Учебнометодическое пособие по курсу Управление разработкой интеллектуальных месторождений
 Скачать 441 Kb.
|
|
Федеральное агентство по образованию Государственное образовательное учреждение Высшего профессионального образования «УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений» УЧЕБНО-МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ по курсу: «Управление разработкой интеллектуальных месторождений» (23879) Практическое занятие № 3. «Оценка эффективности системы ППД» Уфа 2021 СОДЕРЖАНИЕ Стр. 1 ВВЕДЕНИЕ 3 2 НЕКОТОРЫЕ ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ИЗ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 4 3. АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТА 6 4 ПРИНЦИПЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙТВИЯ 8 ЦЕЛЬ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ: 13 Список использованных источников 24 1 ВВЕДЕНИЕПодавляющее число крупных нефтяных месторождений на территории бывшего СССР разрабатываются с применением системы поддержания пластового давления (ППД). В качестве агента воздействия практически повсеместно используется вода (пластовая, сточная, пресная, либо их сочетания), которая закачивается через систему нагнетательных скважин в продуктивный пласт. Благодаря современному оборудованию на практике удаётся создавать высокие забойные давления на нагнетательных скважинах и низкие забойные давления на добывающих скважинах. Тем самым достигаются глубокие депрессии на пласт, которые позволяют обеспечить высокий уровень добычи нефти. С одной стороны, принудительное вытеснение нефти водой позволяет достигать достаточно высоких значений коэффициента вытеснения (Квыт), с другой стороны, высокие уровни добычи нефти существенно сокращают сроки разработки месторождения и, наконец, адекватная геолого-физическим условиям пласта система разработки, позволяет достичь максимально возможного значения коэффициента охвата (Кохв). Таким образом, применение жестко-водонапорного режима эксплуатации нефтяной залежи позволяет достигать большей выработки запасов нефти при меньших удельных затратах на её извлечение по сравнению с другими, природными режимами эксплуатации. 2 НЕКОТОРЫЕ ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ ИЗ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙРассмотрим некоторые ключевые понятия в теории разработки нефтяных месторождений, которые большинством специалистов трактуются однозначно, хотя имеют и иной смысл. В первую очередь это понятие системы ППД и режима разработки залежи в условиях её реализации. В большинстве своем бытует мнение, что внедрение в пласт вытесняющего агента через систему нагнетательных скважин позволяет вытеснять нефть из продуктивной толщи пласта путем замены нефти на воду в поровом объеме и, тем самым, поддерживать пластовое давление на уровне близком к первоначальному. Здесь мы сталкиваемся с целым комплексом проблем, которые безуспешно пытаемся решить уже многие годы. К основной проблеме можно отнести следующую: если вытеснять нефть вытесняющим агентом, то каким образом повысить эффективность этого процесса? Появляется термин коэффициент охвата и все усилия специалистов направляются на повышение этого коэффициента, поскольку от его величины зависит конечная нефтеотдача. Следует отметить, что процесс вытеснения, как правило, стремятся сделать фронтальным, что, вообще говоря, практически невозможно осуществить на практике. Надо сказать, что термин коэффициент охвата имеет достаточно условное или, если хотите, туманное определение в практике проектирования разработки нефтяных месторождений несмотря на обилие эмпирических зависимостей, определяется обратным счётом через накопленную нефть, полученную по результатам расчётов на гидродинамической модели. Таким образом, обыкновенная понятийная подмена «поддержание пластового давления» на «вытеснение нефти» с помощью вытесняющего агента смещает всю стратегию разработки месторождения на выработку мероприятий, которые в конечном итоге приводят к тому, что разработка на заключительной стадии становится нерентабельной. Поэтому предлагается вернуться к первоначальному смыслу системы ППД, а именно как методу воздействия на нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления на заданном уровне, что позволит по-иному взглянуть на процесс разработки нефтяного месторождения. Второй термин - заключительная стадия разработки. Как правило, этот термин применяют для всей залежи по интегральной характеристике обводнения и увязывают с коэффициентом использования или со степенью выработки извлекаемых запасов. Считается, что к последней стадии относится период разработки, когда средняя обводнённость добываемой продукции превышает 