Статистические методы прогнозирования добычи нефти и газа. КП РиПНиГМ. Прогнозный расчет технологической эффективности геологотехнического мероприятия по увеличению добычи нефти (на основе статистических методов)
 Скачать 232.81 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Филиал в г. Октябрьском Кафедра «Разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений» КУРСОВОЙ ПРОЕКТ по дисциплине: «Разработка и проектирование нефтяных месторождений» На тему: « Прогнозный расчет технологической эффективности геолого-технического мероприятия по увеличению добычи нефти (на основе статистических методов)» Студент: гр. Руководитель: Оценка защиты 2021 Содержание Введение……………………………………………………………………..…….4 Назначение и классификация мероприятий, дополняющих базовый вариант разработки нефтяного объекта…………………………………..5 Отраслевые методические подходы к оценке фактических и прогнозных результатов мероприятий……………………………….…..9 Геолого-технологические условия разработки нефтяного объекта…...11 Геолого-физические условия разработки объекта…………………..…13 Система и технологические показатели разработки объекта………....16 3Оценка технологических результатов геолого-технического мероприятия по поддержанию базовой добычи добычи нефти с использованием статических методов…………………………………..……………………..19 3.1 Краткая характеристика техники, технологии и условий эффективного применения геолого-технического мероприятия…………………….…….21 3.2 Методика оценки фактического технологического эфеекта мероприятия с использованием кривых изменения дебита нефти……..…22 3.3 Оценка прогнозного технологического эффекта мероприятия……….25 Заключение…………………………………………………………………...31 Список использованных источников...……………………………………..32 Список иллюстрационно-графического материала………………………..34 Введение Разработка и проектирование нефтяных месторождений включает в себя научно обоснованный производственный процесс извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых; процесс проектирования систем разработки нефтяных залежей, взаимное расположение забоев добывающих, нагнетательных, резервных и других скважин, разбуривание месторождения в соответствии с утверждённой технологической документацией, выработку запасов нефти и газа. Цели выполнения курсового проекта: 1) систематизация и углубление теоретических знаний в избранной области, их применение при решении технологических задач; 2) приобретение навыков самостоятельной работы; 3) овладение методикой исследования и логического изложения материала. В результате выполнения курсового проекта будут освоены следующие компетенции: -способность решать стандартные задачи профессиональной деятельности на основе информационной и библиографической культуры с применением информационно-коммуникационных технологией и с учетом основных требований информационной безопасности [ОПК-6], -способность изучать и анализировать отечественную и зарубежную научно-техническую информацию по направлению исследований в области добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше [ПК-23], -способность составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные, технологические и рабочие документы [ПК-30]. 1.Назначение и классификация мероприятий, дополняющих базовый вариант разработки нефтяного объекта При проектировании разработки новых месторождений на первом этапе в качестве эксплуатационных объектов рассматривают подсчётные объекты (пласты), запасы УВС которых числятся на государственном балансе [1]. Для проведения сравнения вариантов разработки представляется единый для всех вариантов разработки вариант добычи УВС фондом скважин, пробуренным и действующим на начало первого проектного года, с использованием объектов обустройства и объектов внешнего транспорта, построенных на начало первого проектного года (далее - Базовый вариант). Базовый вариант формируется и рассматривается в ПТД только при наличии фонда скважин, пробуренного и действующего на начало первого проектного года. Вариант 1 включает Базовый вариант (при его наличии) и прогнозные технологические показатели разработки (далее - ПТПР) согласно ранее утвержденному ПТД, с учетом уточненных технологических показателей для варианта разработки, принятого в последнем утвержденном проектном документе и адаптированных к геологической основе, обновленной оценки капитальных и текущих затрат (фактически сложившихся и плановых затрат), а также с учетом настоящих Методических рекомендаций. Рекомендуемый вариант формируется как Базовый вариант разработки ЭО (при наличии фонда скважин, пробуренного и действующего