Разработка ответы на вопросы. Разработка нефтяных месторождений Захаров А. Н. ВУсБ-21.03.01. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 42.09 Kb.
|
|
Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки. Под системой разработки понимают управление движением нефти в пластах к добывающим скважинам, путем необходимого размещения и дальнейшего ввода установленного фонда добывающих и нагнетательных скважин, для достижения целей по поддержанию определенных режимов работы скважин, при равномерном и экономичном использовании пластовой энергии. Рациональная система разработки называется система, которая способствует более полную добычу нефти, газа и попутного флюида при наименьших затратах. Система должна учитывать и соблюдать правила охраны окружающей среды и недр, правильное использование природной энергии залежей и при необходимости использование методов искусственного воздействия на пласт. Систему разработки определяют по параметрам: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения, сетка расположения скважин на объектах и порядок ввода их в работу, способы регулирования использование природной энергии. Развитие систем разработки нефтяных месторождений. Ⅰ Этап. С начала добычи нефти до 1945г. Связан с эксплуатацией нефтяного месторождения на естественных природных режимах. На этом этапе нефтяники имели дело в основном с месторождениями складчатых областей, с высокоамплитудным поднятием маловязкой нефти в высокопродуктивных коллекторах, с большим водонапорным режимом. 1931г – создание Максимовичем первого ген – плана по рациональной разработке. Ⅱ Этап. 1946 – 1976гг. На этом этапе начали применять законтурное и внутриконтурное заводнение с поддержанием пластового давления. 1946г – применение законтурного заводнения на девонской залежи. Были решены вопросы как технические, так и технологические по закачке воды. И далее ее применение по всей Волго-Уральской провинции. 1954г – началась более прогрессивная система внутриконтурного заводнения. 1956г – утверждена первая генеральная схема, которая являлась научным обоснованием применения внутриконтурного заводнения. 1966 – 1968гг. составлена вторая ген-схема разработки. Открытие крупных месторождений в платформенных областях, у которых слабая связь и малый напор краевых вод и трудноизвлекаемые запасы. Они требуют огромные затраты и малый КИН: 10-25%, поэтому необходимы новые подходы к системе разработки. Так же было очень много споров. Одни боялись больших потерь нефти за счет преждевременного прорыва воды по наиболее проницаемым породам, особенно при высоких давлениях закачки. Другие объясняли недопустимость закачки холодной воды, которые приведут к выпаду парафина и закупориванию меж поровых каналов пласта и приведет к «склерозу». Третьи боялись худших условий для выработки заводненных пластов за счет «запечатывания» оставшихся запасов нефти закачанной водой. Ⅲ Этап. 1977 – 1991гг. – оптимизация системы разработки с применением новых технологий контроля и регулирования процессов разработки, новых методов повышения нефтеотдачи. Составление третьей генсхемы разработки. Рассмотрение разработки низкопродуктивных и водонефтяных зон, повышение давления нагнетательных для песчаных пластов и повышение давления до 20-25 МПа и более для низкопродуктивных пластов, снижение давления на забоях добывающих скважин на 20-25% ниже давления насыщения. Соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин 3:1. Увеличение выработки менее продуктивных пластов и достижение проектного КИН, широкое применение новых методов увеличения нефтеотдачи. Системы заводнения создали высокие темпы эксплуатации месторождений: СССР вышли на высокий уровень добычи нефти в мире. В процессе длительной эксплуатации произошло истощение запасов нефти. В конце 20-го столетия создание третичных МУН. МУН первого поколения применяли на начальных стадиях разработки при добыче безводной или малообводненной продукции, а затем и частично заводненных пластов. Затем появились более эффективные МУН второго поколения, которые могли работать в условиях высокой обводненности - до 90% и более. Третичные МУН целесообразны на месторождениях, которые содержат активные запасы нефти. Слабопроницаемые пласты начали осваивать с применением ГРП, кислотных технологий, горизонтальное бурение – для залежей высоко вязких нефтей. Ⅳ Этап. С 1991г – разработка в рыночных условиях. Добавились новые проблемы, которые связаны с недостатками внутриконтурного заводнения, старением скважин и нефтепромысловых сооружений. В первую очередь нужно повышать нефтеизвлечение дренируемых запасов. Пласт, который охвачен воздействиям заводнения и достиг предельной обводненности обычно отключают, а ранее отключенные высоко продуктивные – вскрывают и вырабатывают до указанных значений с применением МУН. Для выработки запасов частично заводненных пластов нужно повышение максимального эффекта нефтеотдачи. Объединение активных и трудноизвлекаемых запасов в один эксплуатационный объект. Переход на рыночные отношения в России во многом отметился отходом от разработанных в СССР методов рациональной разработки месторождений. Стадии разработки залежей нефти. Технологические показатели разработки залежей нефти. Стадии разработки: 1 стадия: нарастающая добыча в процессе разбуривания залежи, строительство месторождений, промысловых сооружений и ввод их в эксплуатацию. 