задача, ГРП. Методические указания по курсовой работе_очн. Методические указания по выполнению курсовых работ для студентов заочной формы обучения
 Скачать 7.84 Mb.
|
|
2.4 Техническая реализация процесса при применении метода в промышленных масштабах Поскольку нестационарное воздействие на нефтяную залежь основано на создании периодических колебаний давления и скорости фильтрации жидкости в пластах за счет изменения объемов нагнетания, возникает необходимость обоснования и выбора такого оборудования, технические характеристики которого позволяли бы работать в запрограммированных условиях. Комплекс системы заводнения включает в себя водозаборные насосные станции (станции первого подъема), насосные станции второго подъема, кустовые насосные станции, магистральные водоводы, разводящие водоводы. К основным сооружениям в этом комплексе относятся кустовые насосные станции (КНС) и высоконапорные водоводы, идущие от КНС к нагнетательным скважинам. При обычном заводнении выбор оборудования проводится с учетом объемов закачиваемой воды, числа скважин, подключенных к КНС, средней приемистости одной нагнетательной скважины, а так же давления нагнетания, позволяющего осуществлять закачку необходимых объемов воды. Во всех расчетах при этом задается постоянных расход воды без учета колебаний давлений в пласте и на линии нагнетания. При осуществлении процесса циклического заводнения предполагается сохранение средних объемов закачки и отбора жидкости таким же, как и при обычном заводнении. Однако в фазу повышения пластового давления возможно увеличение расхода нагнетаемой воды в два раза. Это означает, что система водоснабжения, подвоящих воду к КНС, остается без изменения. А все технические мероприятия должны быть направлены на замену оборудования КНС, разводящих водоводов и нагнетательных скважин. Устанавливаемые на КНС при обычном заводнении низконапорные насосы заменяются на высоконапорные типа ЦНС 190х1900, ЦНС 180х1900, ЦНС 500х1900. Для создания дополнительных мощностей в системе нагнетания можно предусматривать установку дожимных насосов. Повышение давления нагнетания до 15-20 МПа предопределяет реконструкцию системы напорных водоводов, идущих от КНС к нагнетательным скважинам. Проектируя разработку вновь вводимых в эксплуатацию нефтяных месторождений с применением метода циклического заводнения, необходимо рассматривать всевозможные варианты схем технической реализации процесса. Это позволит избежать дополнительных затрат, связанных с переобустройством уже существующих систем ППД. 2.5 Применение циклического заводнения на Быстринском месторождение Разработка нефтяных месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» характеризуется увеличением доли трудно извлекаемых запасов нефти, снижением эффективности эксплуатации продуктивных пластов. В качестве объекта нестационарного воздействия рассматривались нефтяные залежи, представленные песчаными слоисто-неоднородными пластами с хорошей гидродинамической связью между прослоями и выдержанные по простиранию. В результате выполненного критериального анализа имеющейся геолого-промысловой, геофизической информации и проектной документации были сделаны выводы о предпочтительности применения технологии нестационарного заводнения с точки зрения эффективности для различных геолого-промысловых условий и выделены следующие объекты: пласты АС7 и БС1Быстринского месторождения [5]. Участки для реализации нестационарного заводнения были выбраны на основе результатов анализа сложившейся системы разработки, карт текущего состояния разработки, имеющейся геолого-промысловой информации, а также распределения остаточных нефтенасыщенных толщин. Для выбранных опытных участков были составлены адресные «Программы работ по нестационарному заводнению», включающие расчеты вариантов реализации нестационарного заводнения, определение оптимальной длительности полуцикла отключения скважин, рассмотрение технических возможностей системы ППД и оснащения, соответствующих КНС, порядок и периодичность отключения и включения нагнетательных скважин, параметры проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) в нагнетательных скважинах. Далее рассматривается реализация и оценка эффективности нестационарного заводнения на опытном участке пласта БС1 основными объектами разработки которого являются пласты БС1и БС2, содержащие 73 % всех балансовых запасов нефти. Эффективность нестационарного заводнения зависит от правильного определения длительности циклов воздействия. На основе средней проницаемости опытного участка, найденной в соответствии с имеющейся геолого-промысловой информацией, включая данные ГДИС и исследования кернов, были рассчитаны средневзвешенные значения гидропроводности и