63370

Управление процессами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Цели, методы, системный принцип

Лекция

География, геология и геодезия

Так к технологическим факторам относятся: 1 сетка скважин; 2 система заводнения; 3 предельные давления и дебиты скважин и проч. Мероприятия по управлению процессами разработки основываются на результатах анализа данных мониторинга и гидродинамических исследований скважин...

Русский

2014-06-19

2.61 MB

5 чел.

Лекция 1

Тема: «Управление процессами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Цели, методы, системный принцип»

1. Под управлением (регулированием) процессами разработки и эксплуатации нефтяных залежей следует понимать комплекс технологических решений по обеспечению проектной нефтеотдачи с учетом технологических, технико-экономических факторов, критериев и ограничений.

Так, к технологическим факторам относятся: 1) сетка скважин; 2) система заводнения; 3) предельные давления и дебиты скважин и проч..

К техническим относятся: 1) максимальные объемы закачиваемого агента и давления; 2) максимальная производительность лифта и подача насосов; 3) максимальная производительность системы сбора и транспорта нефти и газа, подготовки нефти, очистки, утилизации и стока попутных вод.

К технико- экономическим относятся: 1) годовой (месячный) план добычи нефти; 2) себестоимость добычи 1 т нефти и капитальные вложения (чистый дисконтированный доход).

Мероприятия по управлению процессами разработки основываются на результатах анализа данных мониторинга и гидродинамических исследований скважин (т.е. пассивного и активного промысловых экспериментов). Методы анализа – это, в том числе, методы математической теории эксперимента.

Методы управления — это, как правило, виды технологического воздействия на объекты, не связанные с изменением системы разработки и направленные на повышение эффективности разработки месторождения. Поэтому воздействие на залежь выражается в усилении или ослаблении фильтрационных потоков, изменении их направления, вследствие чего и происходит увеличение темпов отборов нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи.

В настоящее время применяют следующие основные методы управления (регулирования) процессом разработки:

1) увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления  (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин);

2) воздействие на призабойную зону скважин (управление продуктивностью) с целью интенсификации притока (приемистости) - гидравлический разрыв пласта, зарезка боковых стволов, кислотные обработки и т.д.

Следует отметить, что указанные мероприятия могут влиять на коэффициент нефтеотдачи вследствие возможного вовлечения в разработку слабопроницаемых зон и слоев, а также приводить к негативным последствиям - прорыв активных и закачиваемых вод  к скважинам и др.  

3)отключение высокообводненных скважин;

  1.  повышение давления нагнетания;
  2.  бурение дополнительных добывающих скважин (в рамках резервного фонда) или возврат скважин с других горизонтов;
  3.  перенос фронта нагнетания;
  4.  использование очагового заводнения;
  5.   применение изоляционных работ (кроме изоляции чужой воды)
  6.  выравнивание профиля притока или приемистости;
  7.   воздействие на призабойную зону скважин с целью интенсификации притока (увеличения гидродинамического совершенства путем гидроразрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, кислотных обработок и т. д.);
  8.  применение новых методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка серной кислоты, ПАВ и др.).

В данном курсе основное внимание будет уделяться технологиям 1, 2, как наиболее распространенным в промысловой практике и доступным при проведении гидродинамических расчетов в соответствии с программой дисциплины.

 

2. Увеличение производительности скважин за счет снижения забойного давления.

Эта технология является основной в промысловой практике. Технология применяется как в фонтанных, так и в механизированных скважинах, в т.ч. при переводе скважин с фонтанного на механизированный способ эксплуатации, при наличии резерва в забойном давлении. При оценке указанного резерва в забойном давлении следует учитывать физические процессы, протекающие в пласте (в первую очередь в околоскважинных зонах), такие как  деформационные, рост газонасыщенности и др.

Метод наиболее эффективен на начальных стадиях разработки. В этом случае основное внимание следует обращать на суммарную добычу по участку, на котором расположены скважины, так как необходимо учитывать интерференцию скважин.