2 стадия: устойчивый максимальный темп добычи нефти. 3 стадия: резкое падение добычи нефти, рост обводненности (поздняя стадия разработки). 4 стадия: медленное, постоянное уменьшение добычи нефти, высока обводненность (конечная стадия разработки). Показатели разработки: 1) Добыча. Во время добычи вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости это сумма добытой нефти и воды. На 3 и 4 стадиях добыча жидкости в несколько раз выше добытой нефти. Добыча текущая и накопленная. Текущая бывает годовая и за месяц. Накопленная – сумма с самого начала эксплуатации объекта. 2) Обводненность продукции, которую добыли. Измеряется в %. 3) Водонефтяной фактор – отношение добытой воды и нефти, текущей и накопленной. 4) Фонд скважин. Скважины составляют основную часть системы разработки, с помощью них добывается нефть и попутные компоненты. Так же с их помощью получают всю информацию о залежи и управление процессом разработки. Скважины разделяют на четыре основные группы: добывающие (предназначены для добычи нефти, газа и попутного флюида из пласта), нагнетательные (предназначены для закачки в пласт различных агентов, таких как вода, газ, пар, для эффективной разработки залежи), специальные (предназначены для исследования параметров и состояния разработки залежи, делятся на оценочные (бурятся для оценки насыщенности пласта нефтью или газом) и контрольные (пьезометрические и наблюдательные), вспомогательные (водозаборные и поглощающие). 5) Темп отбора от начально-извлекаемого отбора (темп разработки, который изменяется во времени и равен отношению текущей добычи нефти к уже извлеченным запасам месторождения). 6) Степень выработки начальных извлеченных запасов нефти (отношение накопленной добычи нефти к начально-извлекаемых запасов нефти). 7) Нефтеотдача (величина запасов нефти залежи, которая представляет собой отношение суммарной извлеченной добычи нефти к балансовым запасам нефти в пласте. Разделяют на текущую (это отношение извлеченной из пласта нефти на данный момент к ее начальным запасам) и конечная нефтеотдача ( это отношение добытой нефти в конце разработки к начальным запасам). 8) Добыча газа (зависит от содержания газа в нефти и характеризуется газовым фактором – это отношение добытого газа к добыче дегазированной нефти за единицу времени. Измеряется в м3/т. Во время водонапорного режима газовый фактор является постоянным). 9) Дебит нефти, воды и жидкости (отношение добытой нефти, води или жидкости во время работы скважины за месяц или за год. Измеряется в т/с). 10) Расход закаченных агентов в пласт и их добыча вместе с нефтью и газом (во время проведения технологических операций для добычи нефти, а так же газа из недр, в пласт закачивается вода с добавлением химических реагентов, газа и других веществ). 11) Распределение давления в пласте (в процессе разработки месторождения пластовое давление постоянно изменяется. В зоне нагнетательных скважин – повышенное, в зоне добывающих – пониженное). 12) Давление на устье добывающих скважин (указывается на основе требований сбора и транспортировки нефти, газа и воды от скважины к нефтепромысловым сооружениям). 13) Пластовая температура (фактор, который меняется в связи с закачкой в пласт больших объемов воды, пара или газа). Режимы разработки нефтяных месторождений. Режим разработки залежей называется комплекс природных видов энергии, под действием которых происходит перемещение нефти или газа из пласта к добывающей скважине. К ним относятся: водонапорный режим, упруговодонапорный, газонапорный, режим растворенного газа, гравитационный режим. Водонапорный режим – напор контурной воды под действием ее массы. Видом этой энергии является напор краевой воды, которая продвигается в пласт и замещает добытые нефть и попутную воду. В пределах залежи при ее эксплуатации происходит движение всего объема нефти, в связи с этим этот объем постепенно сокращается за счет подъема ВНК. Упруговодонапорный режим – напор контурной воды в связи с упругим расширением породы и воды. При этом режиме нефть вытесняется из пласта под действием краевой воды, но видом энергии является упругость пород-коллекторов и насыщенной их жидкости. Во время этого режима добытая жидкость не полностью замещается продвигающейся в пласт водой. Из-за падения давления в пласте, со временем распространяется за пределы залежи и занимает большую часть водоносной части пласта. В этой части происходит расширение породы и пластовой воды. Газонапорный режим – давление газа, газовой шапки. При этом режиме в нефтяной части газонефтяной залежи нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, который находится в газовой шапке. В связи с этим снижается пластовой давление, в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и ГНК перемещается вниз. Режим действует в залежах, у которых нет гидродинамической связи и законтурной областью или при активности краевых вод. Во время разработки залежи объем нефтяной части сокращается из-за опускания ГНК, а размер нефтеносной площади остается постоянным. Режим растворенного