90 %, а выработка от НИЗ больше 80%. Здесь, пожалуй, и стоит внести комментарии, поскольку средняя обводнённость залежи складывается из динамики обводнения каждой скважины, то интегральная обводнённость характеризует лишь процесс обводнения заводняемой части пласта и не отражает физической сущности процессов, происходящих в пласте, а ведь от понимания процессов, протекающих в пласте, и будет зависеть стратегия доразработки. Дело в том, что последней стадией разработки следует называть период после прохождения фронта вытеснения и затрагивает он только тот объём пласта, где это произошло. По мере распространения фронта вытесняющего агента вглубь продуктивного пласта будет происходить увеличение объёма пласта, для которого наступает заключительная стадия разработки, а значит и все физические процессы, характерные для этой стадии разработки. Понимание смысла заключительной стадии разработки именно в этом контексте позволяет нам обратиться к следующему ключевому моменту в разработке нефтяного месторождения. Любая нефтяная залежь это динамическая система, которая претерпевает необратимые изменения в процессе извлечения из нее пластовых флюидов. Однако, после внедрения системы ППД, по сути, происходит одинаковое воздействие на залежь вне зависимости от состояния этой системы. Как результат на неадекватное воздействие происходит постепенное и неуклонное снижение эффективности системы ППД, однако вплоть до наступления нерентабельной добычи воздействие не меняется. 3. АНАЛИЗ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ ОБЪЕКТАДля оценки энергетического состояния эксплуатационного объекта строится график изменения текущего средневзвешенного пластового давления во времени (рисунок 1). Сравнение начального средневзвешенного давления с текущим, позволяет оценить эффективность системы воздействия (ППД).  Строятся карты изобар не реже одного раза в квартал. Карты изобар строятся на прямых замерах пластового давления, которые являются основой для построения постоянно действующей гидродинамической модели (ПДГДМ). Сравнение карт изобар во времени позволяет отслеживать состояние системы ППД и проводить корректировку, путём внесения изменений в саму систему разработки (корректировка объёмов закачки по скважинам (регулировка Руст., проведение ОПЗ), изменение местоположения нагнетательных скважин). Карта изобар, построенная на последнюю дату, является основой для принятия решения о проведении ГТМ (например: проведение ГРП на скважине, находящейся в зоне пониженного пластового давления не позволит нарастить добычу по скважине, а наоборот вызовет дисбаланс в системе разработки, необходимо предварительно поднять в этой зоне пластовое давление и лишь после этого проводить ГРП). Оценивается пластовое давление в зоне отбора и в зоне закачки, по стабильности этих показателей можно судить о состоянии реализации системы воздействия. На рисунке 2 приведена динамика средневзвешенного пластового давления по совместно разрабатываемым пластам. Анализ данных позволяет говорить о неравномерном поступлении вытесняющего агента в совместно эксплуатирующиеся пласты.  4 ПРИНЦИПЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ СИСТЕМЫ ВОЗДЕЙТВИЯДля анализа эффективности системы воздействия на нефтяные пласты могут быть использованы следующие зависимости (рисунки 3 – 7): отношение средней приемистости к среднему дебиту жидкости в зависимости от соотношения добывающих к нагнетательным скважинам (N=nдоб./nнагн.)  (1)коэффициент текущей компенсации отбора жидкости закачиваемой водой в зависимости от выработки запасов нефти  (2)коэффициент текущей компенсации добываемой нефти закачиваемой водой в зависимости от выработки запасов нефти  (3)доля закачиваемой воды, совершающей полезную работу, в зависимости от выработки запасов нефти  (4)доля добываемой воды по отношению к закачиваемой, в зависимости от выработки запасов нефти  (5).Первая зависимость (рисунок 3) является комплексным показателем интенсивности системы заводнения. В условиях оптимального использования системы заводнения при 100% компенсации отбора закачкой средняя приемистость нагнетательных скважин должна превышать средний дебит жидкости добывающих скважин во столько же раз, во сколько число действующих добывающих скважин превышает количество действующих нагнетательных скважин [1, 2], т.