Покрепин. Учебное пособие 2е издание Тема Физические свойства горных породколлекторов нефти и газа. Природные коллекторы нефти и газа
 Скачать 1.05 Mb.
|
|
5.7. Показатели разработки месторождений. 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. 5.8. Стадии разработки нефтяных месторождений. Отношение годовой добычи нефти к начальным балансовым запасам характеризует темп разработки месторождения. На основании анализа темпа разработки месторождения выделяется четыре стадии (рис. 5.1): нарастающего уровня добычи (I), постоянного уровня добычи нефти (II), периода падающей добычи нефти (III) и завершающего периода добычи нефти (IV). Характерная особенность первого периода - постепенный рост объемов добычи нефти, обусловленный непрерывным вводом в работу из бурения добывающих скважин. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует. Продолжительность этого этапа зависит от многих факторов, главные из которых: величина извлекаемых промышленных запасов; размеры месторождения и величина пластового давления; толщина и число продуктивных горизонтов; свойства продуктивных пород и самой нефти; наличие средств для разработки месторождения и другие. Продолжительность первого периода составляет около 4-6 лет. Себестоимость 1 т нефти в этот период сравнительно высокая в связи со строительством новых скважин, обустройством промысла. Второй этап разработки характеризуется постоянством уровня добычи нефти и минимальной себестоимостью. В этот период фонтанные скважины переводятся на механизированный способ добычи за счет прогрессирующей обводненности скважин. Падение добычи нефти в этот период сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. Конец второго этапа характеризуется тем, что увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объемы добычи нефти и ее уровень начинает снижаться. Обводненность нефти в конце данного периода может достигать 50%. Продолжительность периода составляет около 5-7 лет. Себестоимость добычи нефти в этот период является наиболее низкой. Рис. 5.1.Стадии разработки эксплуатационного объекта Третий период разработки характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Этот этап заканчивается при достижении 80-90 % обводненности. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи, отдельные скважины выводятся из работы в связи с предельной обводненностью. Себестоимость 1 т нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин. Продолжительность данного периода составляет 4-6 лет. Четвертый этап разработки характеризуется большими объемами добычи пластовой воды и малыми объемами добычи нефти. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Себестоимость добычи нефти в этот период возрастает до пределов рентабельности. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет. В целом можно сделать вывод, что общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет. Практика разработки нефтяных месторождений в целом подтверждает этот вывод. 5.9. Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений. В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений в зависимости от уровня годовых отборов газа принято выделять три периода: нарастающей добычи, постоянной добычи и падающей добычи газа. Для того, чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов, разработку месторождений начинают еще во время их разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов внутрипромыслового сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча газа из месторождения возрастает. Поэтому период, совпадающий с разбуриванием и обустройством месторождения, называют периодом нарастающей добычи. Рис. 5.2. Динамика показателей разработки газовой залежи После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает период постоянной добычи. Из крупных месторождений за этот период отбирается 60% запасов газа. По мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Этот период разработки месторождения называют периодом падающей добычи. Он продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня. На рис. 5.2 показано изменение пластового давления, числа скважин, их дебита и годовых отборов газа в различные периоды разработки газовых месторождений. Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений. В процессе разработки средних по запасам месторождений период постоянной добычи газа часто отсутствует. А при разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа. Вначале разработки месторождения пластовое давление бывает обычно достаточным для транспортирования газа от скважин к установкам подготовки газа, а от них — прямо в газопровод для дальнего транспорта. Этот период разработки называют бескомпрессорным. В настоящее время для дальнего транспорта используют трубы, рассчитанные на рабочее давление 5,5 и 7,5 МПа, проектируют газопроводы с рабочим давлением 10 — 12 МПа. Газ, поступающий с промысла на прием магистрального газопровода, должен иметь давление, равное рабочему давлению газопровода. По мере падения пластового давления наступает время, когда для подачи газа в магистральный газопровод возникает необходимость использования дожимной компрессорной станции. С этого времени начинается компрессорный период разработки месторождения. Время ввода дожимной компрессорной станции, ее мощность влияют на технико-экономические показатели разработки месторождения, так как связаны с системой разработки и обустройством промысла. В зависимости от подготовленности месторождения к разработке и степени выработанности запасов различают период опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки. При опытно-промышленной эксплуатации наряду с поставкой газа потребителю проводят доразведку месторождения с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов как правило не превышает 3 -4 лет. В период промышленной эксплуатации месторождений основная задача — выполнение плановых поставок газа потребителю. В период доразработки месторождения добываемый газ используют обычно для местных нужд, дальний транспорт его становится экономически нецелесообразным. В процессе разработки газоконденсатных месторождений выделяют также периоды разработки без поддержания пластового давления и с его поддержанием. 