на начало первого проектного года) и набор Опций согласно пункту 5.3.5 настоящих Методических рекомендаций. Количество расчетных опций для каждого варианта разработки ЭО зависит от планируемого в ПТД применения способов и агентов воздействия на пласт, систем размещения и количества скважин, темпов и уровней отбора УВС, вариантов ГТМ на прирост добычи, применения методов интенсификации добычи УВС и повышения коэффициента извлечения УВС пластов, включая методы увеличения нефтеотдачи (далее - МУН), методы увеличения газоотдачи (далее - МУГ), методы увеличения конденсатоотдачи (далее - МУК). В зависимости от предусмотренных в ПТД мероприятий для рекомендуемого варианта разработки они рассматриватются дополнительно к Базовому варианту (при его наличии): а) опция 1 (ГТМ на прирост добычи) - формируется при наличии Базового варианта и планировании в ПТД ГТМ на прирост добычи на фонде скважин, пробуренном в категории запасов A на дату подготовки ПТД. Данная опция предусматривает дополнительно к Базовому варианту выполнение на ЭО операций ГТМ на прирост добычи, с выделением ПТПР и прогнозной дополнительной добычи УВС за счет выполнения таких ГТМ; б) опция 2 (Бурение) - формируется как самостоятельная (при отсутствии Базового варианта) или как опция разработки, предусматривающая дополнительно к Опции 1 (при ее наличии) или Базовому варианту (при отсутствии Опции 1) при планировании бурения новых скважин, различных по профилю проводки в категории запасов A на дату подготовки ПТД (уплотнение сетки скважин) или в категории запасов B1 и B2 и одновременное применение технологий интенсификации дебита в данных скважинах при вводе их в эксплуатацию (например, бурение и ГРП, бурение и ОПЗ), с выделением ПТПР и прогнозной дополнительной добычи УВС за счет таких мероприятий. В составе Опции 2 могут рассматриваться варианты систем сбора, подготовки и/или транспортировки УВС; в) опция 3 (включает мероприятия, ведущие к повышению коэффициентов извлечения УВС, в том числе реконструкцию объектов добычи, сбора и подготовки УВС) - формируется и представляется в ПТД при планировании применения МУН/МУГ/МУК дополнительно к Опции 2 (при ее наличии) или Опции 1 (при отсутствии Опции 2) или Базовому варианту (при отсутствии Опции 1), с выделением ПТПР и прогнозной дополнительной добычи УВС за счет применения таких МУН/МУГ/МУК в категории запасов A на дату подготовки ПТД или в категории запасов В1 (при организации участка ОПР).[3] Хотя каждая нефтедобывающая компания имеет собственные стандарты по отнесению к ГТМ тех или иных мероприятий, проводимых на скважине, тем не менее, обычно к ГТМ относятся следующие виды:  Гидравлический разрыв пласта (ГРП) Цель ГРП - увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта. Достигают этого путем закачки в пласт вязких жидкостей с большим расходом и под большим давлением (выше давления разрыва пород). В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления. Обработки призабойной зоны химреагентами (ОПЗ) Это, пожалуй, наиболее широкоприменяемый вид ГТМ. Технологий воздействия на призабойную зону пласта существует великое множество. Чаще всего проводят ОПЗ различными кислотными составами. Для карбонатных коллекторов и коллекторов с повышенным содержанием карбонатного цемента наиболее часто используют закачку кислотных составов на основе соляной кислоты. Для терригенных коллекторов - закачку кислотных составов на основе плавиковой кислоты. Бурение боковых стволов (зарезка боковых стволов) Бурение боковых стволов из существующих скважин – эффективный способ капитального ремонта и реконструкции скважин. Технология особенно эффективна для месторождений на поздней стадии разработки. Потокоотклоняющие технологии Потокоотклоняющие технологии (ПОТ) основаны на закачке в нагнетательные скважины ограниченных объемов специальных реагентов, предназначенных для снижения проницаемости высокопроницаемых прослоев пласта (вплоть до их блокирования), с целью выравнивания приемистости скважины по разрезу пласта и, тем самым, создания более равномерного фронта вытеснения и уменьшения прорывов воды в добывающие скважины. Нестационарное заводнение Нестационарное заводнение основано на создании периодического воздействия на неоднородные пласты, при котором в продуктивных пластах создается нестационарное распределение пластового давления и возникает неустановившееся движение жидкостей и газа[13]. 