При снижении забойного давления возможно возникновение форсированного отбора жидкости. Под форсированным отбором обычно понимают интенсивный отбор жидкости на стадии значительного обводнения продукции. Существуют границы эффективного применения форсированного отбора, полученные при обобщении промыслового опыта. Наибольший экономический эффект и максимальное увеличение нефтеотдачи за счет форсированного режима получены на небольших по размерам залежах с высокими коллекторскими свойствами, естественным водонапорным режимом и на скважинах с обводненностью продукции ниже, чем средняя на залежи.

Описание основных методов управления процессами разработки и эксплуатации нефтяных месторождений приводятся в Справочном руководстве по проектирования разработки и эксплуатации нефтяных месторождений (Москва “Недра” 1983 г. 464 стр.).

При обосновании эффективности тех или иных методов управления (регулирования) процессами РиЭНМ необходимы предварительные гидродинамические расчеты по моделям пласта, адекватным геолого-промысловым особенностям месторождения (фильтационно-емкостные и физические свойства системы) с использованием современных программных комплексов, т.е. компьютерных технологий.

3. Учет интерференции скважин

Явление взаимодействия скважин имеет место в гидродинамически единой области пласта,   когда   импульсы   пониженного   либо   повышенного   давления,   вызванные   изменениями режима работы скважин, распространяются в виде волн, поскольку пластовые системы обладают упругими свойствами. Пуск в работу как добывающих, так и нагнетательных, остановка скважин либо перевод их на другой режим работы вызывают в пласте соответствующие импульсы давления.

Например, интерференция добывающих скважин проявляется в том, что с увеличением числа работающих скважин снижается дебит, приходящийся на одну скважину.

При интерференции изменяется распределение фильтрационных потоков в пласте. Изменение режима закачки либо отбора по некоторым скважинам может привести к нежелательным последствиям. Например, может снизиться пластовое давление на контуре питания реагирующих скважин, увеличиться обводненность продукции скважин и. т.д.

Современные компьютерные технологии позволяют с достаточной надежностью прогнозировать те или иные проявления интерференции скважин что позволяет практически исключить нежелательные изменения фильтрационных потоков и проводить технологические мероприятия в соответствии с выбранными приоритетами или критериями оптимальности.

На рисунках 1,2,3 показаны пунктирными линиями кривые распределения давления для каждой из скважин, если бы они работали в отдельности. Суммарная кривая (сложение депрессионных воронок) имеет точку максимума. Давление в этой точке принимается пластовым, а градиент давления равен нулю, т.е. скорость фильтрации тоже равна нулю. Показаны также застойные зоны пласта (пунктир).

При снижении забойного давления на одной из скважин (возмущающей) точка максимума перемещается ближе к 2 скважине и, таким образом су-щественно изменяются размеры области влияния каждой скважины и  разме-ры застойных зон пласта (рис. 2). Таким образом, изменяя целенаправленно режимы работы скважин, можно влиять на охват запасов нефти сеткой скважин.

Рис. 1 – Поле давлений в пласте при работе добывающих скважин с одинаковыми забойными давлениями

Рис. 2. - Поле давлений в пласте при работе добывающих скважин с разными забойными давлениями.

При вытеснении нефти водой (рис. 3) величина пластового давления увеличилась и, следовательно, возросли дебиты добывающих скважин. Застойные зоны сократились, в результате увеличения среднего градиента давления. Появился фронт вытеснения нефти закачиваемым агентом, например водой, который перемещается к добывающим скважинам.

 

Рис. 3. - Схема распределения давления в пласте при наличии 3 скважин, одна из которых - нагнетательная.

Для оценки интерференции скважин обычно используют допущения о режимах работы скважин.

Режим постоянного забойного давления (депрессии) предполагает работу скважин при поддержании забойных давлений следовательно, депрессий (репрессий для нагнетательных скважин) постоянными. Примером является эксплуатация скважин при фонтанно-газлифтном способе подъема жидкости до устья скважин.