5.10. Особенности разработки газовых месторождений. Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа в пласте к добывающим скважинам при помощи определенной системы размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии. Основное требование к системе разработки — обеспечение минимума затрат на добычу заданных объемов газа при заданной степени надежности и соблюдении норм охраны недр. Достижение этих условий осуществляется на стадии проектирования системы разработки оптимальным выбором и учетом всех ее элементов, основными из которых являются: режим разработки залежи; схема размещения скважин; технологический режим эксплуатации скважин и их конструкция; схема сбора и подготовки газа. Для составления проектов разработки требуется также следующая информация: геологическая характеристика месторождения (стратиграфия, тектоника, литология); характеристика продуктивных горизонтов (фильтрационно- емкостные параметры, толщина, протяженность, запасы газа); положение ГВК, характеристика водонапорной системы; физико-химическая характеристика природного газа и пластовых вод; данные о степени сообщаемости продуктивных горизонтов и др. Значительную часть этой информации с достаточной степенью достоверности невозможно получить на стадии разведки месторождения Этот фактор, а также экономические соображения, связанные с высокой стоимостью разведки газовых месторождений, приводят к тому, что разработку месторождения фактически начинают до получения всей информации и составления проекта разработки. Разработка месторождения осуществляется в два этапа. На первом этапе, который рассматривается как завершающий период комплексной разведки объекта, проводят опытно-промышленную эксплуатацию месторождения (ОПЭ). В результате получают наиболее достоверные геологопромысловые сведения о месторождении. Для решения вопроса о необходимости проведения разведочных работ с применением опытной или опытно-промышленной эксплуатации составляют специальные проекты, подобные проектам разработки газовых месторождений. На втором этапе осуществляют промышленную разработку по проекту, составленному на основе достаточно полных и достоверных данных опытно-промышленной разработки. С целью повышения эффективности разработки в процессе промышленной разработки месторождения по мере бурения новых скважин, уточнения и дополнения исходных данных проект периодически пересматривают и в него вносятся коррективы. Особенно существенные изменения возможны в связи с уточнением режима разработки залежи, который, как правило, трудно определить в процессе разведочных работ и даже при эксплуатации месторождения на ранней стадии. Проекты разработки газовых месторождений составляют обычно научно-исследовательские организации на основании данных разведки, исследования скважин и запасов газа. 5.11. Особенности разработки газоконденсатных месторождений. Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений— возможность в результате снижения давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Конденсат — ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождения. В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления) как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте. Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с другими методами, затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным. Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения. Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг-процесс) обеспечивает наиболее высокую конденсато- и газоотдачу месторождения. В начальный период разработки месторождения с помощью сайклинг-процесса товарный продукт — конденсат, при этом осушенный (отбензиненный) газ возвращается в залежь. После извлечения основного количества конденсата месторождение разрабатывается как чисто газовая залежь на истощение. Применяют процессы различных видов — полный сайклинг (с закачкой всего добываемого газа), неполный сайклинг (с возвращением в пласт части добываемого газа), канадский сайклинг (газ закачивается в летний период, а отбирается в период наибольшего потребления). Эффективность сайклинг-процесса в большей степени зависит от неоднородности коллекторских свойств пород по толщине и площади пласта. Из-за опережающего прорыва сухого газа по отдельным высокопроницаемым интервалам в неоднородных пластах конечная конденсатоотдача может оказаться низкой. Основной недостаток сайклинг-процесса — длительная консервация запасов газа и значительные затраты на компрессорное хозяйство для обратной его закачки. Искусственное заводнение осуществляют для поддержания пластового давления путем площадного законтурного нагнетания в залежь воды. В этом случае с начала эксплуатации месторождения ведутся совместный отбор и сдача потребителю газа и конденсата. В то же время возможны потери газа и конденсата, вызванные их защемлением в пласте водой. Система разработки газоконденсатного месторождения выбирается на основании тщательного изучения геолого-промысловой характеристики залежи, состава и свойств газа и конденсата после сопоставления технико-экономических показателей различных вариантов и способов разработки. 