газа – упругость, выделяющаяся из нефти растворенного в ней газа. Во время этого режима пластовое давление падает ниже давления насыщения, в связи с этим газ выделяется из жидкости. Пузырьки газа расширяются и вытесняют нефть к скважине. Режим проявляется при отсутствии влияния законтурной части. В ходе разработки уменьшается нефтенасыщенность пласта, объем залежи остается таким же, в связи с этим перфорируют всю мощность пласта. Дегазация может привести с увеличения вязкости нефти. Гравитационный режим – сила тяжести нефти. Движение нефти происходит под действием тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими видами залежь не обладает. Этот режим может быть природным, но чаще всего происходит после действия режима растворенного газа, когда снижается пластовое давление. Этому режиму работы позволяет высота залегания залежи. Дебит в основном низкий и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Системы ППД обеспечивает повышение нефтеотдачи и интенсификацию разработки. Объясняется это тем, что происходит приближение зоны повышенного давления к добывающим скважинам, за счет закаченной воды через нагнетательные скважины Вопросы, которые рассматривают для принятия решения о проведения поддержания пластового давления на конкретной залежи: 1) определение местоположения нагнетательных скважин. 2) рассчитывается число нагнетательных скважин. 3) определение суммарного объема закачанной воды. 4) основные требования к закачиваемой воде. Расположение нагнетательных скважин должно опираться на особенности геологического строения залежи. Целью является подбор размещения такой, чтобы обеспечивал наилучшую связь линиями закачки воды и зоной отбора с равномерным вытеснением нефти водой. Законтурное заводнение. Скважины разбуривают в законтурной водоносной части пласта. Применение этой системы применяют, когда водонефтяной контакт при достаточных перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в таком случае происходит через систему нагнетательных скважин, которые устанавливают за внешним контуром нефтеносности. Законтурное заводнение эффективно если: 1) хорошая гидродинамическая связь нефтеносного пласта с зоной размещения нагнетательных скважин. 2) при малых размерах залежи нефти. При больших размерах созданное давление в законтурной части почти не влияет на пластовое давление в центральной части залежи, иначе там происходит быстрое падение пластового давления. 3) когда пласт однородный, с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и площади. Недостатки: 1) повышенный расход энергии (затраты на мощные установки) на добычу нефти, так как закачанной воде необходимо преодолеть фильтрационное сопротивление пласта. 2) медленное воздействие на залежи, в связи с удаленностью от нагнетательных скважин. 3) высокий расход воды из-за ее оттекания во внешнюю часть плата. Приконтурное заводнение. Размещение нагнетательных скважин непосредственно вблизи контура нефтеносности или между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Применяют: 1) при плохой гидродинамической связью пласта в внешней частью. 2) для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационное сопротивление между линией нагнетания отбора уменьшается за счет их сближения. Внутриконтурное заводнение. Применятся для разработки нефтяных залежей с большой площадью. Применяется как раздельно, так и совместно с законтурным заводнением. Системой внутриконтурного заводнения вводят всю нефтеносную площадь в разработку. Скважины располагают рядами. Во время закачки по рядам образуется зона повышенного давления, которая не дает перетокам нефти из одной площади в другую. При закачке очаги воды образуются вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах, а затем сливаются в один фронт воды, который можно регулировать. Преимущество – возможность начинать разработку с любой площади и вводить в разработку в первую очередь площадь с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшим объемом запасов и высокими дебитами скважин. Виды: Осевое. Нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки. Очаговое. Когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки заводнения. Целесообразно применять на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, при довыработки запасов нефти из тупиковых зон и пропластков. Используют при этом заводнении добывающие скважины, которые расположены рационально к другим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью. Блоковое заводнение. Применяют на месторождениях с вытянутой формой. Расположение рядов нагнетательных скважин чаще всего в поперечном направлении. Блоковое заводение предусматривает отказ от законтурного заводнения. Ряды нагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные блоки разработки. Преимущества: 1) Отказ от нагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта. 2) Более используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта. 3) сокращается площадь, которая подлежит обустройству объектами ППД. 4) Легкость обслуживания системы ППД. 5) Близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет быстрому решению вопросов регулирования разработки, распределении закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах. Площадное