Режим постоянного дебита предполагает работу скважин при поддержании их дебита по жидкости постоянным. Насосные способы подъема жидкости обеспечивают работу скважин на данном режиме.

На рис. 4 приведена характеристика двух вариантов компоновки скважинного оборудования – базового и оптимального. Как видно, при изменении пластового давления в обоих случаях дебит скважины изменяется незначительно (режим заданных дебитов); причем в оптимальном режиме указанное изменение выше.

Характеристическая кривая фонтанной скважины (зависимость давления у башмака НКТ от дебита) имеет вид, характерный для режима заданного забойного давления: при снижении пластового давления забойное давление практически не изменяется.

Рис. 4 - Характеристика двух вариантов компоновки скважинного оборудования – базового и оптимального.

 В случае режима  постоянного  дебита для  определения депрессий по скважинам можно использовать соотношение:

,                                                                      (1)

где аij - коэффициент влияния по забойному давлению, который показывает на сколько единиц изменится забойное давление в реагирующей j - ой при изменении дебита возмущающей i - ой скважины на одну единицу.

При управлении продуктивностью скважины с применением гидравлического разрыва пласта (ГРП) видно, что при проведении ГРП увеличивается не только дебит скважины, но и закачка (рис. 5, табл. 1). При этом проведение ГРП для интенсификации работы нагнетате5льных скважин способствует увеличению накопленной добычи нефти (табл. 1).

Гидродинамические расчеты проведены для 5-точечного элемента заводнения, Sс=36 га/скв., размер ячейки 12,5 м. Моделирование осуществляется заданием отрицательного SKIN. Базовый коэффициент нефтеизвлечения, а также после проведения ГРП в данном случае одинаковые (что в большинстве случаев не отражает  реальность); КИН равен 0,282. Фильтрационно-емкостные и физические свойства соответствуют низкопроницаемому пласту ВК-1 Западной Сибири.

На рис 6 приведена трехмерная проекция участка пласта, причем трещина моделирована заданием зоны высокой проводимости (а не отрицательным SKIN-фактором). В этом случае возможно учесть влияние параметров технологии (рис. 5, табл. 2). При задании зоны высокой проводимости можно также учесть изменение коэффициента охвата пласта при проведении ГРП, что в конечном итоге может привести как к увеличению, так и к уменьшению КИН по сравнению с базовым. Кроме того, лишь при исследовании работы группы скважин можно оценить интерференцию, в частности снижение пластового давления,  и обосновать комплекс ГТМ.

Рис. 5 – Параметры технологии ГРП.

Таблица 1 – Динамика накопленной добычи нефти.

Варианты

Накопленная добыча, м3

1 мес

12 мес

60 мес

1

728

6600

30900

2

956

7680

34208

3

956

7768

35776

  1.  Базовый вариант
  2.  ГРП в добывающей скважин
  3.  ГРП в добывающей и нагнетательной скважинах

Рис. 6. -Трехмерная проекция фрагмента пласта при детальном моделировании трещины

Таблица 2 - Эффективность ГРП при различных технологиях (проницаемость пласта 0.1 мД)

Длина трещины (2l)

Относительный дебит Q1/Q0

40

2,5

100

3

200

3,5

400*

4

При проницаемости пласта 10 мД и прочих равных параметрах относительный дебит меняется от 1,3 до 1,5