1.1 Отраслевые методические подходы к оценке фактических и прогнозных результатов мероприятийПод регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее – принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки. Результаты оптимизации оцениваются: – Приростом дебита нефти, – Дополнительной добычей нефти, – Продолжительностью эффекта, – Уменьшением дебита воды. Основной метод оценки фактического эффекта – метод взаимосвязи технологических показателей, предполагающий построение характеристик вытеснения. Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между значениями отбора нефти, воды или жидкости. В настоящее время известно около двух десятков различных видов характеристик вытеснения. Однако наиболее надежная экстраполяция фактических данных достигается при использовании следующих наиболее распространенных характеристик вытеснения Проектный эффект может быть оценен по следующей методике [2]. Проектный текущий прирост дебита нефти:  , т/сутгде – проектный начальный прирост дебита нефти, в первый месяц после проектного мероприятия, т/сут; Т – продолжительность проекта, мес; i=1,2…Т – номер месяца после проектного мероприятия. Таким образом, предполагается равномерное снижение проектного прироста дебита нефти в течении периода Т, которое составляет 1/Т долей ед. в месяц или 100/Т процентов в месяц. По окончании периода Т проектный прирост дебита равен нулю. Проектная текущая дополнительная добыча нефти  , т/мес,где 30-среднее количество дней в месяце;  – проектный коэффициент эксплуатации скважин, равный 0,9.Проектная накопленная доп. добыча нефти  , т,Проектный средний прирост дебита нефти после мероприятия  , т/сут,Проектный средний дебит нефти после мероприятия  , т/сут.2.Геолого-технологические условия разработки нефтяного объекта Проектный документ должен содержать несколько расчетных вариантов выделения и разработки каждого эксплуатационного объекта. Число расчетных вариантов по эксплуатационным объектам должно составлять: не менее трех — в технологической схеме, не менее двух — в проектах разработки и в дополнениях ко всем видам проектных документов. В проекте пробной эксплуатации и технологической схеме опытно-промышленной разработки количество расчетных вариантов не устанавливают [4]. При незначительных размерах участков залежей с запасами категории С., ил и дефиците геолого-технологической информации, необходимой для сравнительной оценки нескольких вариантов, может быть рассмотрен один вариант разработки. При достаточной изученности залежей число расчетных вариантов может быть увеличено. Во всех расчетных вариантах предусматривают применение методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи. Расчетные варианты по технологическим критериям могут различаться способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностью сеток скважин, годовым объемом эксплуатационного бурения, порядком разбуривания скважин основного фонда, способами их эксплуатации, набором и объемами применения методов повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации дебитов скважин. На газонефтяных месторождениях расчетные варианты могут различаться объемами совместного отбора нефти и газа из газовой шапки через добывающие нефтяные скважины. На разрабатываемом месторождении один вариант рассматривают в качестве базового. Им является вариант, утвержденный действующим проектным документом, адаптированный к уточненной геологической основе. При проектировании следует рассматривать различные типы скважин: традиционные (вертикальные, наклонно-направленные) и нетрадиционные (многоствольные скважины, многоствольно-разветвленные, многозабойные, горизонтальные, многозабойные горизонтальные) вскрывающие пласты как на репрессии, так и на депрессии. Примечание — Применение нетрадиционных скважин позволит модифицировать известные регулярные системы размещения и использовать их для проектирования разработки. Для низкопродуктивных залежей рекомендуется предусматривать в проектном документе проведение ГРП как в традиционных, так и в нетрадиционных скважинах. Плотность сетки скважин определяется геологическим строением залежи, свойствами пластовых флюидов и экономическими условиями разработки. С учетом накопленного опыта проектирования и разработки отечественных месторождений рекомендуются плотности сеток в диапазоне от 4 до 64 га/скв. Для исключения значительных временных затрат на перебор всех вариантов из указанного диапазона на первом этапе следует ориентироваться на средние плотности сеток скважин, апробированные на подобных месторождениях (залежах) данного района. На недостаточно изученных участках залежей проектные скважины могут быть отнесены к зависимым. Бурение этих скважин производят по результатам