вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки

• Название: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
• Анкор: вопросы гос
• Дата: 27.01.2023
• Размер: 1.89 Mb.
• Имя файла: GOS_2021_voprosy.docx
• Тип: Документы; #908188
• страница: 4 из 27

Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение.

Характеристиками вытеснения нефти называют построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффективность различных геолого-технических мероприятий на скважинах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти. По своей сущности характеристики вытеснения представляют собой кривые фазовых проницаемостей для нефти и воды, построенные по промысловым, т.е. фактическим данным.

Достоинствами метода прогноза, основанного на использовании характеристик вытеснения, являются: ограничение минимумом исходной геолого-физической информации для выбора способа прогноза; обработка фактического материала эксплуатации залежей; интегральный учет геолого-физических характеристик и некоторых технологических особенностей разработки; простота применения данного метода прогноза. Извлекаемые запасы нефти определяются по характеристикам вытеснения непосредственно, т.е. без предварительного значения балансовых запасов нефти и проектного КИН, определение которых в отдельных случаях затруднено. При построении характеристик вытеснения годовые и накопленные показатели по добыче нефти и воды должны выражаться в объемных единицах в пластовых условиях, так как характеристики вытеснения отображают процесс фильтрации водонефтяной смеси в пласте.

Характеристиками вытеснения называются статистические зависимости между фактическими величинами – Q*н, Q*в, Q*ж , W=Qв/Qн накопленными с начала разработки соответственно добычей нефти, воды, жидкости, водонефтяным фактором на ряд фиксированных дат t. Это так называемые интегральные показатели.

Текущие – qн, qв qж f (за месяц, квартал или год) – соответственно добыча нефти, воды, жидкости и обводненность продукции скважин – это дифференциальные показатели. Величины, обозначенные «звездочками», являются основными, все другие могут быть выведены из них, т.е. являются производными от основных. Исходные данные для построения характеристик вытеснения берутся из паспортов разработки объекта (или паспортов скважин, если строятся скважинные характеристики вытеснения).

Существует большое количество связей между характеристиками вытеснения. Это связано с необходимостью получения уравнений полностью или частично линейного вида для того, чтобы облегчить процедуру их экстраполяции на перспективный период, поскольку именно методом экстраполяции определяются прогнозные показатели разработки. Обилие связей объясняется еще и тем, что каждая из них дает различные результаты (например, при расчете остаточных извлекаемых запасов нефти), и для получения более или менее надежных прогнозных показателей их необходимо рассчитать по нескольким уравнениям, а затем принять осредненные величины. Наиболее широкое распространение получили следующие уравнения:

Г.С. Камбаров – Qж*Qн=f(Qж) ; А.М. Пирвердян – Qн=f(1/кореньQж)

Б.Ф. Сазонов – Qн=f(lnQж) (Qж/Qн)^2=f(Qж^2) М.И. Максимов – Qн=f(lnQв) С.Н. Назаров –Qв/Qн=f(Qв)

Характеристики вытеснения– кривые зависимости нефтеотдачи пласта от объема внедрившейся в залежь воды (по Д.А. Эфросту).

Характеристика вытеснения по нефтяной залежи отражает историю разработки нефтяной залежи, отчетливо показывая эффективность процесса вытеснения в любой момент разработки, и является очень удобной формой для изучения характера и особенностей обводнения нефтяной залежи.

Понятие характеристики процесса вытеснения несмешивающихся жидкостей для нефтяной залежи является более общим и широким понятием, чем, например, коэффициент нефтеотдачи. Такие известные параметры, как безводная и конечная нефтеотдача, представляют собой отдельные точки характеристики вытеснения, значение максимальной нефтеотдачи соответствует значению асимптоты характеристики вытеснения. Характеристика вытеснения показывает не только достигнутую нефтеотдачу по залежи, но и при каком расходе рабочего агента (воды) получена рассматриваемая нефтеотдача.

Также под характеристиками вытесненияпонимаются различные зависимости между величинами добываемого объема жидкости,нефти и воды. Один вид характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных параметров (интегральные характеристики). Другой - строится на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные).