5.12.Регулирование процесса разработки месторождений. Под 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. Регулирование (оптимизацию) процесса разработки проводят на основе большого числа частных критериев, среди которых можно выделить следующие: технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.; экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др. Множество частных критериев обусловлено сложностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включающему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку задача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкретного месторождения должно обеспечить экономическую эффективность. По признаку изменения системы воздействия методы регулирования можно разделить на две группы: без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин; частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин. К первой группе можно отнести такие методы регулирования. > воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечивает улучшение гидродинамического совершенства и увеличение продуктивности скважин, изоляцию (ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение профиля притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пласта в добывающих и нагнетательных скважинах; изменение технологических режимов работы скважин: добывающих (увеличение или ограничение подачи подъемного оборудования вплоть до отключения скважин или форсированного отбора жидкости, периодическое изменение отборов), нагнетательных (увеличение или ограничение расходов закачки, повышение давления нагнетания, перераспределение закачки по скважинам, периодическая или циклическая закачка, создание повышенных давлений нагнетания и др.); одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях. Во вторую группу могут входить следующие методы регулирования: добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные скважины), или возврат скважин с других пластов; частичное изменение системы воздействия (организация очагового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнетания добуриванием новых скважин и переносом закачки в существующие скважины, применение физико-гидродинамических и физико- химических методов повышения нефтеотдачи) ; полное изменение системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки и др.). Регулирование разработки осуществляется в течение продолжительности эксплуатации месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки. Применительно к режиму вытеснения нефти водой можно назвать такие основные задачи регулирования. На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивания и расширения профиля притока нефти. На второй стадии разработки одна из главных задач регулирования— обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее применение находят бурение резервных скважин, изменение режимов их работы, воздействие па призабойную зону пласта. Эффективны также ограничение дебитов высокообводненных скважин внешних рядов или даже их остановка и увеличение отборов по безводным и малообводненным скважинам внутренних рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам. Целесообразно также применение методов второй группы. Необходимость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей в нефтепродуктах, изменением представления о геологическом строении и запасах месторождения, несовершенством проектных решений в силу ограниченности и неточности исходной информации. На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добываемой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравниванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта. Задача регулирования на четвертой завершающей стадии — дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др. Поскольку процесс добычи нефти характеризуется гидравлически неразрывной связью системы «пласт —скважины —нефте-газоводосборные трубопроводы — установка подготовки нефти и воды — водотрубопроводы утилизации попутной воды», то пределы и возможности методов регулирования обусловлены ограничивающим действием этих элементов общей системы. Учет их влияния необходим при выборе методов регулирования. Различают технологические, технические и планово-экономические ограничения методов регулирования. К основным технологическим ограничениям можно отнести следующие: число скважин, их размещение и очередность ввода; тип системы заводнения; ограничения по давлению и дебитам скважин. По мере сгущения сетки скважин дебит залежи сначала увеличивается, достигая максимума, а затем может уменьшаться при фонтанной эксплуатации скважин. С разрежением сетки скважин ценность каждой скважины и требования к ее техническому состоянию возрастают, увеличиваются удельные отборы на одну скважину, что приводит к уменьшению «запаса прочности» системы разработки и возможностей маневрирования отборами по скважинам и регулирования процессом разработки. Чем интенсивнее система заводнения, тем выше темпы отбора. Ограничения давления и дебитов скважин определяются условиями фонтанирования скважин (минимальное забойное давление фонтанирования), выноса песка (разрушение слабосцементированного пласта), конусообразования подошвенной воды и верхнего газа, недопущения значительного выделения газа из нефти в пласте (Р30,75Рн), срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа и др. Технические ограничения накладываются