пьезопроводности пласта в пределах опытного участка. На основании информации о реакции добывающих скважин на изменение объемов закачки воды, результатах исследований по закачке индикаторов и технических возможностях системы ППД был определен полуцикл нестационарного воздействия с учетом вязкости пластовой нефти, пористости и проницаемости пласта, характерных для данного объекта. В результате расчетов было получено, что длительность полуцикла по опытному участку пласта БС1 составляет 3,5 месяца, или 107 суток. Технологические показатели закачки по опытному участку были проанализированы с учетом распределения скважин по КНС и оценки максимального уровня закачки до начала применения технологии. Анализ показал, что суммарная закачка по всем скважинам КНС при проведении циклического заводнения (в период как первого, так и второго полуциклов) не будет превышать среднемесячную закачку при стационарном заводнении и проектную мощность КНС. На основе анализа состояния разработки опытного участка пласта БС1 и полученных результатов расчета параметров реализации нестационарного заводнения был составлен график работы (пусков-остановок) нагнетательных скважин в соответствии с рассчитанной длительностью циклов. Для увеличения эффективности процесса нестационарного заводнения в скважинах системы ППД было запланировано проведение работ по перераспределению фильтрационных потоков (ПФП) и интенсификации приемистости с учетом имеющейся геолого-промысловой информации, включая данные ГИС-контроля. На рисунке 4 представлены карты циклического воздействия для первого и второго полуциклов с указанием планируемых обработок скважин.  Рисунок 4 - Карта циклического воздействия для первой (а), второй (б) половины цикла на опытном участке Реализация нестационарного заводнения на выбранном опытном участке была начата в июне и приостановлена в октябре 2015 года.из-за того, что при отключении нагнетательных скважин или ограничении объемов закачки в зимний период возможно замерзание нагнетательных скважин и водоводов. Таким образом, в течение 2015 года были выполнены работы по первому полуциклу нестационарного заводнения. Дополнительная добыча нефти в результате применения нестационарного заводнения на 01.01.16 г. составила 10191 т (оценка выполнена по линейному тренду динамики помесячной добычи нефти). Дополнительную добычу нефти, полученную в результате применения нестационарного заводнения в сочетании с обработкой призабойной зоны (ОПЗ) скважин, направленной на выравнивание профилей закачки и перераспределение фильтрационных потоков, оценивали: методом характеристик вытеснения, на основе анализа динамики текущей добычи нефти всех скважин участка и динамики добычи нефти единичных скважин участка. Влияние нестационарного заводнения на показатели работы добывающих скважин опытного участка показано на рисунке 5. Из него видно, в частности, что восемь скважин, находившихся в простое в течение 2005 года, были введены в эксплуатацию с начала 2006 года. На 01.01.06 г. в результате применения нестационарного заводнения было дополнительно добыто 18543 т нефти. Для изменения параметров работы всех добывающих скважин опытного участка в результате применения нестационарного заводнения для каждой скважины была построена динамика добычи нефти и обводненности. Применение нестационарного заводнения благоприятно повлияло на 29 скважин, стабилизировалась обводненность, и снизился темп падения дебита. Таким образом, анализ результатов реализации первого полуцикла нестационарного заводнения на опытном участке БС1Быстринского месторождения показал целесообразность применения этой технологии в сочетании с обработками скважин, направленными на перераспределение фильтрационных потоков. Анализ применения нестационарного заводнения в сочетании с ОПЗ на пластах АС7 и БС1Быстринского месторождения, показал эффективность выполненных мероприятий. Обводненность продукции стабилизировалась, добыча нефти увеличилась как по отдельным скважинам, так и по участку воздействия в целом, что подтверждает правильность выбора параметров реализации технологии на каждом опытном участке. Ранее для месторождений Западной Сибири была определена продолжительность полуциклов нестационарного заводнения около 15 суток. Р  исунок 5 - Схема расположения скважин опытного участка Однако этот срок требует существенных корректировок, и расчет параметров реализации технологии необходимо выполнять для каждого конкретно выбранного опытного участка. Отмеченное особенно важно на современном этапе развития нефтяной промышленности, когда в разработку вводится все больше месторождений с ухудшенными коллекторскими свойствами продуктивных пластов разукрупняются сетки скважин вследствие вывода скважин из