заводнение. Более сильная система воздействия на пласт, которая позволяет развить самые высокие темпы разработки. Применяют для разработки пластов с очень низкой проницаемостью. Огромное воздействие на эффект площадного заводенения проявляет однородность пласта, величина запасов и глубина залегания разрабатываемой залежи. Если пласт не однородный по разрезу и площади, то происходит преждевременный прорыв вода к добывающим скважинам и тем самым снижается добыча нефти на безводном периоде, поэтому площадное заводнение лучше всего использовать при разработке однородных пластов на последней стадии разработки. Избирательная система заводнения. Разновидность площадного заводнения, которая применяется при неоднородной залежи. Разработку ведут таким образом, что все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважины должна отвечать требованиям к добывающим, так и к нагнетательным. Это делается для того чтобы, можно было освоить любую скважину как добывающую, так и нагнетательную. Из числа добывающих выбирают под нагнетания воды. Такие скважины должны быть скважинами, у которых продуктивный разрез вскрывается более полно и прослеживается гидродинамическая связь с соседними скважинами. Барьерное заводнение. Из-за того, что регулирование отбора нефти и газа при раздельной добыче, которое не приводит к перетокам нефти в газоносную часть, а газа в нефтеносную, весьма затруднено используют разрезание единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработке. Нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют так, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при отсутствии взаимных перетоков. Этот метод дает возможность проводить одновременную добычу нефти из нефтеносных зон, а газа из газовой шапки. Метод применяют очень редко, так как создать надежный барьер между газом и нефтью очень сложно. Выбор системы разработки многопластовых месторождений. Эксплуатационный объект – это пласт или совокупность пластов, которые предназначены для разработки одной группой добывающих скважин и при возможности регулирования разработки каждого пласта отдельно. Многопластовый эксплуатационный объект – это несколько пластов, которые объединены в одну залежь или несколько залежей продуктивных пластов. При объединении несколько пластов в один эксплуатационный объект значительно сокращает ввода в разработку и вложения на бурение, строительство и обустройства нефтепромысла. Но при этом возникают проблемы для сохранения заданных текущих уровней добычи нефти, достижение высоких показателей нефтеотдачи и регулированием процесса разработки многопластовых эксплуатационных объектов. При эксплуатации многопластовых месторождений нужно учитывать большое значение геолого – промысловых факторов. Нужно учитывать литологическую характеристику продуктивных пластов. Не рентабельно объединять пласты с песчаниковым и карбонатным коллекторами. Нужно учитывать коллекторские свойства пластов по керну и промыслово - геофизическими данными. Нерентабельно объединять резко различающиеся по проницаемости пласты. Желательно, чтобы нижний пласт был более высоко проницаемый, для более быстрой его выработки. Нужно учитывать физико – химические свойства нефти и газа. Нельзя объединять пласты с очень различной вязкостью нефть, а также включать пласт с высоким содержанием сероводорода. Желательно, чтобы расстояние между пластами было не большое, а так же площадь отдельных залежей в контуре нефтеносности не очень отличалась или была меньше площади нижнего пласта. Нерентабельно включать в один объект пласты, которые разрабатываются разными режимами. Главное условие считается способ эксплуатации, не стоит объединять пласты с разными способами эксплуатации, например фонтанным и глубинно – насосным. Прежде чем проектировать систему разработки, просматривают разные варианты разработки эксплуатационных объектов, определяют технологические и технико – экономические показатели разработки и на результатах этих расчетов выбирают более рациональный вариант разработки эксплуатационного объекта. За частую при разработке многопластовых месторождений используют принцип разработки «снизу – вверх», и при этом проводят опережающую разработку нижнего пласта и далее его изолируют. Так же можно провести изоляцию и верхних пластов, путем наложения пластыря на интервал перфорации. Эффект разработки очень зависит от хорошего контроля за эксплуатацией отдельного пласта. Для контроля используются специальные методы: Дебитометрия – показывают величину притока с каждого в отдельности. Расходометрия – показывают величину закачки в каждый пласт по отдельности. Термометрия – показывает профиль притока или поглощения в совместных скважинах. Влагометрия – указывает интервалы притока воды в скважине. Помимо используют специальные геофизические исследовании. Для контроля за разработкой обычно бурят специальные скважины, которые эксплуатируют только один пласт объекта. Во время разработки многопластовых месторождений проводят комплекс мер для регулирования его разработки. Один из них это раздельная закачка. Она может проводится через нагнетательные скважины на каждый пласт отдельно и для одновременно – раздельной закачки, например через пакер. Возможно, когда в скважину спускают две или три колонны насосно – компрессорных труб, на которых устанавливают асимметрические пакера, а также устанавливают штуцера, для установления давления закачки, которое необходимо для менее продуктивного пласта. Порядок проектирования разработки месторождений. Виды проектно-технологических документов на разработку месторождений. В основе разработки месторождений устанавливается порядок проектирования и содержания основных проектных документов: 1) схема опытной эксплуатации. 