системой ППД (максимальные давления и подачи насосов, ограниченность ресурсов воды, мощность установок подготовки воды, оборудования для совместно-раздельной закачки воды и др.); подъемным оборудованием скважин (максимальная производительность); системой сбора и транспорта продукции (максимальная пропускная способность трубопроводов, мощность насосных станций) ; системой подготовки нефти (максимальная производительность установок, зависящая от обводненности и стойкости эмульсии, требований по кондиции товарной нефти); системой очистки и утилизации пластовой попутной воды (мощность установок и пропускная способность). К экономическим ограничениям можно отнести годовой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость и др.). Проявление рассмотренных ограничений связано со стадией процесса разработки и обусловливает выбор метода регулирования. Основными материалами, на которых основываются предложения по регулированию разработки месторождения являются карты разработки и карта изобар. Карта разработки показывает изменение дебитов нефти и воды скважин по площади месторождения. Их строят на основании текущего дебита нефти и воды скважин, непосредственно на карте значение дебита выражается радиусом круга, вычерчиваемого на плане расположения скважин. Радиус круга рассчитывают из условий: (5.1) где q - дебит скважин, м3/сут. Долю нефти в продукции скважин показывают разделением круга на два сектора, которые на карте закрашиваются в два цвета. Соотношение длин дуг секторов определяет доли нефти и воды в продукции скважин. На рис. 5.3 показана принципиальная карта-схема, характеризующая изменение дебита жидкости по скважинам и обводненность продукции скважин. Рис. 5.3. Ката разработки залежи нефти. 1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - контур нефтеностности Не менее важна для регулирования процесса разработки карта изобар, которую строят на основании результатов измерения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах после их остановки. А так как истинное (измеренное) давление еще не определяет направление фильтрации жидкости в пласте, то истинные давления пересчитывают в приведенные, после чего соединением одинаковых значений давления между скважинами плавной кривой получают карту изобар (рис. 5.4). По карте изобар устанавливают основные направления потоков жидкости в пласте. По картам разработки, изобарам, а также графикам, характеризующим изменение добычи нефти, воды, газа, пластового давления во времени оценивают состояние разработки залежи нефти и намечают мероприятия по регулированию разработки для достижения более высокой нефтеотдачи. Рис. 5.4. Карта изобар 5.13. Контроль процесса разработки месторождений. Принятие решений по выбору метода регулирования и установлению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов. Задача контроля — обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представительностью информации, точностью измерений и методом обработки. Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений. Объем информации по месторождению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность - от выбора момента времени (периодичности) и продолжительности проведения измерений в скважине. Для определения объема информации и повышения ее точности следует использовать методы математической статистики, теории случайных функций, теории ошибок и др. Внедрение автоматизированных компьютеризированных систем сбора и обработки информации повысило ее качество и надежность принимаемых решений. Задачи контроля в начальный период эксплуатации сводятся к подготовке исходных данных для составления проекта разработки. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разработки и методов ее регулирования. По применяемым четырем видам контроля процесса разработки можно назвать следующие частные задачи, решаемые нефтепромысловыми службами с применением гидродинамических, геофизических и лабораторных методов: 1. Контроль выработки запасов: учет количества продукции иобъема закачки воды (газа); изучение перемещения ВПК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта). 2. Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля притока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами; изучение изменения физико- химических свойств нефти, газа и воды (в пластовых и поверхностных условиях). Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление негерметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др. Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определение анизотропии, трещинноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др. Контроль должен проходить с определенной периодичностью. При обычной стационарной работе скважин: определение коэффициента продуктивности по методу установившихся отборов по каждой добывающей скважине один раз в три месяца в течение двух-четырех недель; определение коэффициента приемистости по методу установившихся закачек по каждой нагнетательной скважине один раз в три месяца в течение одной-двух недель; определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (при возможности и необходимости определение солености воды, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти) и газового фактора по каждой добывающей скважине один раз в месяц в течение суток; определение объема закачки вытесняющего агента и закачки индикаторов по каждой нагнетательной скважине один раз в месяц или по специально обоснованной программе; определение забойного и устьевого давления по каждой добывающей скважине один раз в неделю. При проведении