уточнения геологического строения. Для залежей со значительными по площади участками распространения коллекторов, резко различных по продуктивности, целесообразно рассмотреть варианты разработки отдельно по этим участкам. Если рассматривать такие залежи в целом, то доход от эксплуатации более продуктивных участков может не компенсировать убытки от эксплуатации низкопродуктивного участка, что приведет к ошибочному выводу об экономической нецелесообразности разработки всей залежи. По мере разбуривания и накопления геолого-промысловой информации о состоянии выработки запасов нефти на всех стадиях проектирования предусматривают мероприятия по вовлечению в активную разработку запасов нефти, слабодренируемых имеющейся сеткой скважин (ГРП, зарезка боковых стволов, бурение дополнительных скважин, переход на отдельных участках на очаговое заводнение, применение физико-химических методов воздействия и др.). На длительно разрабатываемых месторождениях (объектах, залежах) в рассматриваемых вариантах должны быть предусмотрены адресные мероприятия по рациональному использованию пробуренного фонда скважин, в том числе: вывод скважин, перспективных для добычи, из неработающего фонда; зарезка боковых стволов на проектном объекте; перевод скважин на другие объекты путем зарезки боковых стволов или другими методами. Технологические показатели вариантов рассчитывают на проектный срок разработки, как правило, с применением ЦГМ и ЦФМ, учитывающих: - основные особенности геологического строения залежей; - типы коллекторов; - неоднородность строения, - емкостные и фильтрационные характеристики продуктивных пластов; - физико-химические свойства насыщающих и закачиваемых в пласты флюидов; - механизм проектируемых процессов разработки; - геометрию размещения скважин и возможность изменения их режимов. 2.1 Геолого-физические условия разработки нефтяных объектов. Коллектором нефти или газа называется горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, т.е. при разработке нефтяной (газовой) залежи. Основными свойствами коллекторов являются пористость, проницаемость горных пород и насыщенность их нефтью, газом или водой [5]. Гранулометрический состав Под гранулометрическим составом горной породы понимается количественное содержание в ней равных по размеру зерен, составляющих данную породу, его выражают как процентное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в образце породы. От его состава зависят многие свойства пористой среды: проницаемость, пористость, удельная площадь поверхности, капиллярные свойства и т.д. Исследования показали, что размер зерен большинства нефтесодержащих пород колеблется от 0,01 до 0,1 мм. Механический состав породы определяют ситовым и седиментационным анализом. Ситовый анализ применяется для рассева фракций песка размером до 0,05 мм и больше. Содержание частиц меньшего размера определяется методами седиментации, который основан на различной скорости осаждения зерен разного размера в вязкой жидкости. Пористость Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор), вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). Различают общую (абсолютную), открытую (связанную) и эффективную пористость. Общая пористость характеризуется отношением общего объема всех пустот породы, включая поры, связанные и не связанные между собой к объему всей породы. Открытая пористость характеризуется отношением объема сообщающихся пор (пустот) к объему всей породы. Коэффициент открытой пористости используется при оценке геологических запасов нефти в пласте. Эффективная пористость учитывает объем открытых пор, по которым возможно движение жидкости или газа. На основе изложенных определений можно записать:    где mобщ, mоткр, mэф – соответственно общая (полная), открытая (сообщающаяся) и эффективная пористость; Vпор – объем всех пор (пустот) в горной породе; Vпор сооб – объем сообщающихся пор (пустот); Vпор дв – объем пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; Vг.