PAGE  3

EMBED Photoshop.Image.6 \s

EMBED Photoshop.Image.6 \s


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

20151. Оптико-механические однокоординатные приборы работающие по принципу сравнения с концевой мерой 73 KB
  Методы исследовательских испытаний на надёжность. для исследования надёжности приборов значение имеют неразрушающие методы испыт: метод акустической эмиссии кот. методы базир. методы базир.
20152. Оптические однокоординатные приборы, работающие по принципу сравнения с концевой мерой 123.5 KB
  Последний может поворачиваться на оси 9 обеспечивая возможность наблюдения необходимого участка шкалы через середину окуляра при минимальных оптических искажениях. При освещении белым светом на фоне шкалы видна одна черная ахроматическая полоса и по обе стороны от нее несколько окрашенных полос убывающей интенсивности. Интерференционные полосы при освещении монохроматическим светом используются для определения цены деления шкалы прибора и для его поверки. Для получения необходимой цены деления с задаются к интерференционных полос и...
20153. Нормативно-правовые акты об охране труда 95.5 KB
  Основные законодательные акты об охране труда. Конституция Украины как основной источник охраны труда. Кодекс законов о труде Украины. Основные положения Закона Украины Об охране труда. Подзаконные нормативно- правовые акты, регулирующие вопросы охраны труда. Локальные нормативно- правовые акты в сфере охраны труда.
20154. Проекторы 61 KB
  Применение совмещенного изображения . проектор оптикомеханический или оптикоцифровой прибор позволяющий при помощи источника света проецировать изображения объектов на поверхность расположенную вне прибора на экран. Для поддержания картинки не требуется постоянного питания энергия расходуется только в момент изменения изображения. Оптикомеханическая система развёртки изображения и система фокусировки расположены в проекционной головке которая соединяется с источником лазерного излучения при помощи гибкого оптоволоконного кабеля.
20155. Микроскопы 111 KB
  1 освещается источником света 1 через конденсор 2 и преломившись в объективе световой поток дает нам изображение которое будет увеличенным действительным но перевернутое. Если в плоскости изображения предмета поместить экран в виде стеклянной пластины то оператор увидит через окуляр в плоскости этой пластины обратное изображение предмета которое по сравнению с изображением будет еще увеличенным но уже мнимым.ИЗО2 ОГУ22 эта головка двойного изображения которая используется для измерений расстояния между осями отверстий. Если...
20156. Классификация КИМ и область применения 74 KB
  1 Ручной трехкоординатный прибор ОУ отсчетное устройство; ЦПМ принтер Все операции связанные с измерением детали на ручном типе КИМ выполняются оператором вручную. Типичными операциями для такого типа машин являются: измерение межцентровых расстояний; определение расстояний между плоскостями; определение координат точек плавных криволинейных поверхностей и др. В настоящее время такой тип машин практически не выпускается. КИМ данного типа обеспечивают высокую точность измерения но обладают низкой производительностью поэтому не нашли...
20157. Узлы координатных перемещений и измерительные преобразователи КИМ 33.5 KB
  Трехкоординатные измерительные приборы предназначены для измерения и контроля размеров корпусных деталей блоки цилиндров корпуса насосов для контроля штампов прессформ для подготовки программ к станкам с ЧПУ. Измерительные системы координатных перемещений предназначены для отсчета перемещения подвижных узлов ТИП при измерении координат точек. Подавляющее большинство ТИП до 80 оснащено фотоэлектрическими измерительными системами имеющими растровые измерительные линейки штриховые меры.
20158. Устройства взаимодействия с измеряемой деталью КИМ 221.5 KB
  Три группы устройств: жесткие щупы; щуповые головки; оптические и проекционнооптические устройства. Щуповые головки являются одним из основных узлов и они в равной степени с измерительным преобразователем и узлами координатных перемещений участвуют в измерении координат точек и определяют точность универсальность и производительность КИМ. Щуповые головки дают возможность автоматизировать процесс измерения на КИМах. Все щуповые головки по принципу функционирования подразделяются на 2е большие группы: щуповые головки нулевыеголовки...
20159. Приборы для измерения угловых величин. Автоколлиматоры. Гоннометры. ОДГ 308 KB
  Изображение секундной и минутной шкал наблюдается с помощью окуляра 6 через полупентопризму 13 которая из мнимого изображения делает действительное. Неподвижный узел сетка с минутной шкалой и указателем секундной шкалы. Изображение марки отразившись от зеркала 1 попадает между штрихами минутной шкалы и в процессе измерения его совмещают с ближайшим штрихом минутной шкалы. Смещение Δ измеряется по секундной шкале жестко связанной с линзой относительно указателя на минутной шкале и т.