лекц. 3 лекционный курс. Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм
 Скачать 1.78 Mb.
|
|
Тема: Контроль, анализ регулирование РНМ Идеальное перемещение водонефтяного контакта возможно лишь в пласте геометрически правильной формы и одно родном по физическим свойствам. В большинстве случаев эти условия не соблюдаются и перемещение контуров нефтеносности и водоносности происходит неравномерно. Для наблюдения за продвижением контура воды предназначены контрольные или наблюдательные скважины. Увеличение обводненности нефти, извлекаемой из скважин, сигнализирует о подходе воды к данному участку пласта. Изменение скорости продвижения воды регулируется ограничением отборов жидкости из обводняющихся скважин и скважин, близко расположенных к контуру водоносности изоляцией нижних обводнившихся частей или пропластков залежи; ограничением объема закачиваемой воды через скважины, наиболее близко расположенные к обводняющемуся участку с одновременным увеличением объема закачиваемой воды в зонах, где продвижение контурных вод замедленное. В процессе разработки постоянно контролируется изменение пластового давления по площади залежи. Чтобы получить ясную картину о значении пластового давления в разных частях нефтяной залежи, следует замерить этот параметр в возможно большем числе скважин. По полученным данным строят так называемую карту изобар - кривых, соединяющих точки с равными давлениями [9]. Для прослеживания за изменением пластового давления карты изобар строят через определенные промежутки времени. Изучение и анализ этих карт позволяет определять темпы падения пластовых давлений по этим участкам и намечать мероприятия по выравниванию давления. Для анализа и регулирования процессов разработки нефтяных месторождении кроме карт изобар составляют также карты равных коэффициентов проницаемости и продуктивности на 1 м мощности пласта, карты отборов нефти по зонам и скважинам, карты обводненности и продвижения контуров нефтеносности. Графическим методом можно построить также ряд производных графиков, например, графики соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением, между суммарным отбором жидкости и изменение газового фактора и т.п. Графики разработки, карты изобар и карты обводненияпозволяют правильно оценивать состояние разработки и намечать правильные пути регулирования процесса эксплуатации отдельных скважин и пласта в целом. Контроль за дебитами и приемистостью скважин, обводненностью продукции, газовым фактором. При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень организации контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью обводненностью скважин, газовым фактором по нефтяным скважинам: приемистостью нагнетательных скважин. Дебит скважины по жидкости (безводной – по нефти, обводненной – по нефти и воде) измеряется в т/сут с помощью автоматизированных групповых установок типа «Спутник». Пользование такими установками позволяет устанавливать отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости. В результате определяют обводненность продукции скважины, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости. При недостаточно надежной работе системы «Спутник» обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами. Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа «Агат – 1», а при использовании индивидуальной замерной установки – турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа. Промысловый газовый фактор (в м3/т) вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти. Приемистость водонагнетательной скважины (в м3/сут) измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленном на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две – три скважины, замер приемистости скважины следует производить при остановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов, нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально. Дебиты скважин при добычи природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходамеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, поплавковыми, мембранными, сильфонными. Для разведочных скважин, не подключенных к газопроводу, а также для скважин с устьевым давлением, меньшим, чем давлением в промысловом газопроводе после узла измерения дебита, часто используют метод критического истечения с использованием соответствующего диафрагменного измерителя (ДИКТ). При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большое значение имеет определение рассмотренных показателей раздельного по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважин эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии. Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпретации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов. Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал). Учет показателей работы скважин. Документация. Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооружения, поэтому полноценное использование ее – одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно – изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режима работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен пере – вод ее на другой горизонт и т.д. Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы: эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины); карточка нагнетательной скважины; карточка при исследованию скважины; паспорт скважины. В эксплуатационной карточке отменяются ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде, газовый фактор, часы работы и простоя скважины, причины простоя, изменения способы эксплуатации, характеристика оборудования или режима его работы. За каждый месяц подводятся итоги: фиксируются добычи нефти, добыча воды, обводненности месячной продукции, число часов работы и построения, среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти, значение среднего газового фактора. В карточке нагнетательной скважины записывают ежедневно приемистость скважины, давление нагнетания воды (или другого агента), число часов работы и простоя, причины простоя. Фиксируют показатели работы скважины за месяц: количество закаченной воды, число часов работ и простоя, среднесуточную приемистость, среднее давление на устье скважины. В карточку по исследованию скважины вносят: дату и вид исследования (замеров), данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования, глубину и продолжительность замера, тип прибора, результаты проведенных замеров. Паспорт скважины – основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащие следующие данные: общие сведения (назначение скважины, ее местоположение (координаты), альтитуда устья, даты начала и окончание бурения, способ бурения, глубина забоя, целевой горизонт, дата ввода в эксплуатацию); геолого - технический разрез скважины (литолого – стратиграфическая колонка, основные кривые геофизического комплекса исследований скважины, схема ее конструкции, характеристика кривизны); характеристику продуктивных пластов и фильтра (глубина кровли и подошвы пластов, интервалы перфорации, характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность); результаты освоения скважины (вскрытый пласт, начало освоения, среднесуточные показатели за первые 30 дней работы: способ эксплуатации, дебиты по нефти, газу, жидкости, воде, показатели давления, коэффициент продуктивности); физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта (описании пород, коэффициенты пористости, проницаемости, нефтегазоводонасыщенности, неоднородности, положение ВНК (ГНК, ГВК)); результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб); характеристику газа (содержания метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях); характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы); аварийные и ремонтно – изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя). Паспорт содержит сводную таблицу работы скважины, месячные и годовые показатели (из карточки скважины), а также суммарные показатели с начала эксплуатации скважины. Наряду с документацией каждой скважины геолого – промысловая служба обобщения результаты эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки. Для этого составляются следующие документы: геологический отчет по эксплуатации скважин; карта текущего состояния разработки; карта суммарных отборов и закачки по скважинам; технологий режим работы скважин. Названные документы используют для обеспечения мероприятий по регулированию разработки. Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей – по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закаченной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом. Карту текущего состояния разработки обычно состоят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1% обводненности – 3,6). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду – в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединений и объекта разработки нескольких пластов карты составляются объекта в целом и раздельно для каждого пласта. Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конце года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающие распределения удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяют оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта. Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки (смотреть главу XVI). В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показателей, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели. Геолого – промысловая документация по объектам разработки в целом. Показатели добычи нефти и газа по объекту в целом отражаются в двух главных документах – в паспорте объекта разработки и на графике разработке. В паспорте объекта разработки приводятся сведения, отражающие промыслово-геологическую характеристику эксплуатационного объекта, проектные и фактические показатели разработки. Геологическая характеристика включает тот же набор сведений, что и по отдельным скважинам, но в среднем для объекта: средние параметры объекта до начала разработки; свойства нефти в пластовых условиях и на поверхности. Наряду с этим приводится: свойства газа; свойства пластовой воды (плотность, вязкость, щелочность, жесткость, содержания анионов и катионов); данные о начальных запасах нефти (балансовые, извлекаемые, конечной коэффициент извлечения нефти, дата утверждения запасов); данные об остаточных запасов нефти на начало каждого года (балансовый, извлекаемые запасы, текущий коэффициент излечения нефти). Проектные показатели разработки приводится в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу . С принятием нового проекта проектные показатели на последующие годы корректируются. При этом приводится: максимально годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения; максимальный объем закачки воды или других агентов и годы его достижения; основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин; количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа); средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривание; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин; средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу; средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды; удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на оду скважину; разновидность заводнения или другого метода воздействия; основной способ эксплуатации скважин. Фактические показатели разработки объекта по годам (на конце года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются: добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов; добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных из запасов; текущий коэффициент извлечения нефти; добыча воды за год и с начала разработки в тоннах; среднегодовая обводненность продукции в процентах; добыча жидкости за год и с начала разработки в м3 в переводе на пластовые условия; закачка воды за год в м3 и процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях; закачка воды с начало разработки в м3 и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях; добыча попутного газа за год в м3; средний газовый фактор; фонд добывающих скважин ( в соответствии с главой XI); фонд нагнетательных скважин ( всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации ); число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, добывающих, нагнетательных; число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда; число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины; среднее пластовое давление на конец в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора. Кроме того, в этой таблице дается информация о фоне добывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации ( фонтанной, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2-20; 20 – 50; 50-90;более 90%. В зависимости от решаемой задачи и геолого- промысловых особенности залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработке. При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводит в виде темпов разработки. При этом на оси абсцисс откладывают на время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемой запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки. Анализ графика разработки и сравнение фактических показателей разработки с проектными дают возможность на любом этапе эксплуатации объекта оценивать эффективность реализуемой системы разработки и обосновывать при необходимости меры по ее совершенствованию. Список литературы Основная литература 1.Покрепин , Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений / Б.В. Покрепин . -М.: Недра, 2008. 2.Зозуля , Г.П., Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин Зозуля Г.П., Кустышев А.В. и др. - М.: Недра, 2007 3. Басарыгин, Ю.М Разработка малопродуктивных месторождений / Ю.М Басарыгин., В.Ф Будников., А.И Булатов., Ю.М. Проселков. Учеб. Для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 7 раздел 381с. 4. Калешева Г.Е. Методические указание по выполнению самостоятельной работе студентов по дисциплине: «Разработка нефтяных месторождений». - Уральск ЗКИТУ, 2017 38с. Дополнительная литература: 5. Желтов, Ю.П Сборник задач по разработке нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов.- М.: Недра, 1998. 6 Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений / Ю.П. Желтов . Учеб. для вузов. - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: ОАО "Издательство "Недра",2003. 7. Лысенко, Д.М. Разработка нефтяных месторождений / Д.М. Лысенко. - М.: Недра, 2000. 8. .Пучков, Л.А.Геотехнологические способы разработки месторождений / Пучков Л.А. ,Шаровар И.И., Виткалов В.Г.- М.: Недра, 2006. 9. Зайцев , Ю.В.Проектирование разработки горизонтальных скважин / Ю.В.Зайцев, Ю.А Балакиров. М.: Недра, 2001 . 10. Калешева, Г.Е. Курс лекции по дисциплине: Разработка нефтяных месторождений / Г.Е. Калешева . - Уральск ЗКИТУ, 2006 |