещин полудлиной 40-60 м при закачке нескольких десятков тонн проппанта. Направление трещин в пласте на практике определяется следующими методами: - добавлением радиоактивных изотопов в проппант на последней стадии закрепления трещин и сравнивая результаты гамма-каратожа до и после операции. - сравнением результатов исследований глубинных измерений дебитомерами и расходомерами. Изменение профиля притока или приемистости показывает зону образования трещин. - с помощью датчиков сейсмики. Метод щелевой перфорации (разгрузки) заключается в создании двух (трех) вертикальных щелей в продуктивном пласте. Для получения устойчивого эффекта необходимо выбирать интервалы несодержащие пластичные прослои. Целесообразно проводить щелевую перфорацию при небольшой по размерам зоне кольматации (1-2 м) и при незначительном снижении проницаемости ПЗП. В трещинных коллекторах размеры ПЗ значительно больше, поэтому щелевую разгрузку целесообразно комбинировать с кислотной обработкой для увеличения глубины. Тепловые – применят в тех случаях, когда в призабойной зоне образуются смолопарафиновые соединения, а также при добыче вязких и высоковязких нефтей. Прогрев осуществляется глубинными электронагревателями, острым паром, перегретой водой, горячей нефтью и т.д. Температура в ПЗП должна быть выше температуры плавления смолопарафиновых соединений. Физические – применяют для удаления остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц (Например: волновой, вибрационный и акустический методы). В основе технологий вибрационных и акустических методов воздействия лежат колебательные процессы и могут использоваться для решения следующих задач: - повышение продуктивности эксплуатационных скважин, где применение традиционных методов оказывалось технически невозможным или малоэффективным. - увеличение нефтеизвлечения из обводненных малопродуктивных пластов. Это различные способы передачи энергии от скважинных источников колебания в продуктивный пласт по скважинной жидкости. Колебания в жидкости быстро затухают на расстоянии 1 м от стенок скважины. Однако, этого вполне хватает для декольматации. Наибольшее применение получил вибросейсмический метод – циклическое площадное воздействие на пласт низкочастотными колебаниями. Происходит увеличение охвата по толщине на 30-35%, обводненность в добывающих скважинах снижается на 20-35%. Продолжительность эффекта 6-18 мес. при времени обработки скважины 2-20 часов. |