п – объем горной породы. Поровые каналы нефтяных и газовых пластов можно разделить следующим образом (по величине поперечного размера): – сверхкапиллярные – более 0,5 мм; – капиллярные – от 0,2 мкм (0,2 · 10–3 мм) до 0,5 мм; – субкапиллярные – менее 0,2 мкм. Проницаемость Проницаемостью горных пород называют их свойство пропускать сквозь себя жидкость или газ при создании перепада давления. При эксплуатации нефтяных месторождений в пористой среде движется нефть, газ, вода или их смеси. Поэтому для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород различают проницаемость абсолютную, эффективную и относительную. Абсолютная проницаемость – проницаемость пористой среды при наличии и движении в ней лишь одной фазы (газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью). Эффективная (фазовая) – проницаемость породы для одной жидкости (газа) при наличии в порах другой жидкости (подвижной или неподвижной) или газа. Фазовая проницаемость зависит от физических свойств породы и степени насыщенности ее жидкостью или газом. Относительная – отношение эффективной (фазовой) проницаемости среды к ее абсолютной проницаемости. Относительная проницаемость горной породы для нефти или газа уменьшается при увеличении доли воды в поровом пространстве. С увеличением содержания воды более 20 % проницаемость породы для нефти резко снижается, и при водонасыщенности более 80 % движение нефти почти прекращается. 2.2 Система и технологические показатели разработки объекта. Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Выделение объектов разработки является важной составной частью создания такой системы. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы: а) Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты часто нецелесообразно разрабатывать как один объект - они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки может оказаться нецелесообразным. б)Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти нецелесообразно объединять в один объект, так как они могут разрабатываться с применением различной технологии извлечения нефти из недр, с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта из-за необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов. в) Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев не всегда целесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также разная технология извлечения нефти и газа. г) Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных "контактов") в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи. д) Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Так, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в один объект разработки, предполагается отбирать дебиты жидкости, предельные для современных средств эксплуатации скважин - дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине. Следует помнить, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после этого можно принимать решение о выделении объектов разработки. 3.Оценка технологических результатов геолого-технического мероприятия по поддержанию базовой добычи нефти с использованием статических методов. Для оценки эффективности проведения ГТМ, принципиально, возможны два подхода. Первый из них основан на применении математических гидродинамических моделей нефтяного пласта. Такие модели построены на основе дифференциальных уравнений в частных производных, описывающих движение различных фаз вещества, таких как нефть, вода, газ в пласте. Гидродинамические модели хорошо согласуются с пониманием физических явлений, происходящих внутри нефтяного пласта, однако, их применение на практике затруднено, во-первых, из-за трудоемкости создания и, во-вторых, из- за необходимости периодической и также достаточно трудоемкой подстройки (актуализации) модели по истории разработки. Кроме того, точность математических моделей недостаточно высока для применения их в оперативном управлении применительно к отдельным скважинам. Поэтому на практике гидродинамические математические модели используются, как правило, для целей проектирования (допроектирования) нефтяных месторождений на долгосрочную (несколько десятков лет) и среднесрочную (обычно, каждые пять лет) перспективу с выдачей обобщенных показателей разработки, таких как объемы добычи нефти, объемы закачки воды, густота сетки, интенсивность разбуривания и т.п[7]. На практике же среди всего разнообразия методов оценки технологической эффективности различных ГТМ, а также методов повышения нефтеотдачи пластов, как в России, так и за рубежом выделялись экстраполяционные методы, или методы характеристик вытеснения нефти водой. В основу этих методов заложено построение базового уровня добычи нефти, при условии, если бы ГТМ не проводились, путем экстраполяции предыстории и сравнения этого уровня с фактической добычей нефти при проведении ГТМ. Для оценки эффективности ГТМ используется следующий принцип: если по отдельной добывающей скважине участка воздействия имеет место положительный эффект, то его продолжительность рассчитывается до тех пор, пока фактическая добыча нефти не снизится ниже базового уровня; если по скважине имеет место отрицательный эффект, либо