лекц. 3 лекционный курс. Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм
 Скачать 1.78 Mb.
|
|
Тема: Проектирование разработки нефтяных месторождений системами горизонтальных скважин Развитые выше принципы и методы комплексного решения проблемы должны быть теперь проиллюстрированы на примерах. Для этого следует подобрать такие примеры, которые охватили бы достаточно широко все разнообразие основных факторов разработки, встре-чающихся в промысловой практике, — по числу, сочетанию факторов и уровню сответствующих показателей (величина запаса, размер площади, проницаемость коллектора и т. д.). Такие примеры позволяют, кроме иллюстрации метода, исследовать: а) влияние сочетания различных факторов разработки на технико экономические показатели сопоставляемых по данному месторождению вариантов системы разработки и их оценку; б) влияние изменения факторов на выбор рациональной системы разработки (на размещение скважин). При типизации условий разработки мы исходили из характеристики следующих основных, не зависящих от системы разработки показателей (факторов), входящих в расчеты и определяющих в основном (с точки зрения промыслово-экономической) рациональное размещение скважин: 1) Г е о л о г о - т е х н и ч е с к и е исходные п о к а з а т е л и (факторы): 1) площадь нефтеносности, 2) мощность пласта, 3) проницаемость коллектора, 4) произведение пористости на коэфициент использования пор (промышленный запас нефти в единице объема породы — уд. запас нефти); 5) вязкость нефти, 6) расстояние до контура питания, 7) форма залежи. 2) Э к о н о м и ч е с к и е исходные п о к а з а т е л и (факторы): 8) стоимость бурения и оборудования одной скважины; 9) эксплоатационные затраты на одну скважину. При рассмотрении вышеприведенных показателей (факторов) геолого-технического характера обращает на себя внимание отсутствие такого важного фактора, как глубина скважин. ЛЕКЦИЯ 10 Тема: Проектирование разработки нефтяных месторождений Научно обоснованное проектирование разработки нефтяных месторождений стало осуществляться в СССР в начале 40-х годов по предложению и под руководством А. П. Крылова. В проектных документах приводилось геолого-промысловое, гидродинамическое и экономическое обоснование систем разработок, однако учитывались лишь отдельные элементы технологии и техники добычи нефти и обустройства месторождения (забойное давление, рельеф местности и т.п.). С 70-х годов проектные организации в отрасли перешли на составление проектных документов на промышленную разработку нефтяных месторождений, в которых сочетаются решения геолого-промысловых и технологических задач с экономическими задачами с учетом решения вопросов нефтепромыслового обустройства конкретного месторождения и нефтедобывающего района в целом, требований охраны недр и окружающей среды (экологий). При этом порядок проектирования постоянно совершенствуется на основе обобщения отечественного и зарубежного опытов. Основные технологические проектные документы на промышленную разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений- технологические схемы и проекты разработки. Они служат на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи нефти и газа, затрат, связанных с их добычей. Проект разработки составляется для месторождения, выеденного в разработку на основании схемы или не введенного в разработку с простым геологическим строением и малыми запасами. В технологических проектных документах на разработку обосновываются (изложено без соблюдения порядка обоснования): 1) выделения эксплуатационных объектов и прядок ввода их в разработку, выбор системы разработки; 2) способы и режимы эксплуатации скважин, выбор устьевого и внутрискважинного оборудования, мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин; 3) уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов; 4) вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением, вопросы, связанные с особенностями применения методов повышения нефтеотдачи (нефтеизвлечения); мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; объемы и виды роботы по доразведке месторождения; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; 5) требования к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин; 6) требования к системам поддержания пластового давления, качеству используемых агентов; 7) требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин; 8) специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеотдачи; 9) вопросы, связанные с опытно- промышленными испытаниями новых технологий и технических решений. Проектирование разработки месторождения осуществляют путем построения и технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Расчетные варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сетки скважин, режимами и способами эксплуатации, уровнями и продолжительностью стабильной добычи нефти и др. Из этих расчетных вариантов выбирают не менее трех вариантов для технологических схем и двух – для проектов разработки, которые называются основными. Один их рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Технологические и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Для реализации выбираются рациональный вариант разработки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки. Для составления технологических проектных документов выдается техническое задание, в котором учитываются тенденции развития нефтяной промышленности, пятилетние и перспективные планы добычи нефти по экономическому району (объединение). В техническом задании указывается возможные объемы бурения, возможные источники рабочих агентов, мощности водо - , газо - и электроснабжения, возможные ограничения, связанные с технологией и техникой добычи нефти, полготовки продукции и др. После бурения скважины, продуктивной в промышленных масштабах, что доказывает наличие месторождения нефти, на первый план выдвигается проблема оценки размеров данного месторождения. Определится продуктивная площадь и выделяется на ней наиболее нефтеносные участки. Начинается составление программы разработки, которая сможет защитить собственность нефтедобывающей компании от отбора нефти компаниями, работающими на соседних участках. При наличии конкуренции между несколькими нефтедобывающими компаниями они будут стремиться максимально быстрее закончить бурение и наладить добычу, а не обеспечить себе точные данные по скважине, необходимые для анализа структуры. Обычно стремятся к тому, чтобы вести разработку на максимальной площади минимальным числом скважин без риска расположить скважину за пределами области залегания нефти и получить таким образом сухую скважину. Кроме того, продуктивность скважин должна рассматриваться в сочетании с затратами на бурение дополнительных скважин, чтобы определить их оптимальное число, которое обеспечит максимальную норму прибыли. Для решения этой задачи квалифицированный инженер-нефтяник применяет экономические принципы в сочетании с техническими талантами. Для снижения риска вторую скважину обычно располагают за пределами оконтурено нефтяной площади, при этом всего «в двух шагах», а не на большом расстоянии от первой. Важными факторами при определении положения второй, третьей и последующих разведочных скважин, а также расстояний, которые могут отделять их от первой, является тип структуры, размер и протяженность ловушки или складки. Обычно скважины располагают в соответствии с каким-либо определенным геометрическим рисунком. Во многих случаях расположение скважин внутри участка диктуется их положением на границах участка и расстояниями между ними, особенно если участок маленький. На большом участке больше возможностей для расположения скважин на научной основе. Если структурные исследования указывают на наличие хорошо развитой антиклинали или купола, разведка границ продуктивной площади может проводиться бурением скважин в обоих направлениях вдоль главной оси структуры, при этом скважины располагают максимально близко друг к другу вдоль свода структуры, а затем вдоль линии, перпендикулярной оси. Скважины устанавливают попеременно по разные стороны свода, что позволяет исследовать боковые фланги вплоть до обнаружения краевой воды (это вода, окружающая продуктивный пласт) или до тех пор, пока скважины перестают быть рентабельными, так как дают слишком мало нефти. При составлении схемы разработки участка имеют значение некоторые дополнительные факторы: механизм вытеснения нефти из коллектора; регулирование дебита (темпа добычи) нефти; необходимое количество наземного оборудования; удобное расположение коммунальных сооружений и коммуникаций; возможность сбыта и рыночная стоимость; государственное регулирование. ЛЕКЦИЯ 11 Тема: Технико-экономические показатели РНМ При планировании развития нефтяной промышленности, а также при проектировании и анализе разработки отдельных нефтяных месторождений рассматривают затраты труда и материальных ресурсов не только в их натуральном виде, но и в денежном выражении. Полную оценку различных вариантов разработки каждого отдельного нефтяного месторождения и развития нефятной промышленонсти в стране или в регионе в целом можно осуществить с использованием как натуральных показателей геологоразведочных работ, разработки месторождений и добычи нефти, так и комплекса экономических и технико-экономических показателей, исчисляемых в денежных, денежно-натуральных или натуральных единицах (рубль на тонну