е. точки должны ложиться на биссектрису, проходящую через оси координат. Отклонение расположения точек от биссектрисы в сторону превышения приемистости указывает на наличие оттока закачиваемой воды за контур или в другие водоносные пласты. Отклонение в сторону превышения отборов над закачкой воды свидетельствует об активном подтоке законтурной или подошвенной воды, либо о перетоках воды или нефти из одного объекта в другой. Как видно из рисунка 3 все точки, лежащие выше биссектрисы, относятся к годам (1977-1992 гг.), когда происходило увеличение закачки воды до проектных величин. Однако ввиду того, что формирование системы ППД не было завершено в этот период, высокие уровни закачки в условиях многопластового объекта привели только к перекомпенсации отбора закачкой (рисунок 4) и оттоку части воды за контур или в заводненные зоны пластов, уже многократно промытые водой, без совершения полезной работы по вытеснению нефти. Точки, лежащие на биссектрисе, относятся к годам с текущей компенсацией отбора закачкой (93-102%) близкой к 100% и характеризуют относительно оптимальный режим работы системы ППД. Кстати в этот период наблюдается стабилизация пластового давления. На рисунке 5 представлена зависимость коэффициента текущей компенсации добываемой нефти закачиваемой водой от выработки запасов нефти. На графике виден отрезок времени (1983-1991 гг.), когда объемы закачки значительно превышали годовые отборы нефти (до 10 раз при отборе нефти 60% от НИЗ). В этот период система ППД была наиболее несбалансированной. Высокая фактическая приемистость скважин, превышающая расчетные значения в 3 раза, при фонде нагнетательных скважин меньшим проектного в 2 раза, позволила выдерживать проектные уровни закачки. Большие объемы закачки привели к резкому обводнению добывающих скважин, находящихся вблизи очагов заводнения, и уменьшению охвата пластов заводнением. Комплекс мероприятий по оптимизации системы ППД, включающих регулирование объемов закачки воды, давления нагнетания, отключение непроизводительных нагнетательных скважин, начиная с 1993 года, привел к выравниванию коэффициента компенсации добываемой нефти закачкой. На рисунках 6 и 7 видны последствия организации совместной закачки воды в пласты многопластового объекта. В результате низкого охвата пластов заводнением за счет перераспределения закачки воды в один пласт, со временем происходило уменьшение эффективности вытеснения нефти водой. Анализируя приведенные характеристики, следует отметить, что на текущий момент значительные объемы закачиваемой воды фильтруются по уже заводненным промытым зонам и пропласткам. В целом текущее состояние системы ППД можно оценить как удовлетворительное только для двух пластов, в то время как на других двух пластах не происходит никакого воздействия. Компенсация отбора закачкой снижена (до 80-90%), соотношение числа добывающих и нагнетательных скважин доведено до оптимальной величины равной 4, произошла стабилизация пластового давления в зоне нагнетания и некоторый рост давления в зоне отбора, изыскиваются способы утилизации добываемой сточной воды. Для совершенствования системы ППД необходимо обеспечить раздельную закачку воды в пласты, для повышения коэффициента охвата пласта заводнением провести изоляционные работы обводнившихся пластов и пропластков, провести ГТМ по увеличению продуктивности пластов, слабо подверженных фильтрацией, проводить активное применение гидродинамических (циклическое воздействие, изменение направления фильтрационных потоков и др.) и физико-химических (потокоотклоняющие технологии) методов увеличения нефтеотдачи пластов.  3 Оценку текущей компенсации можно произвести по формуле (6):  где b – объёмный коэффициент нефти, д.ед.;  - плотность пластовой нефти, т/м3;  - плотность воды, т/м3.  4  5  6  7 ЦЕЛЬ ПРАКТИЧЕСКИХ ЗАНЯТИЙ:Пусть месторождение разбито на условно выделенные блоки, которые представляют собой отдельные площади, на которых реализована та или иная система разработки. Местоположение блоков на эксплуатационном объекте представлено на рисунке 8.  На примере фактических показателей эксплуатации объекта, оценить эффективность системы воздействия. Построить динамику пластового давления, динамику пластового давления в зоне отбора и закачки, оценить эффективность воздействия по предложенным зависимостям (1 - 5). Дать рекомендации по оптимизации существующей системы разработки. Исходные данные: Объемный коэффициент, д.ед. 1.076 Плотность нефти в пов. усл., т/м3 0.885 Плотность воды пл.усл., т/м3 0.998 Начальное пластовое давление, МПа 17.0 Сведения о запасах нефти:
Сведения об энергетическом состоянии объекта:   Эксплуатационная характеристика объекта                     Список использованных источниковК.С. Баймухаметов, П.Ф. Викторов и др. Геологическое строение и разработка нефтяных и газовых месторождений Башкортостана. – Уфа: РИЦ АНК “Башнефть”, 1997. – 422 с. Геологическое строение и разработка Арланского нефтяного месторождения/ Баймухаметов К.С., Гайнуллин К.Х., Сыртланов А.Ш., Тимашев Э.М.. – РИЦ АНК «Башнефть», Уфа. -1997. 368с. |