Госы. Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки. Системой разработки
 Скачать 1.28 Mb.
|
Стадии разработки месторожденияI стадия – стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения II стадия – максимальный уровень добычи III стадия – стадия падения добычи нефти IV стадия – поздняя (завершающая) стадия разработки  I стадия характеризуется интенсивным разбуриванием месторождения. На этой стадии вводят в эксплуатацию основной проектный фонд скважин и организуют предусмотренную проектом систему разработки. I стадия характеризуется ростом добычи нефти. Нефть добывается, как правило, практически безводная, хотя возможна небольшая обводненность продукции скважин. II стадия - стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти. На этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. С целью удержания добычи нефти на максимальном уровне выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. Длительность этой стадии невелика - порядка 4-5 лет. III стадия - стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки. На этой стадии с учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. IV стадия - завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки, что и на предыдущих стадиях. Первые три стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения. Четвертую стадию называют завершающим периодом. Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения 9. Режимы работы нефтяных залежей. Режимы работы газовых залежей. Под режимом работынефтяныхзалежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Выделяют 5 режимов работы нефтяных пластов: водонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), режим растворенного газа, упругий, гравитационный. Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом залежь наполняется водой из поверхностных источников в количествах, равных или несколько меньших количества отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его разработки. Коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может быть в пределах 0.5-0.7 и более. Режим газовой шапки - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако, в отличие от водонапорного режима (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима - высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) нагнетается с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи. Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть движется по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увеличиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к забоям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4. Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости (нефти, воды) и породы является основным источником энергии залежи. В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0.5-0.6 и более. Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.  Режимы работы газовых залежей. Для газовых и газоконденсатных месторождений главными источниками пластовой энергии, за счет которой происходит движение газа по пласту, являются напор краевых или подошвенных вод и собственная энергия сжатого газа. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы. Газовый режим (режим расширяющегося газа). При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт — газопровод, является давление, создаваемого расширяющимся газом.. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки. Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий. Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление. На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды. Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т.е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме. В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20 – 50 % запасов газа. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения 10. Способы и приборы для определения уровня жидкости в скважине. Уровень жидкости в скважине – расстояние от устья скважины до уровня жидкости, м. Различают динамический и статический уровни. Статический уровень – уровень жидкости в остановленной скважине. Динамический уровень – уровень жидкости в работающей скважине. Положение динамического уровня жидкости в скважине обычно определяют акустическими способами. В настоящее время наиболее широкое распространение получили два метода: эхометрия и волнометрия. Оба этих способа имеют одинаковую и физическую основу и схему реализации, которая заключается в следующем. Каким-либо способом на устье скважины создается волна изменения давления, которая распространяется в затрубном пространстве до уровня жидкости, отражается от него и возвращается на поверхность земли к устью скважин. Причем отрезок времени между возбуждением волны и возвращением ее на поверхность фиксируется с помощью определенной системы. В результате таких исследований на диаграмме получается запись. Самой сложной задачей в данном случае является определение скорости звука в затрубном пространстве скважины. Метод волнометрирования отличается от эхометрии лишь способом создания волны давления. Если в эхолоте волна давления создается с помощью порохового заряда, то в волномере для этой цели используется мгновенный перепуск газа из затрубного пространства в атмосферу. Измерение положения динамического уровня в затрубном пространстве скважины с помощью волномера осуществляется следующим образом. Прибор присоединяется к выходу из затрубного пространства, в котором имеется избыточное давление