нефти, рубль на метр проходки, тонна нефти на одного работника и т. д.). В технологических схемах и проектах разработки нефтяных месторождений используют следующие главные экономические показатели: 1) капитальные вложения; 2) удельные капитальные вложения на добычу 1 т нефти и 1 т новой мощности; 3) текущие затраты, без затрат на амортизацию основных фондов; 4) эксплуатационные затраты, включая затраты на амортизацию основных фондов; 5) себестоимость продукции; 6) прибыль; 7) экономический эффект. При необходимости более детального анализа вариантов разработки нефтяных месторождений определяются также следующие показатели экономической эффективности производства: 1) производительность труда; g 2) приведенные затраты; 050гRн'10т 3) фондоотдача. При планировании развития нефтяной промышленности в стране или в регионе можно использовать все перечисленные экономические показатели. Капитальные вложения — это затраты труда и материальных реcурсов в денежном выражении на создание основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, т. е. затраты на бурение скважин, строительство объектов промыслового транспорта нефти, сепарации углеводородов, газобензиновых заводов, установок по обезвоживанию, обессоливанию и деэмульсии добываемой продукции, очистке технологической воды и ее утилизации, установок по воздействию на пласт с целью повышения извлечения нефти и интенсификации ее добы- чи, электроснабжению, автоматизации производства. ЛЕКЦИЯ 12 Тема: Проблемы проектирование разработки углеводородов Проект -это временное предприятие, предназначенное для создания уникальных продуктов или услуг. «Временность» означает, что у любого проекта есть начало и непременно выступает завершение , когда достигаются поставленные цели, либо возникает понимание, что эти цели не могут быть достигнуты полностью. «Уникальность» означает, что создаваемая продукция или услуги существенно отличаются от других аналогичных продуктов и услуг. Уникальность проекта обуславливает необходимость последовательного уточнения их характеристик по мере выполнения проекта. Поэтому главное при управлении проектом- это анализ его реализации и если по потребуется, перепроектирование. В мире уже давно признано, что управление проектами – особая область менеджмента, применение которой дает ощутимые результаты во всех областях приложений. Для руководителей она представляет интерес и как технологию, которую полезно внедрить на своих предприятиях и как средство управления собственными проектами, которым можно отнести и разведку залежей УВ и разработку программного обеспечения и внедрение тех или иных информационных систем, и прочие изменения, носящие уникальный характер и временные по своей природе. Именно к таким проектам следует отнести проекты на разработку нефтегазовых месторождений. Управление проектами – это приложение знаний, опыта, методов и средств для удовлетворения требований, предъявляемых к проекту, и ожидании участников проекта. Чтобы удовлетворить этим требованием и ожиданиям, необходимо найти оптимальное сочетание между целями, сроками, затратами, качеством и другими характеристиками проекта. Управление проектами – интегрированный процесс и подчиняется четкой логике, которая связывает области знаний и процессы управления проектами. ЛЕКЦИЯ 13 Тема: Инновационные системы РНМ Совершенно очевидно, что управление процессом выработки запасов углеводородов связано с искусственным воздействием на определение параметры, которые мы буде называть управляемыми параметрами. Основное уравнение притока флюидов в обобщенном виде таково:  В частном случае, когда n=1, уравнение записывается в виде:  Проанализируем приведенные выражения. Дебит скважины Q зависит от следующих параметров: - коэффициента пропорциональности к; - пластового давления Рпл; - забойного давления Рзаб; - показатели степен n , характеризующего режим фильтрации флюида; - проницаемость системы k4; - вязкость фльюида μ; - радиуса контура питания RК; - физического радиуса скважины rс; - коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С, связанных изменением геометрии течения флюида в скважину. Вышеперечисленные параметры являются управляемыми, хотя их влияния на дебит скважины неодинаково. Рассмотрим параметры, управление которыми может быть реализовано в пределах всей залежи, в пределах ПЗС или в пределах и ПЗС, и всей залежи. К управляемым параметрам для залежи относятся: - пластовое давление Рпл; - проницаемость области дренирования k; - вязкость флюида μ; - радиус контура питания RК; Для ПЗС: - коэффициент пропорциональности к; - показатель степени n; - забойное давление Рзаб; - проницаемость ПЗС k; - вязкость флюида μ; - радиус контура