отчет. Отчет по учебной практике (ознакомительная промысловая) направление подготовки 21. 03. 01 Нефтегазовое дело профиль Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти
 Скачать 0.89 Mb.
|
5 ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ (ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА)Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. К ним можно отнести следующие. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Процесс разработки можно условно разделить на четыре стадии: рост добычи на начальном этапе разработки, обусловленный обустройством месторождения, вводом новых скважин; максимальная добыча нефти в течение некоторого периода времени; резкое падение добычи и значительный рост обводненности продукции скважин; сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти и неуклонное нарастание обводненности; завершающая стадия добычи нефти. Темп разработки месторождения, равный отношению текущей добычи нефти к извлекаемым запасам месторождения. Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе разработки месторождения, то изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии. Добыча жидкости из месторождения – суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти и может отличаться от нее в несколько раз на трети и четвертой стадиях. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи». Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина зависит от содержание газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т.е. отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным: вблизи нагнетательных скважин оно повышается, вблизи добывающих – понижается. Давление на устье ру добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти. Пластовая температура. В процессе разработки месторождения пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения [5 с. 25]. 6 ЭФФЕКТИВНОСТЬ МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ 1. Тепловые методы: (паротепловое воздействие на пласт, внутрипластовое горение, вытеснение нефти горячей водой, пароциклические обработки скважин.) 2. Газовые методы: (закачка воздуха в пласт, воздействие на пласт углеводородным газом (в том числе ШФЛУ), воздействие на пласт двуокисью углерода) 3. Химические методы: ( вытеснение нефти водными растворами ПАВ (включая пенные системы); вытеснение нефти растворами полимеров; вытеснение нефти щелочными растворами; вытеснение нефти кислотами; вытеснение нефти композициями химических реагентов. 4. Гидродинамические методы: (интегрированные технологии; вовлечение в разработку внедренируемых запасов, барьерное заводнение на газонефтяных залежах, нестационарное (циклическое) заводнение, форсированный отбор жидкости, ступенчато-термальное заводнение. 5. Группа комбинированных методов. С точки зрения воздействия на пластовую систему в большинстве случаев реализуется именно комбинированный принцип воздействия, при котором сочетаются гидродинамический и тепловой методы, гидродинамический и физико-химический методы, тепловой и физико-химический методы и так далее. 6. Методы увеличения дебита скважин. Отдельно следует сказать о так называемых физических методах увеличения дебита скважин. Объединять их с методами увеличения нефтеотдачи не совсем правильно из-за того, что использование методов увеличения нефтеотдачи характеризуется увеличенным потенциалом вытесняющего агента, а в физических методах потенциал вытесняющего нефть агента реализуется за счет использования естественной энергии пласта. Кроме того, физические методы чаще всего не повышают конечную нефтеотдачу пласта, а лишь приводят к временному увеличению добычи, то есть повышению текущей нефтеотдачи пласта (гидроразрыв пласта; горизонтальные скважины; электромагнитное воздействие; волновое воздействие на пласт; другие аналогичные методы). Тепловые МУН – это методы интенсификации притока нефти и повышения продуктивности эксплуатационных скважин, основанные на искусственном увеличении температуры в их стволе и призабойной зоне. Применяются тепловые МУН в основном при добыче высоковязких парафинистых и смолистых нефтей. Прогрев приводит к разжижению нефти, расплавлению парафина и смолистых веществ, осевших в процессе эксплуатации скважин на стенках, подъемных трубах и в призабойной зоне. Газовые МУН – метод основан на закачке воздуха в пласт и его трансформации в эффективные вытесняющие агенты за счет низкотемпературных внутрипластовых окислительных процессов. В результате низкотемпературного окисления непосредственно в пласте вырабатывается высокоэффективный газовый агент, содержащий азот углекислый газ и ШФЛУ (широкие фракции легких углеводородов) К преимуществам метода можно отнести: – использование недорого агента – воздуха; – использование природной энергетики пласта – повышенной пластовой температуры (свыше 60–70oС) для самопроизвольного инициирования внутрипластовых окислительных процессов и формирования высокоэффективного вытесняющего агента. Химические МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью. Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости Методы увеличения дебита скважин. Применением таких методов можно достичь заметной интенсификации фильтрационных процессов в пластах и повышения их нефтеотдачи в широком диапазоне амплитудно-частотной характеристики режимов воздействия. 7 РЕЗУЛЬТАТЫ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИЙ ПЛАСТОВ Основная задача гидродинамических исследований пластов – это получение информации о пласте для подсчета запасов нефти и газа, проектирование регулирование, анализа разработки месторождений и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т. е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь. Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования – проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования – осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования – вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т. д.) Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К прямым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на: промыслово-геофизические (электрические свойства пород, радиоактивные, акустические, механические ) дебито- и расходометрические, термодинамические, гидродинамически. Промыслово-геофизические исследования – позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения водонефтяного контакта (ВНК), газонефтяного контакта (ГНК) и их продвижения. Так же позволяют определить физико-химические характеристики пластов и жидкостей и газа, плотность, вязкость, давление насыщения. Позволяет определить коэффициент продуктивности, коэффициент гидропроводности пласта (способность жидкости в пластовых условиях фильтроваться через породу), коэффициент подвижности нефти в пласте (когда нефть обладает структурными механическими свойствами в случае если нефть вязкая и сверх вязкая), коэффициент проницаемости пласта (определяется в лабораторных условиях, геофизический способ, гидродинамический способ) , коэффициент пьезопроводности (способность пласта к передачи возмущений вызванных изменением режимов эксплуатации и характеризует скорость перераспределения давления в пласте). |