специальных исследований на скважинах: определение коэффициента продуктивности по методу установившихся отборов по добывающей скважине один-два раза в месяц в течение двух-четырех недель; определение коэффициента приемистости по методу установившихся закачек по нагнетательной скважине один-два раза в месяц в течение одной-двух недель; определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (солености, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти) и газового фактора по добывающей скважине один раз в неделю или чаще; определение закачки вытесняющего агента и индикаторов по нагнетательной скважине один раз в неделю или по специальной программе; исследование глубинными приборами — расходомером, термометром и влагомером добывающей скважины, расходомером и термометром нагнетательной скважины один раз в месяц; определение забойного и устьевого давления у добывающей и нагнетательной скважины один раз в неделю. При необходимости число определений может быть увеличено. Точность определения дебитов, обводненности и давлений должна быть удовлетворительной, позволяющей принимать безошибочные инженерные решения по изменению режима и прекращению работы скважин, а это значит, что точность определения должна быть достаточно высокой. Изменения забойного и пластового давления происходят значительно быстрее, чем связанные с ними изменения коллекторских свойств нефтяных пластов. Поэтому предпочтение отдается исследованию скважин по методу установившихся отборов (закачек). К тому же более медленное исследование позволяет лучше установить взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин и выявить направления движения вытесняющего агента. Основные способы получения информации при контроле — измерение продукции скважин на поверхности, исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины, исследование пластов в разрезе скважин. Следовательно, задачи решаются и по отдельным скважинам (оперативный контроль) и по залежам (месторождениям) в целом (системный контроль). 5.14. Анализ процесса разработки месторождений. В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования. Важная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных. Круг задач анализа определяется в основном режимом работы пласта и стадией процесса разработки. В общем при водонапорном режиме анализ процесса разработки может включать следующие задачи. Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов. Анализ технологических показателей разработки (по месторождению, отдельным объектам и участкам): а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных отборов с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и нагнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распределения добычи флюидов по площади и толщине пласта (соотношения накопленной и текущей добычи и закачки по месторождению и пласту с выделением характерных участков месторождения по интенсивности их разработки); б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, характерных участков месторождения по распределению пластового давления, степени охвата пласта влиянием закачки); в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции; изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды); г) состояния выработки запасов нефти (определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам) 3. Анализ состояния техники добычи: а) фонда скважин по способам эксплуатации (разбивка скважин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуатации и определение условий и времени прекращения фонтанирования скважин, ожидаемого изменения фонда скважин по способам эксплуатации); б) применяемых методов обработки призабойной зоны (выявление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабойной зоны; установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны); в) применяемых способов, технологии и техники эксплуатации скважин и состояния наземного и подземного оборудования (установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа, технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования при механизированном способе добычи; выявление наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости и повышения КПД; оценка пропускной способности насосно-компрессорных труб); г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды (выявление эффективных систем и их технического состояния; наиболее эффективных и экономичных процессов в системах; ограничений по мощности, пропускной способности идавлениям промысловых и магистральных трубопроводов); д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и управления работой оборудования и процесса добычи (установление наиболее эффективных и экономичных систем, границ возможного и целесообразного их применения; оценка эффективности и технического состояния применяемых систем). 4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости (установление динамики, оценка по факторам изменения и по статьям затрат); б) капитальных вложений (установление динамики, оценка по направлениям промыслового обустройства и по удельной величине); в) производительности труда (установление динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам, удельной численности работников, в том числе рабочих); г) рентабельности предприятия (выявление путей повышения рентабельности добычи нефти). Заключительной составной частью анализа следует рассматривать прогноз процесса разработки, связанный с предсказанием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении работ по регулированию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях. |