2) технологическая схема разработки. 3) проект разработки. 4) комплексный проект разработки. Схема опытной эксплуатации составляется для того, чтобы получить дополнительные о геолого–промысловых характеристиках пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведение исследований гидропрослушиванием, изучение приемистости нагнетательных скважин. Схема опытной эксплуатации строится на основе опробования разведочных скважин и предварительной оценки запасов нефти. Содержание состоит из: 1) кратко изложено геологическое строение месторождения и геолого – физическая характеристика пластов и жидкостей. 2) Выполняется ориентировочный подсчет запасов нефти и газа. 3) рассчитываются основные технологические показатели по добыче нефти, газа, воды, изменение пластового давления на несколько лет разработки, расположение и число добывающих скважин. 4) определяют работы по закачке воды или испытание других способов воздействия на залежь. 5) Объясняется комплекс, который необходим для геолого – промысловых и геофизических исследований. 6) Определяется объем капиталовложений и себестоимость нефти, которая ожидается. Для малых месторождений схемы опытной разработки составляют технологические отделы объединений. После того, как согласует с территориальный орган Госгортехнадзора схема утверждается в нефтедобывающем объединении. А для крупных месторождений схемы составляют научно – исследовательские и проектные институты, затем согласовываются с органами Госгортехнадзора, объединениями и утверждаются министерством. Технологическая схема разработки составляется, когда очень сложное геологическое строение и результаты разведки и опытной эксплуатации не могут определить окончательную систему разработки. Цель технологической схемы заключается: 1) разметить систему расстановки скважин и установить их число. 2) разметить систему поддержания пластового давления. 3) определить изменения технико – экономических показателей разработки на срок 10 – 15 лет. 4) определить порядок разбуривания объектов на многопластовом месторождении и очередность бурения скважин на объекте. 5) установить необходимый комплекс исследований для контроля за разработкой и получить дополнительную информацию о геолого – промысловых характеристиках объекта разработки. Технологическая схема разработки состоит из: 1) Геологическая часть, в которой заносят данные о геологическом строении месторождения и результаты изучения коллекторских свойств пластов, свойства пластовых жидкостей, определяют оценку нефтеносности и запасов нефти и газа. 2) Технологическая часть. В этой части размещают исходные данные к гидродинамическим расчетам, определяют схему разработки и методы гидродинамических расчетов. Выполняют гидродинамические расчеты по определению технологических показателей вариантов разработки на 10 – 15 лет. 3) Экономическая часть. В этой части устанавливается эффективность вариантов разработки с определением капитальных вложений, эксплуатационные затраты, себестоимость и срок окупаемости капитальных вложений. 4) Заключительная часть. Дают рекомендации по внедрению выбранный вариант разработки с разъяснением комплексов исследования скважин и наблюдением за состоянием разработки месторождения для получения подробной геолого – промысловой информации для дальнейшего составления проекта разработки. Проект разработки. Составляют для месторождений, которое ввели в разработку на основании опытной схемы эксплуатации и когда геологическое строение месторождения не сложное. В проекте разработки указывают те же вопросы, что и в технологической схеме, только с углубленным изучением этих вопросов. В нем обозначаются конечная нефтеотдача и методы ее повышения, мероприятия по регулированию процесса разработки. Устанавливаются резервный фонд скважин. Во время разработки больших месторождений составляют комплексные проекты. В них вместе с обоснованием системы разработки делают схемы строительства нефтяного месторождения с решением таких задач: 1) проект сбора, подготовки, транспортировки нефти и газа. 2) определение объема и очередность строительства объектов сбора. 3) проектирование объектов поддержания пластового давления (водозаборы, насосные станции, кустовые насосные станции). 4) строительство дорог, линий электропередач, базы производственного обслуживания. Во время разработки больших многопластовых месторождений предпочитают составлять генеральные схемы разработки (Генсхема), в которых решают вопросы по разработке многопластовых месторождений в такой последовательности: 1) В основе результатов геолого – промыслового изучение многопластового месторождения рассматриваются разные варианты воздействия на залежь таких как законтурное и внутриконтурное заводнение, площадные системы в разных выделения объектов разработки. Решают вопросы эксплуатации каждого горизонта независящей сеткой скважин разные сочетания объединения нескольких горизонтов в один объект с единой сеткой скважин. 