сразу после проведения ГТМ, или после кратковременного положительного эффекта, то расчет эффекта прекращается, то есть рассчитывается только положительная составляющая эффекта. С точки зрения оценки окончания эффекта от ГТМ необходимо учесть, что при построении базового уровня добычи нефти по отдельным скважинам предполагается, что если с момента проведения ГТМ до момента проведения расчетов ничего не будет проводиться, то фактическая добыча нефти должна быть равна базовой добыче. Все, что выше базовой добычи нефти – есть дополнительная добыча нефти за счет проведения ГТМ, но также (о чем, как правило, забывается) – все, что ниже базовой добычи – есть потери текущей добычи нефти, также обусловленные проведением ГТМ[7]. 3.1 Краткая характеристика техники, технологии и условий эффективного применения геолого-технического мероприятия На протяжении последних лет стремительно развиваются техника и технология гидроразрыва пласта. В ведущих зарубежных фирмах разработана и применяется мощная спецтехника для проведения гидроразрыва пласта, позволяющая проводить гидроразрыв пласта в сверхглубоких скважинах. Наличие такой спецтехники способствует ускорению процесса приготовления технологических жидкостей, их нагнетанию в скважину, обеспечивает полный контроль и управление процессом, а также уменьшает число вспомогательных единиц техники на прискважинной территории. В комплект спецоборудования входят: насосные агрегаты для нагнетания жидкостей и пульпы в скважину; блок манифольда для обвязки спецтехники между собой и скважиной; смеситель для приготовления технологических жидкостей и подачи их на насосные агрегаты; компьютеризированная станция контроля и управления процессом, оснащенная программами регистрации, анализа и проектирования ГРП. Блок манифольда модели предназначен для подсоединения шести насосных агрегатов к манифольду низкого и высокого давления и соединения со скважиной. Максимальное рабочее давление - 105 МПа. Блендер (смеситель) модели дает возможность смешивать компоненты рабочей жидкости с производительностью до 9,5 м3/мин и поддерживать необходимое давление на входе насосных агрегатов[12]. Технология ГРП заключается в создании высокопроводимой трещины в целевом пласте под действием подаваемой в него под давлением жидкости для обеспечения притока добываемого флюида (природный газ, вода, конденсат, нефть или их смесь) к забою скважины Очевидно, что при подборе вида ГРП вопрос их эффективности выносится на первый план и является одной из основ целесообразности всего проекта по добыче нефти. С этой целью перечень ГРП планируется и уточняется при разработке бизнес-планов любого нефтедобывающего предприятия и в процессе их реализации подвергается планомерной коррекции и уточнению по мере поступления актуальной информации по объемам добычи с месторождения[11]. Логично предположить, что существует производственная необходимость в оценке методов и критериев эффективности ГРП. Несмотря на публикацию нескольких руководящих документов, регламентирующих подходы к оценке эффективности ГРП, не существует однозначного мнения о том, какие методы считать эффективными: те, которые имеют положительный общий эффект, или те, которые позволяют достичь эффекта за счет увеличения нефтеотдачи, либо за счет интенсификации добычи нефти. Основным критерием прогнозирования дополнительной добычи нефти и оценки технологической эффективности ГРП является темп падения дебита, рассчитанный по экспоненциальной зависимости[13].  (1)где 𝑞𝑛 – добыча на начало расчётного периода (месяц 1); 𝑞𝑘 – добыча на конец расчётного периода (месяц 12). 3.2 Методика оценки фактического технологического эфеекта мероприятия с использованием кривых изменения дебита нефти. Для оценки эффективности мероприятия по поддержанию, увеличению добычи нефти или увеличению степени нефтеизвлечения могут быть использованы: Кривые снижения (падения) дебита (текущая добыча) нефти во времени; в отраслевых нормативных документах такие зависимости называются дифференциальными характеристиками вытеснения; Характеристика вытеснения, то есть зависимость между накопленной добычей нефти и жидкости (воды), так называемые интегральные характеристики вытеснения. Для того чтобы выполнить прогноз дебита нефти  на период после проведенного мероприятия ( по обработке призабойной зоны скважины) по динамике дебита нефти за шесть месяцев работы скважины до мероприятия, необходимо построить уравнение регрессии [3]: , где постоянное значение определяется средним арифметическим значением за 6 месяцев работы скважины до мероприятия; (степенная- один из вариантов парной нелинейной по параметрам регрессии), где a и b- параметры, оцениваемые методом наименьших квадратов, например, с использованием программы Excel.