добывающего фонда по причине обводненности или малой продуктивности; запроектированные системы сбора нефти и воды не соответствуют существующим в настоящее время форсированным темпам отбора жидкости; отсутствует возможность изменения режимов работы ЭЦН без привлечения бригад по ремонту скважин. Все эти вопросы, очевидно, должны учитываться уже на стадии проектирования системы разработки месторождений, чтобы в процессе их эксплуатации можно было оперативно устранять встречающиеся технические затруднения и повышать технико-экономические показатели и коэффициент извлечения нефти. При реализации нестационарного заводнения на выбранных участках также отмечались затруднения технического характера, связанные с особенностями системы разработки месторождений и ППД: невозможность переброса закачиваемой воды с одних скважин на другие, остановка достаточно большого числа нагнетательных скважин, оперативное изменение режимов работы добывающих скважин и др. Это, несомненно, негативно повлияло на эффективность проведенных мероприятий. Таким образом, при проведении работ по нестационарному воздействию на пласт в сочетании с обработками скважин на 01.01.16 г. на опытных участках АС7 и БС1 Быстринского месторождения было дополнительно добыто соответственно 12,2 тыс. и 6,2 тыс. т нефти. Анализ результатов применения нестационарного заводнения на опытных участках показал, что эта технология может быть реализована на 36 % разрабатываемых объектов ОАО «Сургутнефтегаз». Возможная дополнительная добыча нефти от мероприятий в сочетании с обработками скважин составит около 300-500 тыс. т/год. 3 ПРАКТИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 3.1 Расчет основных показателей процесса закачки воды Поддержание пластового давления – эффективное средство разработки нефтяного месторождения. Процесс проектирования закачки воды с целью поддержания пластового давления представляет сложную технико-экономическую задачу, решаемую на этапе составления технологической схемы или проекта разработки месторождения. Проектирование процесса закачки воды сводится к определению для конкретных условий оптимального давления на устье нагнетательной скважины, давления на забое и необходимого количества воды. Кроме того, рассчитывается число нагнетательных скважин и их приемистость [3]. Таблица 5 – Исходные данные
Алгоритм расчета основных показателей заводнения. Оптимальное давление на устье нагнетательной скважины вычисляют по формуле академика А.П. Крылова:  , (1) где  – стоимость нагнетательной скважины, тг.;η – КПД насосного агрегата;  – коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м3/(сут×МПа); – время работы нагнетательной скважины, год; – энергетические затраты на нагнетание 1 м3 воды при повышении давления на 1 МПа, кВт×ч/( м3×МПа) ( =0,19); – стоимость 1кВт×ч электроэнергии, руб/(кВт×ч) ( 0,30); – гидростатическое давление воды в скважине глубиной  , Мпа. , (2)где  – среднее пластовое давление в зоне нагнетания воды, МПа;  – потери давления при движении воды от насоса до забоя, МПа.Давление на забое нагнетательной скважины (3) Величину  можно принять равной 3 МПа.Рассчитываем необходимое количество закачиваемой воды  (в м3/сут): , (4)где  – объем добываемой из залежи нефти, приведенной к пластовым условиям, м3/сут; – объем свободного газа в пласте при и  , который добывается вместе с нефтью за сутки, м3/сут; – объем добываемой из залежи воды, м3/сут.Объем нефти в пластовых условиях:  , (5) Объем свободного газа: , (6) Объем воды: , (7) где  , – соответственно количество дегазированной нефти и воды, добываемое из залежи за сутки, т/сут; ,  - соответственно объемные коэффициенты нефти и воды при пластовых условиях; – газовый фактор, м3/м3; – средний коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3×МПа).По формуле (1) вычисляем оптимальное давление на устье нагнетательной скважины:  = 24,26 13,3 = 10,96МПа.При этом гидростатическое давление воды в скважине:  = 15,24 МПа.Давление на забое нагнетательной скважины  = 23,20 МПа.Рассчитываем  , и  : = 4,34 ˟  м3/сут; = 127,4 м3/сут; м3/сут;По формуле (4) найдем суточный объем закачки воды:  = 5367,5 м3/сут.Таким образом, для заданных условий суточный объем закачки составляет 5367,5 м3 при давлении на устье нагнетательной скважины  = 10,96 МПа.Объем закачки воды в одну нагнетательную скважину qвн =  ( ). (2.8)Тогда число нагнетательных скважин n = / qвн. (2.9)Для условий предыдущей задачи рассчитать число нагнетательных скважин, если коэффициент приемистости их одинаков. Решение. Рассчитываем приемистость одной скважины: qвн =  ×( ) = 216,56 м3/сут.Число нагнетательных скважин n = 5367,5 /216,56 = 24 Таким образом, в данных условиях требуется 24 нагнетательных скважин. |
/( 
