вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 1.89 Mb.
|
|
Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим систему разработки месторождения на период его разбуривания. В технологической схеме рассматривают мероприятия по повышению коэффициента извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, газовыми, тепловыми методами, Технологическая схема разработки составляется для месторождений со значительной сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в ГКЗ по невысоким категориям (В и С1), а результаты разведки и опытной эксплуатации не позволяют окончательно определить систему разработки. Цель технологической схемы: 1) наметить систему расстановки скважин на залежи и установить их число; 2) установить необходимость и наметить систему поддержания пластового давления; 3) определить изменение технико-экономических показателей разработки на срок до 10 — 15 лет; 4) установить порядок разбуривания объектов при многопластовом месторождении и очередность бурения скважин на объекте; 5) обосновать необходимый комплекс исследований с целью контроля за разработкой и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках объектов разработки. В технологической схеме разработки обосновываются: –геолого-промысловая модель; – выбор способов и агентов воздействия на пласты; – порядок ввода объектов в разработку; – способы и режимы эксплуатации скважин; – уровни, темпы и динамика добычи нефти; – вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением; – вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами повышения нефтеизвлечения из пластов– мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; – специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин; В технологических схемах рассматриваются, как правило, от трех до пяти вариантов. Технико-экономические расчеты проводятся на период 20–30 лет ежегодно, затем по 5 и далее по 10 лет до конца разработки. Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки. Технологическую схему опытно-промышленной разработки составляют на срок не более семи лет Проект разработки – основной проектный документ, на основе которого составляют проект обустройства месторождения и проводят все работы по обеспечению добычи нефти на месторождении. Он составляется обычно после разбуривания 70 % основного фонда скважин.. По сравнению с технологической схемой характеризуется большей глубиной проработки отдельных вопросов. В проектах разработки дается обоснование системы разработки, норм отбора нефти и жидкости, системы регулирования разработки; программы и объем исследовательских работ, в том числе по контролю за разработкой. Выполняются анализ разработки месторождения и расчет показателей разработки на перспективный период. В составе проектов разработки рекомендуется приводить дополнительные материалы, отражающие: структуру остаточных запасов нефти; показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов; обоснование бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров. Они предусматриваются для замены скважин, фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам, но еще не выполнивших свою задачу. В проекте разработки анализируют осуществляемую систему разработки и предлагают мероприятия, направленные на достижение максимально возможного экономически целесообразного КИН и установленного норматива использования попутного газа. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются с учетом неоднородности продуктивных пластов с использованием апробированных методик. Резервный фонд скважин закладывается до 10 %. Обосновывается количество скважин-дублеров. Эти скважины предусматриваются для замены фактически ликвидированных из-за физического износа или по техническим причинам, но еще не выполнивших свою задачу. Если в технологических схемах рассматриваются три-пять вариантов разработки, то в проектах разработки – два варианта. Первый – существующий, при сложившейся системе разработки, во втором рассматриваются мероприятия по ее улучшению, с применением новых методов, новых технологий, предусматривающий дополнительное воздействие, внедрение геолого-технических мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта и в целом на залежь. Приводится экономическое обоснование вариантов разработки. Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80 %) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН. В уточненном проекте, аналогично проекту разработки, рассматриваются два варианта. В уточненном проекте на разработку обосновываются: – выделение эксплуатационных объектов; – системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин; – выбор способов и агентов воздействия на пласты; – порядок ввода объекта в разработку; – способы и режимы эксплуатации скважин; – уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку; – вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением; – вопросы, связанные с физико-химическими, тепловыми и другими методами повышения нефтеизвлечения из пластов; – выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования; – мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;– требования к системам сбора и промысловой подготовке продукции скважин; – требования к системам поддержания пластового давления (ППД); Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений. Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях: - оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению; - получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию. В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются: а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам; б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением; в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения; г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин; д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин; е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами; ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки; з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин; и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции. Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежи и работу отдельных скважин. Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ: - замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам; - замеры пл и заб давлений, дебитов по жидкости, газовых факторов и обводненности - замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам; -гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах; -исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами; - отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных пород продукции скважин (нефти, газа, воды); - специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку. Регулирование разработки нефтяных залежей. Под регулированием процесса понимают целенаправленное поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технол решений. К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся: - изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, , периодическое изменение отборов и т. д.); - изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, и т. д.); - увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация или перенос её интервалов, различные методы воздействия на призабойную зону скважин, ГРП - изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т. д.); - выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды и др.); - ОРЭ ОРЗ воды на многопластовых месторождениях; - совершенствование применяемой системы заводнения - бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин, возврат скважин с других горизонтов; - воздействие на призабойную зону скважин с целью интенсификации притока ( гидропескоструйная перфорация, кислотные обработки и т. д.); Основные цели регулирования: обеспечение, возможно более высокой, в пределах экономической целесообразности, нефтеотдачи; получение наиболее высоких темпов выработки запасов нефти; наиболее экономичное осуществление процесса. Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициенты нефтеотдачи, темпы отбора нефти) и экономических показателей разработки. Для того чтобы поддержать добычу нефти, сильно обводнившиеся и загазовавшиеся скважины выключают из эксплуатации и взамен их, если имеется такая возможность, вводят в эксплуатацию новые ряды скважин или уплотняют сетку существующих скважин (обычно в пределах чисто нефтяной части площади). В целях увеличения отбора жидкости, а вместе с этим и добычи нефти форсируют также дебиты скважин с одновременным увеличением объемов закачиваемой в пласт воды. Главнейшей же задачей регулирования разработки нефтяных пластов является обеспечение условий и проведение мероприятий, способствующих максимальному извлечению нефти из недр. Регулирование процесса разработки складывается из трех основных элементов: 1) обоснования системы размещения скважин, обеспечивающей наиболее полный охват процессом вытеснения нефти, т.е. полноценную выработку запасов; в процессе разработки условия меняются, а в соответствии с этим должна изменяться и система размещения скважин; 2) регулирования отборов жидкости и закачки воды по скважинам, с помощью которого достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти; 3) контроля за правильностью разработки. Основной задачей регулирования разработки является обеспечение равномерного продвижения контуров нефтеносности (параллельно их первоначальному положению) за счет бурения новых скважин, переноса фронта нагнетания воды, организации очагового и избирательного заводнения, изменения отборов жидкости и закачки воды в отдельные скважины или группы скважин, обработки прискважинных зон продуктивных пластов (ОЗП) и других мероприятий с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи. Технологические показатели разработки залежей нефти. 1.Добыча .Добыча жидкости Qж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. Единица измерения – т/сут*скв. 2.Обводненность - это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %: 3.Водонефтяной фактор – отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный 4.Добыча газа Qг. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. 5.Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные. Добывающие - предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов. Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти. Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы - оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные. Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие. 6.Темп отбора от НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти QH(t) к извлекаемым запасам месторождения 7.Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) – отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. 8.Нефтеотдача Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки начальным запасам. h =bвыт bохв зав . bохв выт где: Коэффициент вытеснения – отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне. Коэффициент охвата заводнением – отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения. Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения – это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть. 9.Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих - пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. 10.Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам. 11.Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих и нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты, реализацию за вычетом транспортных расходов и налогов, потребность в кредите, плату за кредит, возврат кредита. |