питания RК; - радиус скважины rс; - коэффициент С. В данном анализе предполагается, что толщина пласта h управляемым параметром не является, хотя при определенных условиях разработки залежи этот параметр изменяется и принципиально им можно управлять, воздействуя на Pпл и Pзаб. Как следует из выложенного, управляемым параметрами в пределах ПЗС и всей залежи являются: - проницаемость k; - вязкость флюида μ; - радиус контура питания RК. Совершенно очевидно, что влияние каждого из перечисленных параметров на дебите скважины неодинаково. Параметры, управление которыми впрямую приводит к увеличению дебита скважины, будем относить к категории безусловно управляемых. К ним относятся: Рпл, Рзаб, k, μ, RК и rс. К категории косвенно управляемых параметров будем относить такие, влияние которых на дебит осуществляется не через прямое воздействие на них, а посредством управления другими параметрами: коэффициент n, коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений С. Несмотря на то, что параметры RК и rс относятся к безусловно управляемым, их изменение в достаточно широким диапазоне не приведет к существенному росту дебита, т.к. эти параметры находятся под знаком логарифма. Таким образом, к основным управляемым параметром, искусственное воздействие на которое приодит к существенно положительным результатам, относятся: - пластовое давление Рпл; - вязкость флюида μ; - проницаемость k; - забойное давление Рзаб. На искусственном управлении величиной пластового давления построены многочисленные методы поддержания пластовоо давления (ППД) закачкой в залежь различных флюидов (вода, газ и др.). Искусственное управление в пределах залежи величиной μ связано с различными термическими методами (закачка пара, горячей воды, различные модификации внутрипластового горения), а также с определенными физико-химическими методами (закачка в залежь различных растворителей, углеводородных и неуглеводородных газов, например СО2 и др.). Несмотря на то, что принципиально возможно управлять проницаемостью области дренирования, стоимость таких работ сегодня является запредельной и всерьез говорить таком управлении не приходится. Управления же проницаемостью призабойной зоны скважин с коллекторами самых различных типов сегодня широко распространено и реализуется различными, достаточно многочисленными способами. На искусственно управлении забойным давлением базируется многочисленные способы, в том числе и широко известный форсированный отбор жидкости. На основе выполненного анализа управляемых параметров возможно построение классификации методов и способов управления процессом выработки запасов, одной из основных задач которого является достижение максимально возможного коэффициента нефтеотдачи. Являясь одной из важнейших характеристик процесса выработки запасов, коэффициент нефтоотдачи, определяемой отношением объема добытой на поверхность нефти к объему балансовых (геологических) запасов, должен иметь единую и физически обоснованную методологию расчета. К сожалению, сегодня расчет этой характеристики ведется зачастую по малопонятным методикам с использованием еще менее понятных пересчетных коэффициентов. Рассмотри методологию расчета коэффицента нефтеотдачи, следуя логике И.И. Дунюшкина. Коэффициент нефтеотдачи η в общем виде таков:  , Где Vдоб, Vзап – соответственно объем добытой на поверхность нефти и объем балансовых (геологических) запасов, м2, Принципиальным является вопрос: при каких термобарических условиях рассчитываются названные объемы? В процессе выработки запасов начальные пластовые условия (пластовое начальное давление Рпл.нач и пластовая начальная температура Тпл.нач) меняются, что соответствующим образом изменяет и объемы нефти, добываемые в различные временные интервалы. Чтобы получать в этом случае сопоставимые между собой величины текущих коэффициентов нефтеотдачи, необходимо приводить объемы добываемой нефти к каким-либо неизменными термобарическим условиям, принимая, что состав нефти в процессе выработки запасов не изменяется. Предлагается при расчетах текущих коэффициентов нефтеотдачи соответствующие объемы добываемой нефти приводить к начальным пластовым условиям Рпл.нач и Тпл.нач. балансовые запасы при этом также должны быть вычислены при начальных термобарических пластовых условиях. Совершенно очевидно, что объем добытой на поверхность нефти таков:  , Где  ,  - соответственно балансовые запасы нефти в охваченном процессом выработки объеме порового пространства пласта и оставшаяся (неизвлеченная) в этом объеме порового пространства породы нефть, м3.Охваченный в реальности процессам выработки объем запасов нефти может соотноситься с балансовыми запасами следующим образом ЛЕКЦИЯ 14 |