К настоящему времени различными авторами предложено более 70 характеристик вытеснения. Все они условно подразделяются на две большие группы: кривые падения и обводнения

Первая группа. К ней относится метод кривой средней производительности, заключающийся в построении кривых падения добычи (зависимость добычи нефти от времени эксплуатации). Метод построения кривых падения добычи применяется при малой (до 30-40 %) обводненности продукции скважин.

Вторая группа - методы, в которых использована зависимость одних технологических показателей разработки от других, их в специальной литературе чаше всего принято называть характеристиками вытеснения. По определению М.И. Максимова, под характеристикой вытеснения нефти водой понимается кривая, отображающая обводнение продукции залежи нефти в процессе ее эксплуатации. Характеристики вытеснения применяются на поздней стадии обычного заводнения участка при обводнённости продукции выше 50% и стабильной системы разработки.

Характеристика вытеснения Максимова.

Она выражается уравнением показательной кривой: Qн=b • a^Qв где Qн и Qв - накопленное количество добытой из залежи соответственно нефти и воды, а и b - параметры, величина которых зависит от природных условий нефтяных залежей, а также от технологии их разработки.

В полулогарифмических координатах характеристика вытеснения превращается в прямую линию, что подтверждается тем, что при логарифмировании уравнения, она обращается в линейную функцию.

Характеристика вытеснения Максимова может быть представлена также в следующем виде:



η – текущая нефтеотдача пласта; Qзап – геологические (балансовые) запасы нефти в залежи; qж и qн – текущая добыча соответственно жидкости и нефти; fв – текущая обводненность продукции, доли единицы.

Характеристика вытеснения Сазонова.

Она также выражается уравнением показательной функции: Qн=b • a^Qж, где

Qж - накопленное количество добытой из залежи жидкости, остальные обозначения прежние. В полулогарифмических координатах она также превращается в прямую линию. Аналогично, характеристики вытеснения Сазонова можно представить в следующем виде:



С помощью характеристик вытеснения можно:

1.Определить ожидаемые извлекаемые запасы нефти и сравнить их с утвержденными.

2.Определить эффективность от внедрения различных физико-химических и гидродинамических методов, направленных на повышение нефтеотдачи пластов и интенсификацию добычи нефти.

Для всех характеристик строится зависимость между параметрами, входящими в уравнение, которая на последнем участке аппроксимируется прямой линией. Далее экстраполируют эту прямую, в предположении, что прямолинейность сохраняется.

12. 
    Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях.
    

относится следующее:

– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод добывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих рядов скважин;

– в добывающей продукции большую часть занимает вода (обводненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции доб скважин (98–99 %);

– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;

– организация форсированного отбора жидкости по некоторым доб скв (особенно по высокодебитным);

– организация барьерного заводнения для предотвращения прорыва газа из газовой шапки;

– бурение резервных скважин, бурение новых скважин, горизонтальное бурение, бурение вторых стволов, ввод их в эксплуатацию;

– ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки невовлеченных и остаточных запасов путем организации очагового заводнения;

– главным мероприятием на данном этапе является max извлечение нефти, достижение проектного КИН

– замедление темпов снижения добычи нефти;

– проведение мероприятий по сокращению добычи воды;

– изменение технологических режимов работы скважин;

– опережающее обводнение некоторых скважин, образование «языков обводнения», неравномерное продвижение ВНК

– выравнивание профилей приёмистости и отдачи в скважинах;

– изменение направлений фильтрационных потоков;

– перевод скважин с других горизонтов и др.


Дисциплина 2 Скважинная добыча нефти

1. 
   Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок электроцентробежных насосов. Основные характеристики (напорная, КПД, потребляемая мощность) ЭЦН. Вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН.
   

