вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
Технологические показатели разработки залежей нефти.        Газовый фактор (G — на поверхности, м3/м3). Дебит скважины по нефти: qн = Qн / (365α), где α — коэффициент эксплуатации (0,92-0,95) Водонефтяной фактор: ВНФ = Qв / Qн; водожидкостный фактор: ВЖФ = Qв / Qж Коэффициент нефтеизвлечения: КИН = Qизвл / Qбаланс; текущий КИН: КИНтек = Qн / Qбаланс; проектный КИН: КИНпроект = Qниз / Qбаланс; конечный КИН: КИНконечн = ∑Qн / Qбаланс. Нефтеотдача зависит от множества факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с технологией извлечения нефти из пластов в целом. Поэтому нефтеотдачу можно представить в следующем виде: Кнефт = Kохв · Kвыт · Kзав, где Kвыт – коэффициент вытеснения нефти из пласта; Kохв – коэффициент охвата пласта воздействием (разработкой); Kзав – коэффициент заводнения месторождения. Коэффициентом вытеснения (Kвыт) нефти водой называют отношение объема нефти, вытесненной водой из образца породы или модели пласта до полного обводнения получаемой продукции, к начальному объему нефти, содержащейся в образце породы или модели пласта: Kвыт = Vнн / Vв, где Vнн – начальный объем нефти; Vв – объем нефти, вытесненный каким-либо агентом из образца породы или модели пласта. Коэффициент охвата пласта воздействием (Kохв) определяется как отношение объема продуктивного пласта, охваченного вытеснением, к начальному нефтенасыщенному объему пласта: Kохв = Vпп / Vп, где Vпп – объем залежи, охваченный процессом вытеснения; Vп – начальный нефтесодержащий объём залежи. Коэффициент заводнения (Kзав) зависит от большого числа факторов. Поэтому удобно представлять его в виде произведения целого ряда коэффициентов, учитывающих влияние того или иного фактора, оказывающего соответствующее воздействие на общий коэффициент охвата: Kзав = K1 · K2 · K3 · K4 · K5, где K1 — коэффициент охвата, учитывающий влияние неоднородности пласта по проницаемости; K2 — коэффициент охвата залежи, зависящий от сетки скважин, учитывающий прерывистость продуктивного пласта, то есть зональную неоднородность; K3 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне стягивающего ряда скважин; K4 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти в зоне разрезающего ряда скважин; K5 — коэффициент охвата, учитывающий потери нефти на невыработанных участках залежи. КИН – это относительная величина, показывающая, какой объём нефти от начальных балансовых запасов извлекается или может быть извлечен из выработанной или предположительно выработанной залежи до предела экономической рентабельности эксплуатации и является показателем завершенного процесса разработки или такого, который предполагается завершить в определенных условиях. КИН — коэффициент вытеснения нефти из пласта показывает полноту извлечения нефти из охваченного заводнением объема залежи. Определяется в лабораторных условиях путем длительной промывки образца горных пород взятого из продуктивного пласта до полного обводнения струи жидкости выходящей из керна и представляет собой отношение объема вытесненной нефти из керна к первоначальному содержанию объема нефти в образце. Отбор от начальных извлекаемых запасов (НИЗ): T = ∑Qн / Qниз Темп отбора: T = Qн / Qниз 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 – Qнt, Qвt, Qжt, Wt, накопленными с начала разработки соответственно добычей нефти, воды, жидкости, водонефтяным фактором на ряд фиксированных дат t. Это так называемые интегральные показатели. Текущие – qнt, qвt, qжt, fвt (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: С.Н. Назаров – Н.В. Сыпачев – А. Форест, Ф.А. Гарб, Э.Х. Циммерман – Qн f ln в ; где t – время с начала разработки, годы, мес., сут. Особенности разработки залежей нефти на завершающей стадии. К особенностям разработки залежей нефти на завершающих стадиях относится следующее: – сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод до-бывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих ря-дов скважин; – в добывающей продукции большую часть занимает вода (об-водненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции добы-вающих скважин (98–99 %); – снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее; – организация форсированного отбора жидкости по некоторым добывающим скважинам (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 эксплуата-цию; – ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки невовлеченных и остаточных запасов путем организации очагового заводнения; – главным мероприятием на данном этапе является максимальное извлечение нефти, достижение проектного коэффициента неф-теотдачи; – 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. Скважинная добыча нефти Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок электроцентробежных насосов. Напорная характеристика УЭЦН для воды и нефти. Подбор УЭЦН к скважине. 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 Расчет пространственных параметров скважины. Профиль скважины по данным инклинометрии задается точками с фиксироанным расстоянием от устья скважины и значения зенитного и азимутного угла. Выбор интервала установки ЭЦН в наклонно-направленных и искривленных скважинах проводится для кадого типоразмера УЭЦН с условием вписываемости насоса в выбранный интервал без изгиба. 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 распределения давления в НКТ. Прогнозирование режима работы нефтяных скважин в значительной степени зависит от распределения давления при подъеме газожидкостной смеси в НКТ. Для этого сначала рассчитывают: поинтервальную плотность газожидкостной смеси поинтервальный градиент давления глубину, соответствующую интервалу изменения определение профиля НКТ определение газонасыщенности на приеме Расчет распределения давления в НКТ наклонно-направленной скважины проводится с учетом угла отклонения скважины от вертикали. Давление на выкиде насоса определяется по кривой распределения давления и соответствует глубине подвески насоса. По кривой распределения давления определяется давление на выкиде насоса на глубине подвески и давление фонтанирования в интервале перфорации. Расчет давления на забое. Рз= Рпл – (Q/К) Расчет напора Рнас = Рф - Рз Необходимый напор насоса в метрах Ннас=Нд +(Ру/ρжg ) 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 (Pпл – Pз min) Коэффициент продуктивности К= Q/( Pпл – Pз) 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≤ Кпод ≤1,1 и степень использования добывных возможностей скважины, определяемые динамическим уровнем. Если Кпод находится в интервале 0,7≤ Кпод ≤1,1 , а динамический уровень высокий, то оценивается возможность подбора более высокопроизводительного насоса. Если Кпод < 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. Существуют три вида исследований: лабораторные, геофизические и гидродинамические. Для определения фильтрационных характеристик пласта и скважин более представительными являются гидродинамические методы исследования. При этих методах исследования непосредственно используются результаты наблюдения жидкости и газа к забоям скважин в пластовых условиях. Эти методы позволяют исключить влияние изменения свойств пласта в призабойной зоне и непосредственно определить фильтрационные характеристики пласта. 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. I 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. |