На полученных зависимостях необходимо добавить линию тренда и показать уравнения с величиной достоверности аппроксимации  .По полученной величине достоверности аппроксимации R2 оценивается качество подобранного уравнения. Чем ближе к 1, тем более качественно подобрано уравнение. Для оценки Связи переменных по X и Y используется линейный коэффициент парной корреляции R. Для того извлечем из-под корня значение величины достоверности аппроксимации. Если R=1 статическая зависимость превращается в функциональную ,при R=0 статической связи между переменными не существует. При R=0,5- удовлетворительная связь. Используя полученное уравнение регрессии можно определить прогнозный дебит. Для этого в искомое уравнение вместо Х ставиться величина дебита, если бы в 7 месяце не проводилось мероприятие. Так же можно определить фактические результаты выполненного в 7-ом месяце мероприятия: Текущий фактического прирост дебита нефти  Текущую дополнительную добычу нефти  Где k- коэффициент эксплуатации, равный 0,95 единиц Накопленную дополнительную добычу нефти  Где Т- эффективный период, в котором фактический дебит нефти после мероприятия больше прогнозного дебита. 3.3 Оценка прогнозного технологического эффекта мероприятия (по динамике нормативной эффективности)Для прогноза эффекта мероприятия по поддержанию, увеличению добычи нефти или увеличению степени нефтеизвлечения может быть использована динамика нормативного прироста дебита нефти. Чтобы выполнить прогноз дополнительной добычи нефти для планируемого геолого-технического мероприятия, в роли которого выступает гидроразрыв пласта КР-7-2, за нормативный эффективный период  , необходимо найти динамику нормативного прироста дебита нефти  по формуле: ,Где  - среднемесячный прогнозный (проектный) начальный прирост дебита нефти, в первый месяц после планируемого мероприятия.i –1,2,…, - номер месяца после планируемого мероприятия.Таким образом предполагается равномерное снижение проектного прироста дебита нефти в течение перида, которое составляет  долей ед. в месяц. где,  - коэффициент падения дебита нефти  то есть снижение составляет пять процентов в год.12 – число месяцев в году. Уравнения используются при прогнозе дополнительной добычи нефтив разных нефтяных компаниях. Данные по гидроразрыву пласта представлены в таблице 2 Таблица 2 – Данные по проведенному мероприятию
По формулам можно определить: Текущий прогнозный прирост дебита нефти  Текущую прогнозную дополнительную добычу нефти  Где k-коэффициент эксплуатации, равный 0,95 единиц. Накопленную прогнозную дополнительную добычу нефти  T- эффективный период. Для простоты вычисления расчеты произвояться в программе Excel. Результаты вычислеия приведены в таблице 3 Таблица 3.1 – Результаты вычисления (Методика Татнефть)   Таблица 3.2 – Результаты вычислений (Методика Башнефть)   Из полученной таблицы видно равномерное снижение проектного прироста нефти в течении эффективного периода. По результатам, приведенным в таблице 3, строятся диаграммы зависимостей текущей прогнозной дополнительной добычи нефти от времени и накопленной прогнозной добычи нефти от времени, представленные на рисунках 7 и 8 соотвественно.  Рисунок 3 – Текущая прогнозная дополнтельная добыча нефти  Рисунок 4 – Накопленная прогнозная дополнительная добыча нефти Построены диаграммы зависимости текущей прогнозной дополнительной добычи нефти и накопленной прогнозной дополнительной нефти от времени. По расчетам методики Татнефть мы выяснили, что к концу эффекта мероприятия ГРП, текущий прогнозный пророст дебита нефти равен 0,29 т/сут, текущая прогнозная дополнительная добыча равна 8,15 т, накопленная прогнозная дополнительная добыча нефти равна 2422,31 т. По расчетам методики Башнефть мы выяснили, что к концу эффекта мероприятия ГРП, текущий прогнозный пророст дебита нефти равен 0,15 т/сут, текущая прогнозная дополнительная добыча равна 4,41 т, накопленная прогнозная дополнительная добыча нефти равна 3982,88 т. В итоге получается, что прогноз ГРП по методике Башнефть эффективнее. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Приведены прогнозные технологические расчеты для определения точности проведения геолого-технических мероприятий по поддержанию добычи нефти. В качестве геолого-технического мероприятия использовался гидравлический разрыв пласта (ГРП) с среднемесячным прогнозным начальным приростом нефти в первый месяц после проведения ГТМ равным 6,5 т/сут и продолжительностью эффекта 42 месяца[3]. Прогноз выполнен на основе использования статистических методов. В ходе исследования была получена дополнительная добыча нефти в размере 3982,88 т. текущий прогнозный прирост дебита нефти в каждом месяце был положительной величиной. Из полученных результатов следует, что для месторождения нормальная текущая прогнозная добыча нефти, равная 185,25 т., будет достигнута в первый месяц после проведения геолого-технического мероприятия. В следующие месяцы текущая прогнозная добыча нефти будет равномерно снижаться. К концу расчетного периода достигнет значения 4,41т. В результате выполнения курсового проекта были освоены следующие компетенции: -способность решать стандартные задачи профессиональной деятельности на основе информационной и библиографической культуры с применением информационно-коммуникационных технологией и с учетом основных требований информационной безопасности [ОПК-6], -способность изучать и анализировать отечественную и зарубежную научно-техническую информацию по направлению исследований в области добычи нефти и газа, промыслового контроля и регулирования извлечения углеводородов на суше [ПК-23], -способность составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные, технологические и рабочие документы [ПК-30]. Список использованных источников Правила разработки месторождений углеводородного сырья [Электронный ресурс] : утв. М-вом природных ресурсов и экологии Рос. Федерации 14.06.2016 : ввод. в действие с 26.08.2016. – URL: http: // www.gkz-rf.ru. Учебно-методическое пособие к курсовому проектированию по курсу «Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений»/ О.А. Грезина. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. - 34 с. Разработка и проектирование нефтяных месторождений: учеб.-метод. пособие к выполнению лабораторных работ [Электронный ресурс] / сост. О.А. Грезина. – Уфа: изд-во УГНТУ, 2018. Нефтегазопромысловая геология: терминологический справочник/ под ред. М.М. Ивановой. – М.: Недра, 1983. – 262 с. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: учебник для вузов/ В.С. Бойко. – М.: Недра, 1990. – 427 c. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: учебник для вузов/ Ю.П. Желтов. – 2-е изд., перераб. и доп. – М.: Недра, 1998. – 365 с. Казаков А.А. Разработка единых методических подходов оценки эффективности геолого-технических мероприятий по повышению нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. – М.: Нефтяное хозяйство, 2003. – № 4.;Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки/ Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. – 2-е изд. – М.: Альянс, 2005. – 463 c. Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья [Электронный ресурс] : утв. М-вом природных ресурсов и экологии Рос. Федерации 18.05.2016 : введ. в действие с 18.05.2016. – URL: http: // www.gkz-rf.ru Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения нефтеотдачи пластов [Электронный ресурс] : утв. М-вом топлива и энергетики Рос. Федерации. URL: http: // www.gostrf.com/normadata/1/4293824/4293824493.pdf Джавадян А. А., Гавура В. Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новой технологии на месторождениях Российской Федерации//Нефтяное хозяйство, 2003. - №10. – с. 21-22. URL: https://oil-industry.net/Journal/archive_detail.php?art=6186 Толстоногов А.А. Оценка эффективности геолого-технических мероприятий в области нефтедобычи // Фундаментальные исследования. – 2014. – № 11-1. – С. 150-154; URL: https://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=35494 Гидравлический разрыв пласта url:https://neftegaz.ru/tech- library/tekhnologii/141812-gidravlicheskiy-razryv-plasta-grp/ Методические рекомендации по подготовке технических проектов разработки месторождений углеводородного сырья [Электронный ресурс] : утв. М-вом природных ресурсов и экологии Рос. Федерации 18.05.2016 : введ. в действие с 18.05.2016. – URL: http: // www.gkz-rf.ru. Список иллюстрационно-графического материала Перечень рисунков Лист Рисунок 1 Зависимость фактического дебита нефти до проведения ГТМ от времени………….……………………………………………23 Рисунок 2 Зависимость фактического и прогнозного дебитов нефти от времени……...………………………………………………………24 Рисунок 3 Текущая прогнозная дополнительная добыча нефти….28 Рисунок 4 Накопленная прогнозная дополнительная добыча нефти…………………………………………………………………...28 Перечень таблиц Таблица 2 Данные по проведенному мероприятию…………..…...26 Таблица 3 Результаты вычисления…………………………………27 |