Отличительная особенность установок погружного центробежного (УЭЦН) - перенос первичного двигателя в скважину к насосу. Область применения - это высокодебитные, обводненные, глубокие и наклонные скважины с дебитом 25-1300 м3/сут и высотой подъема 500-2000 м.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ (рис. 9.18)

1 - эксплуатационная колонна; 2 - компенсатор; 3 - электродвигатель; 4 - протектор; 5 - центробежный электронасос; 6 - обратный и спускной клапаны; 7 - насосно-компрессорные трубы; в -электрический кабель; 9 - крепежный пояс; 10 - обратный перепускной клапан; 11 - оборудование устья; 12 - барабан для кабеля; 13 - станция управления; 14 - трансформатор

Выбор погружного электродвигателя к УЭЦН . условие охлаждения ПЭД обеспечивается при определенной нагрузке УЭЦН в зависимости от внутреннего диаметра обсадной колонны. Минимально допустимая скорость движения охлаждающей жидкости для каждого типоразмера ПЭД определяется по каталогу «Установки погружных насосов для нефтяной промышленности»

Расчет давления на забое. Р_з= Р_пл – (Q/К) Расчет напора Р_нас = Р_ф - Р_з

Необходимый напор насоса в метрах Н_нас=Н_д +(Р_у/ρ_жg )

Выбор насоса и определение глубины подвески его с помощью напорных характеристик

При совпадении или приближении необходимого напора к напору ЭЦН по характеристике – насос считается выбранным. При подборе УЭЦН к скважине, вводимой из бурения, выбирается минимальное забойной давление.

Глубина подвески ЭЦН может определятся погружением насоса под динамический уровень или предельным газосодержанием на приеме ЭЦН.

Дебит скважины Q= K (P_пл – P_з ^min) Коэффициент продуктивности К= Q/( P_пл – P_з)

Оптимизация ЭЦН:

-Благодаря тому, что корпус насоса состоит из отдельных секций, имеется возможность, не меняя подачи, менять напор путем установки нужного числа рабочих колес и направляющих аппаратов с корпусами.

- выявление фонда скважин для проведения технологических мероприятий по оптимизации работы скважин и оборудования

- подбор установок ЭЦН к скважинам и выдача рекомендаций по оптимизации
- внедрение рекомендаций

Критерием для оценки оптимального режима системы скважина – насос является величина коэффициента подачи насоса 0,7≤ К_под ≤1,1 и степень использования добывных возможностей скважины, определяемые динамическим уровнем. Если К_под находится в интервале 0,7≤ К_под ≤1,1 , а динамический уровень высокий, то оценивается возможность подбора более высокопроизводительного насоса. Если К_под < 0,7, динамический уровень низкий, то оценивается возможность подбора менее производительного насоса или ШГН.

Исследование скважин, оборудованных УЭЦН

С целью установления и поддержания оптимальных режи­мов работы скважин погружными насосами необходимо исследо­вать их на приток.

Выделяют 2 вида гидродинамических исследований: при неустановившемся и установившемся режимах фильтрации. Исследования скважин при неустан режиме дают больше информ, чем исследования методом установ отборов. При обработке КВД получают среднее значение гидропроводности или проницаемости на различных расстояниях от скважины, определяют коэффициент пьезопроводности и приведенный радиус скважины, оценивают коэф дополнительных потерь давления (показатель скин-эффекта), определяют пластовое давление и приближенный коэффициент продуктивности скв.

При обработке данных исследования методом установившихся отборов определяют коэф продуктивности и пластовое давление. Оценивают приближенно Гидропроводность и проницаемость в призабойной зоне. Примененяют скважинные манометры для замера забойного давления или давления на приеме насоса, а также определение уровня жидкости в скважине с помощью эхолота или волномера. Помимо этого используют методы присущи лишь данному способу эксплуатации скв.

Невсегда в скважинах с УЭЦН моно спустить манометр, поэтому часто используют звукометрический метод, позволяющий с помощью волномера замерить динамический уровень (скорость отражения звука*время отражения). Затем рассчитывают Рзаб= ρН/10.

Наиболее точен метод непосредственного измерения давления на приеме насоса с помощью скважинного манометра, спускаемого в НКТ и устанавливаемого в специальное запорное устройство, называемое суфлером.