2) Дают оценки возможностям намеченным вариантам разработки при разном количестве добывающих и нагнетательных скважин и варианты интенсификации процесса увеличение перепада давления между нагнетательными и добывающими скважинами. Определяют технико – экономические показатели разработки по отдельным объектам и месторождению в целом. На основе комплексного геологического, технологического анализа останавливаются на варианте, который отвечает требованиям рациональной разработки. Критерием для выбора варианта является минимальные затраты на разработку месторождения, при условии выполнения плановых задач на добычу нефти. Большинство вопросов разработки должны решаться не по отдельно выделенному объекту, а для месторождения в целом. По ранее проведенным работам по разработке и проектированию можно сделать вывод, что более хорошие технологические результаты добиваются при условии совпадения линий нагнетания в плане для всех объектов разработки, а в частности внедрения внутриконтурного заводнения. Несоблюдение принципа единых совмещенных линий нагнетания может привести к перетокам жидкости между пластами через литологические окна и неплотности цементного кольца за колонной. Когда линии нагнетания совпадают по различным горизонтам, то тогда можно осуществить систему одновременной раздельной закачке воды в два горизонта через одну скважину. Наиболее лучшие показатели разработки обеспечиваются при одновременном вводе в разработку всех объектов. Плюсом одновременного ввода всех объектов в разработку состоит в том, что лучше технологии выработки запасов нефти, лучше организация работ по разбуриванию месторождения, обустройство и добыча нефти. Принятия условий совпадения линий нагнетания по нескольким горизонтам на больших многопластовых месторождениях, есть возможность ввода этого месторождения в разработку по отдельным участкам. На первой очереди вводят в разработку участки, у которых выше плотность запасов и лучшая геолого – промысловая характеристика. Этот подход к воплощению системы разработки помогает быстро нарастить добычу, а дальнейшим вводом в разработку менее продуктивных участков поддерживать добычу на высоком уровне, который достигли. Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений. Регулирование разработки нефтяных залежей нефти. Регулирование разработки – это целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в пределах ранее принятых технологический решений, во время проектирования и анализе разработки. Цель – достижение как можно высоких коэффициентах нефтеотдачи, темп отбора нефти и экономических показателей разработки. Технологические – обеспечить наибольший текущий уровень добычи нефти, максимальный отбор нефти, наименьший объем добываемой или закачанной воды, максимальный коэффициент охвата вытеснения. Экономические – обеспечить минимальные капиталовложения или эксплуатационные затраты, минимальную себестоимость. Методы регулирования по признаку изменения системы воздействия делятся на две группы: 1) без изменения системы воздействия и добуривание новых скважин. 2) частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих или нагнетательных скважин. К первой группе относятся: воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечивает лучшее гидродинамическое совершенство и увеличение продуктивности скважин, ограничение притока воды к добывающим скважинам, выравнивание профиля притока и закачки воды. Изменение технологических режимов работы скважины: в добывающих скважинах увеличение или ограничение подачи подъемного оборудования плоть до ее отключения или ускоренного отбора жидкости, изредка меняя отборы. В нагнетательных скважинах увеличение или уменьшение закачки, повышение давления закачки, распределение закачки по скважинам. Одновременно – раздельная эксплуатация нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях. Во вторую группу относятся: добуривание скважин, количество которых определено в проектном документе (резервные скважины) или возврат скважин с других пластов. Частичное изменение системы воздействия: организация очагового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнетания добуриванием новых скважин. Полное изменение системы воздействия: переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки. Регулирование разработки происходит на протяжении всей эксплуатации месторождения. Вопросы, решаемые методом регулирования задач определяется стадией процесса разработки. Предложения по регулированию разработки месторождения лежит в основе карт разработки и карты изобар. По карте разработки видно изменение дебитов нефти и воды в скважинах. Они строятся на основании текущего дебита нефти и воды скважин. Карта изобар строится по результатам изменения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах после их остановки. По карте изобар устанавливаются направления потоков жидкости в пласте, а также характеристики изменения добычи нефти, воды, газа, пластового