Лекции разработка. Лекция общие принципы проектирования разработки
 Скачать 2.81 Mb.
|
|
Расчет динамики дебитов нефти и воды Принимается следующая программа разработки нефтяной залежи. Нефтяная залежь с общим числом скважин (n0=73) разбуривается и вводится в разработку равномерным темпом в течение 8 лет по 10 скважин в год. 1. На первой стадии текущий дебит нефти  где t – годы, nt0 – число действующих скважин в t-м году; nt0 = ntб / 2+∑ n(t-1)б; ntб - число пробуренных скважин в t-м году; ∑ n(t-1)б - общее число пробуренных скважин до t-го года. Расчетный текущий дебит жидкости в пластовых условиях:  Массовый текущий дебит жидкости в поверхностных условиях: qtF2 = qt + (qtF- qt)μ0. Обводненность Аt= (1-qt/qtF)∙100 Среднесуточный дебит одной скважины:  ,где nt0 - число действующих скважин в t-м году; ξэ – коэффициент эксплуатации скважин; Для второй и третьей стадии текущий расход закачиваемой воды и среднесуточный дебит скважины рассчитываются по тем же формулам, что и для первой стадии. 2. На второй стадии выдерживается постоянным текущий дебит нефти залежи qt и расчеты проводятся по следующим формулам: текущий амплитудный дебит  ,расчетный текущий дебит  ,массовый текущий дебит жидкости: qtF2= qt+(qtF- qt)μ0. 3. На третьей стадии залежь разрабатывается при фиксированных условиях, создавшихся в конце второй стадии, и расчет ведется по формулам первой стадии при  .Для первой стадии при t =1, nt0 = 5  млн.т/год,  млн.т/год,qtF2=0,114+(0,119-0,114)∙2,1=0,125 млн.т/год,  , т/сут.Для второй стадии при t=9  млн.т/год, млн.т/год,qtF2=1,11+(1,68-1,11)∙1,68=2,30 млн.т/год, Для третьей стадии при t=13  млн.т/год, млн.т/год,qtF2=0,41+(1,1-0,41)∙2,1=1,86 млн.т/год,  Результаты расчетов приведены в таблице. Таблица Показатели разработки Киязлинского месторождения за 20 лет
Лекция 10. Новые методы увеличения нефтеотдачи пластов При всех достоинствах освоенного промышленностью метода заводнения нефтяных залежей как метода извлечения нефти, он тем не менее уже не обеспечивает необходимую конечную степень извлечения нефти из пластов, особенно в условиях неоднородных пластов и повышенной вязкости нефти, когда достигается низкий охват пластов заводнением. По мере роста понимания механизма и особенностей процесса заводнения нефтяных залежей стали настойчиво искать способы повышения его эффективности. В 50-х годах повышение эффективности заводнения осуществлялось в основном изменением схемы размещения нагнетательных скважин (законтурное, осевое, блоковое, очаговое, площадное). Много внимания уделялось оптимизации давления нагнетания воды, выбору объектов разработки, повышению эффективности заводнения за счет размещения добывающих скважин и др. В начале 60-х годов начали усиленно изучать способы улучшения вытесняющей способности воды за счет добавки различных активных агентов. В качестве таких агентов стали изучать и применять углеводородный газ, полимеры, поверхностно-активные вещества, щелочи, кислоты и др. Цель заключается в том, чтобы повысить охват пластов заводнением и устранить или уменьшить отрицательное влияние сил, удерживающих нефть в заводненных зонах пластов. К низкопотенциальным методам относятся циклическое воздействие на пласты, изменение направления потоков жидкости, применение водорастворимых поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и полимеров, увеличивающих нефтеотдачу на 2-8 % по сравнению с обычным заводнением. К наиболее высокопотенциальным относятся методы вытеснения высоковязкой нефти паром, внутрипластовым горением и маловязкой нефти мицелляр-ными растворами, увеличивающие нефтеотдачу на 15-20%. Эффективность вытеснения нефти углекислым и углеводородным газами совместно с заводнением занимает промежуточное положение (5-15%) (рис. 1, 2, 3).  Рис.1 Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов  Рис.2  Рис.3 По своему назначению и способу воздействия известные методы увеличения нефтеотдачи пластов можно классифицировать следующим образом (табл. 1). Таблица 1 Классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов
Классификация и назначение методов повышения нефтеотдачи пластов Распределение остаточной нефтенасыщенности пластов требует, чтобы методы увеличения нефтеотдачи эффективно воздействовали на рассеянную нефть в заводненных или загазованных зонах пластов, на оставшиеся с высокой нефтенасыщенностью (но ниже начальной) слабопроницаемые слои и пропластки в монолитных заводненных пластах, а также обособленные линзы в разрезе и зоны (участки) в плане, совсем не охваченные дренированием системой скважин. Представляется совершенно бесспорным, что при столь широком многообразии состояния остаточной нефтенасыщенности, а также при большом различии свойств нефти, воды и газа и проницаемости нефтенасыщенных зон пластов не может быть одного универсального метода увеличения нефтеотдачи пластов, устраняющего все причины остаточной нефтенасыщенности. Кратко причины образования остаточной нефти и пути ее извлечения представлены ниже. Причины образования остаточной нефти и пути её извлечения
Известные методы увеличения нефтеотдачи пластов в основном характеризуются направленным, кумулятивным действием, каждый из которых воздействует на одну-две причины, вызывающие остаточную нефтенасыщенность. По типу рабочих агентов классификацию известных методов увеличения нефтеотдачи пластов можно представить в виде схемы на рис. 1. В основе всех известных методов увеличения нефтеотдачи пластов лежит заводнение, т. е. вода - основной компонент всех рабочих агентов, к которому добавляются химические продукты, газ, воздух, теплоносители и растворители. А по целевому назначению их классификацию можно представить в виде схемы на рис. 2. В рамках обычного заводнения нефтяных залежей, без добавок к воде активных агентов, повысить охват заводнением и нефтеотдачу пластов можно применением технологии и системы заводнения, наилучшим образом соответствующих особенностям геологического строения пластов (циклическое воздействие на слоистые, изменение направления потоков на зонально-неоднородные пласты, самостоятельные скважины на обособленные линзы, пропластки и др.). Добавление к воде активных агентов (ПАВ, полимеров, щелочей, двуокиси углерода, углеводородного газа, мицеллярных растворов) осуществляется для повышения охвата пластов заводнением и вытеснения остаточной нефти из заводненных зон. Все эти методы характеризуются различной потенциальной возможностью увеличения нефтеотдачи пластов (от 1,5-2 до 25-35% от балансовых запасов) и разными критическими факторами их применения (табл. 2). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||