Учитывая, что центробежный насос после его спуска в скважину и заполнения НКТ до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор:   ,гдеh₁ – расстояние от устья до статического уровня, м;

После этого задвижку открывают и дают насосу нормаль­но работать, замеряя при этом дебит скважины, пока три заме­ра не будут идентичными, что указывает на установившийся режим работы скважины при соответствующем в этой скважи­не динамическом уровне. Затем задвижку закрывают и вновь замеряют давление Р₂и последнее перед этим значение деби­та Q. Напор, создаваемый насосом в новых условиях, будет равен   ,гдеh₂ – неизвестное расстояние от устья до динамического уровня. Учитывая, что напор остается неизменным, получаем где Отсюда, зная h₁, Р₁, Р₂ и ρ, можно определить h₂, а также и коэффициент продуктивности К в м³ на 1м понижения уровня (удельный дебит):  .В итоге при трех-четырех режимах строят индикаторную кривую и определяют коэффициент продуктивности скважины.

Подбор уэцн к скважине

Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу, оптимизации и интенсификации по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН.

Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации: коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);  данные инклинометрии;  газовый фактор;  давления – (пластовом,  давлении насыщения;) обводненности добываемой продукции;   концентрации выносимых частиц.

В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается.

Результаты подбора:  расчетный суточный дебит,  напор насоса,внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны,  глубина спуска,   расчетный динамический уровень,  максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН;

особые условия эксплуатации:   высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса,   содержание мех. примесей, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр.

Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° на 10 метров), заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для «ЭПУ- СЕРВИС».

Характеристика ЭЦН и влияние различных факторов на его работу

Графические зависимости напора Н, КПД и потребляемой мощности N от подачи погружного центробежного насоса Q называются характеристиками насоса. Характеристики насоса снимаются при испытании на технической воде плотностью 1000 кг/м3 и вязкостью 1 мПа-с и представляются в специальной литературе в виде графиков: Q—Н, Q—N, Q—ƞ .

Введем следующие обозначения: Qoпт - подача насоса на оптимальном режиме работы, м3/сут; Q1-Q2 - рациональная область работы насоса, м3/сут; Qo - режим нулевой подачи; Нопт - напор на режиме оптимальной подачи, м; Н1-Н2 - напоры в рациональной области подач, м; Nхх - мощность холостого хода (при Q = 0), кВт; ƞ макс - максимальный КПД насоса при Qопт;% ;

Видно, что наивысший КПД насоса достигается при работе на оптимальной подаче Qoпт. Чтобы закрыть эксплуатационные условия огромного количества добывающих скважин по производительности, промышленность должна выпускать огромную номенклатуру погружных насосов, что нереально. Поэтому условимся, что каждый типоразмер выпускаемого насоса может работать в определенном диапазоне подач Q1-Q2 правда, с меньшим, чем ƞ макс КПД. Рациональная область работы насоса может быть определена для каждого типоразмера насоса, с допущением, что КПД в этой области не снизится ниже величины ƞ1 = ƞ2. Эта величина может быть рассчитана следующим образом: ƞ1= ƞ2 = ƞмах-(5-6)%, т.е. допускается работа насоса с КПД на 5-6 % ниже максимальной величины лмакс. Такой подход существенно расширяет область применения выпускаемых наружных центробежных насосов и ограничивает количество их типоразмеров. Для характеристик насоса, напор на режиме нулевой подачи Но является максимальным и практически малозависимым от свойств откачиваемой жидкости, т.е. Но = const. Мощность холостого хода Nхх расходуется на преодоление механического и гидравлического трения при вращении вала насоса с рабочими колесами в откачиваемой продукции (при Q = 0).

Зависимость напора от подачи Q—Н будем называть основной характеристикой насоса. По форме основной характеристики все погружные центробежные насосы можно разделить на три типа: — характеристика с максимальной точкой; — пологопадающая характеристика; — крутопадающая характеристика. По целому ряду причин наихудшими для эксплуатации скважин являются насосы с характеристикой с максимальной точкой, а наилучшими — насосы с пологопадающей характеристикой.

Факторы влияющие на работу ЭЦН: коррозионная агрессивность пластовой жидкости; влияние мехпримесей/абразивных частиц; отложения солей; газосодержание в зоне подвески УЭЦН; температура в зоне подвески УЭЦН; АСПО; образование высоковязких эмульсий; повышение вязкости нефти.