давление во времени оценивается состояние разработки и устанавливают мероприятия по регулированию разработки для большей нефтеотдачи. Для выбора метода регулирования принимают решения на основании данных контроля и анализа. Контроль процесса разработки – это обработка первичной информации о нефтяной залежи. Цель контроля – получить информацию о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Задача контроля заключается в обеспечении высокого качества первичной информации. В начальный период эксплуатации задачи контроля заключаются к подготовке данных для составления проекта разработки, а в последующем это исследование характеристики процесса выработки нефти и определение показателей эффективности разработки и методов ее регулирования. Применяют четыре вида контроля процесса разработки, которые решаются при помощи гидродинамических, геофизических и лабораторных методов: 1) Контроль выработки запасов (исследование перемещения ВПК и ГИК, регистрация количества продукции и объема закачки воды или газа, исследование полноты выработки пластов). 2) Наблюдение за характеристиками эксплуатации и энергии залежи (исследование профиля притока и приемистости, определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений, исследование пластовой температуры, исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово – геофизическими методами, изучение изменения физико-химические свойства нефти, газа и воды. 3) Контроль за техническим состоянием скважин и работы оборудования (определение негерметичности обсадных колонн, износ оборудования). 4) Контроль за условиями, который усложняет добычу нефти (контроль за условиями выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважины, определение условий разрушения пласта, образование песчаных пробок, трещиноватость пласта). Главные методы получения информации при контроле – изменение продукции скважин на поверхности, изучение мест притока и состава жидкости в скважине, изучение пластов в разрезе скважин. Поэтому решаются задачи по отдельным скважинам и по залежам. Гидродинамические модели разработки. Методы характеристик вытеснения не обладают надежностью и точностью анализа и прогнозом показателя разработки, в связи с этим начали применять методы, которые построены на основе математической модели. Математические методы должны отвечать требованиям: 1) должны учитывать геологическое строение пласта, свойства флюидов, которые насыщают пласт и изменение их во времени. 2) расчеты обязаны точно показывать процессы, которые проходят в пласте, для того чтобы не искажать фактические показатели разработки. 3) применять исходные данные из геолого – промысловой информации или обладать возможностью адаптации по данным истории разработки. 4) производить ввод исходных данных и расчет показателей в автоматическом режиме и в режиме диалога с программой. 5) модель не большой по объему, используемого машинного времени, в связи с тем, что требуется проводить множественные варианты расчетов. При рассмотрении разработки при помощи гидродинамических моделей пласта производится прогноз показателей работы залежи на перспективу. Гидродинамическая модель разработки – это система, которая связывает между собой несколько представлений о разработки залежи и которая состоит из модели пласта и модели извлечения нефти из него. Модели бывают: 1) детерминированные (обусловленные) – это модели, в которых пытаются провести как можно точное фактическое строение и свойства пластов. Во время расчета процесса разработки делят на ячейки всю площадь залежи, в которых указывают свойства, имеющие ей в данной области. Дифференциальные уравнения заменяются на конечно-разностные соотношения (все уравнения решить нет возможности, так как они имеют много переменных в своем составе и решения проводят методом подставление констант) и далее проводятся расчеты на ПК. 2) вероятностно – статистические – это модели, в которые не показывают детальные особенности строения и свойства пластов, но многочисленно характеризуют основные особенности. К ним относятся модели однородного, слоистого, трещиноватого и трещиновато-пористого пластов. На модель пласта накладывают модель вытеснения нефти рабочим агентом и производят расчет. При расчете происходит адаптация параметров модели к фактической динамике разработки по параметрам таким как неоднородность пласта, соотношение подвижности нефти и воды, так как движение нефти и воды оказывают большое влияние на показатели разработки. В конечном итоге получают зависимость «нефтеотдача от безразмерного времени». Чтобы перейди к размерным величинам нужны величины: добыча нефти и воды балансовые или активные запасы. ECLIPS 100 от компании schlumberger и MORE от Roxar, это современные программы, основанные на использовании дифференциальных уравнений потока жидкости и решаются очень сложно. Они занимают много машинного времени, в особенности, когда необходимы многочисленные варианты расчетов. Ни одна из этих программ не помогает использовать для расчета прогнозов разработки с применением различных технологий. Довольно не редко для расчетов не хватает большого количества данных, которые требуются в использовании этих моделей и их цена недешевая. В