газа. Открывается задвижка на затрубном пространстве, и полость прибора сообщается с полостью затрубного пространства, манометр показывает давление в нем. Генерация акустического импульса происходит путем, кратковременного нажатия до упора рукоятки ручного клапана уровнемера. При этом отверстия в корпусе и патрубке на короткий момент совмещаются, и происходит мгновенный перепуск газа из затрубного пространства в атмосферу. Этот импульс давления фиксируется с помощью термофона. Следует отметить, что волномер имеет несомненные преимущества перед эхолотом, которые заключаются в следующем: 1) безопасность работы (отсутствие пороховых зарядов, работа при герметизированном затрубном пространстве); 2) более высокая точность определения динамического уровня. Измерения с помощью волномера проводят при избыточном давлении в затрубном пространстве. Динамический уровень имеет четкую границу раздела жидкость – газ, от которой хорошо отражается и фиксируется сигнал с поверхности. При измерении уровня эхолотом часто не удается получить четкого обратного сигнала. Это объясняется следующим образом. При проведении измерений с помощью эхолота затрубное пространство скважины, в нормальных условиях эксплуатации закрытое, необходимо предварительно разрядить, т. е. стравить избыточное давление в нем. Указанное действие часто приводит к вспениванию уровня жидкости в затрубном про- странстве, образованию шапки пены, которая не дает четкого отражения сигнала и не позволяет «отбить» уровень жидкости. Приборы для определения уровня жидкости: Уровнемер СУДОС - мини 2 мастер (далее уровнемер) предназначен для оперативного контроля уровня жидкости в добывающих нефтяных скважинах. Уровнемер обеспечивает контроль статического и динамического уровня, регистрацию кривых падения и восстановления уровня, автоматическую регистрацию давления газа в затрубном пространстве на устье скважины. Уровнемер может применяться для слежения за уровнем жидкости во время эксплуатации скважин, а также при их запуске после ремонта или простоя. МИКОН-821 Устройство для определения уровня жидкости Уровнемер для скважин «Сигма-Арт» Акустически эхолот “Эхо-2” 11. Скин-фактор: понятие, способы определения. Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной.  Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).Традиционные методы определения скин-фактора скважины основаны на исследованиях неустановившегося режима фильтрации флюидов в пласте. Обычно анализируют кривую восстановления давления (КВД) после закрытия скважины. При этом существенное влияние на результаты расчётов оказывает субъективный выбор конечного участка плоскорадиального потока на КВД. Особенно недостоверными получаются параметры пласта по "недовосстановленным КВД" даже после обработки методами с учётом притока. Кроме того, на фильтрационные свойства прискважинной зоны пласта (ПЗП) влияет величина депрессии, на которой работала скважина до закрытия на КВД. К тому же, нестационарный режим фильтрации при исследовании отличается от условий продолжительной работы скважины. Метод переменной депрессии повышает достоверность определения фильтрационных параметров пласта и добывных характеристик скважин при комплексном анализе данных ГДИС и эксплуатации путём применения следующих технологий: 1. классификация замеров при "спокойных" и "возбуждённых" режимах работы скважины; 2. выявление закономерности изменения продуктивности от депрессии; 3. приведение замеренных дебитов и продуктивностей к депрессии эксплуатации; 4. привлечение данных соседних скважин по тому же горизонту при недостаточной исследованности скважины. 12. Моделирование процессов разработки. Разработка с поддержанием пластового давления. Моделирование процессов разработки сводится к построению моделей фильтрации различных пластовых флюидов (или их комбинаций) в различных продуктивных пластах. Основными этапами моделирования процесса разработки являются: постановка соответствующих процессу разработки месторождения математических задач, включающих дифференциальные уравнения движения пластовых флюидов к скважинам, определение начальных и граничных условий их решения; решение (интегрирование) дифференциального уравнения движения пластовой жидкости и получение расчётных формул, позволяющих определить количественные характеристики разработки. Центральный этап моделирования – постановка соответствующих процессу разработки нефтяного месторождения математических задач, включающих дифференциальные уравнения, начальные и граничные условия. Процедуры расчётов на основе моделей называют методиками расчётов. Дифференциальные уравнения, описывающие процессы разработки нефтяных месторождений, основаны на использовании двух фундаментальных законов природы – закона сохранения вещества и закона сохранения энергии, а также на целом ряде физических, физико-химических, химических законов и специальных законах фильтрации. Закон сохранения вещества в моделях процессов разработки месторождений записывают либо в виде дифференциального уравнения неразрывности массы вещества, именуемого часто просто уравнением неразрывности, либо в виде формул, выражающих материальный баланс веществ в пласте в целом. Закон сохранения энергиииспользуют в моделях разработки нефтяных месторождений в виде дифференциального уравнения сохранения энергии движущихся в пластах веществ. ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ — процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. |