этом случае пытаются создать модели пригодные в конечном продукте, а так же более простые в использовании. Например, метод, основанный на подборе через кривую, которая более точно описывает процесс вытеснения нефти из пласта. В программе «EOR – модель» геологическая модель пласта представляет из себя слоисто – неоднородный пласт, в котором каждый пропласток характерен своим значением: проницаемость, толщина, пористость, нефтенасыщенность, вязкость нефти и воды, начальная нефтенасыщенность, коэффициент вытеснения воды. Помимо, еще в данной модели указывается охват процесса вытеснения по площади через указание текущей системы расстановки скважин. В конечном итоге данный метод построения для базового варианта учитывает историю разработки и особенности его геологического строения, свойства породы коллектора и флюидов, которые насыщают пласт. В нем используют основные параметры, которые практически всегда доступны. Базовый вариант строится с использованием пригодных модельных кривых, которые получили через многочисленные расчеты к фактическим данным в координатах: «Обводненность – КИН» по геолого – физическим характеристикам пласта – Коэффициенту вертикальной неоднородности, соотношению подвижности воды и нефти и коэффициенту вытеснения нефти с учетом расстановки скважин. При изучении динамики разработки помимо этих моделей, используют еще и другие виды графических зависимостей. К ним относятся разные гистограммы распределения показателей разработки такие как: дебиты нефти, жидкости, обводненности продукции по скважинам, выработки остаточных и удельных запасов нефти. Помимо относят построение геологических карт (остаточные нефтенасыщенные толщины, распределение остаточных запасов нефти, гидропроводность) и технологических карт. Анализ и подставление всех обработанных данных сделать выводы о рентабельности разработки объекта при сложившейся системе разработки или о необходимости вносить изменения проектных показателей и вовремя проводить операции на повышение нефтеотдачи пласта. Сетка скважин (плотность сетки скважин, геометрия сетки скважин), ее параметры. Плотность сетки скважин – это отношение площади эксплуатационного объекта к количеству проектных пробуренных скважин. Чтобы повысить нефтеотдачу на объектах с менее благоприятными геолого-промысловыми характеристиками нужна более плотная сетка скважин, а для пластов с благоприятной характеристикой нужно применять разряженную сетку скважин. Помимо с увеличением плотности запасов увеличивается рентабельность уменьшить расстояние между скважинами. Разнообразие по геологическому строению пластов приводит к применению различных сеток скважин для основного фонда. Разница между ними в размещении скважин, в форме сетки, в расстоянии между скважинами, в плотности. По характеру размещения скважин существуют равномерные и равномерно-переменные сетки. Равномерные сетки – это сетки, в которых расстояние между скважинными одинаковое. Они рекомендованы для залежей, у которых скважины ограниченного радиуса действия (низкая проницаемость, высокая неоднородность пластов, повышенная вязкость нефти). Применяют при площадном и избирательном заводнении. Равномерно-переменные сетки – это сетки расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах. Это расположение скважин рекомендовано использовать при условии эксплуатации залежей на природных режимах вытеснения нефти водой и при заводнениях , при которых нагнетательные скважины расположены рядами (законтурное, приконтурное заводнения). Рациональны для объектов с благоприятной геолого-промысловой характеристикой, которые обладают высокой продуктивностью. По геометрии равномерные сетки скважин основного фонда разделяются на: квадратные и треугольные Треугольные сетки применимы во время размещения скважин рядами и при семиточном площадном заводнении. Квадратную сетку при пятиточечном и девятиточечном, а также частично при избирательном заводнении. В равномерно-переменной сетке скважины всегда располагаются в шахматном порядке, с целью поддержания более равномерного перемещения контура нефтеносности при разработке залежей. Основные параметры, которыми характеризуют систему разработки: Параметр плотности сетки скважин  это площадь объекта разработки, которая приходится на одну скважину. Отношение площади нефтеносности месторождения, к числу добывающих и нагнетательных скважин на месторождении. .Размерность  – м2/скв. В некоторых случаях используют параметр  , и равен площади нефтеносности, который приходит на одну скважину.Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова.  это отношение извлекаемых запасов нети по объекту к общему числу скважин. .Измеряется т/скв.Параметр  - это отношение числа нагнетательных скважин, к числу добывающих,  . Этот параметр указывает на интенсивность системы заводнения.Параметр  отношение количества резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда,  .Резервные скважины бурятся для включения в разработку областей пласта, которые остались не охвачены разработкой в связи с выявившимися не известных особенностей геологического строения пласта и физических свойств нефти в процессе его разбуривания (литологическая неоднородность, тектонические нарушения) |