Естественные режимы работы пластов. Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения

Вопрос 1.

Объект разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки. Системы разработки многопластовых месторождений.

Под эксплуатационным объектом (ЭО) понимают пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно. ЭО, в который объединяется несколько пластов одной залежи или несколько залежей различных продуктивных пластов следует называть многопластовым ЭО.

Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие 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.

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы(Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки)???:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку 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 оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, несообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать 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 вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно 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 различная технология извлечения нефти и газа.

4. 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 разделов) 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.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов.

По лекциям:

При выделении объекта разработки следует учитывать 5 групп факторов:

1. Геолого-промысловые

1) Возможность и однозначность расчлениения разреза м/р, корреляция отложений и выделение продуктивных пластов

2) Литологическая характеристика продуктивных пластов

3) Общая, эффективная и нефтенасыщенная толщина продуктивных пластов

4) Коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным

5) Результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами

6) Физико-химические свойства нефти, газа и воды

7) Толщина промежуточных толщ м/у продуктивными пластами, толщина покрышек

8) Методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазонасыщенности

9) Запасы нефти и газа в продуктивных и их соотношение по разрезу м/р

10) Первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу м/р

11) Гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

2. Гидродинамические

При выделении ЭО гидродинамические расчеты применяются для решения задач:

1) Установление годовой добычи п залежи каждого пласта

2) Определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки

3) Установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один ЭО продуктивных пластов

4) Оценка динамики добычи нефти, воды в целом по м/р

5) Расчет обводнения скважин, залежей и ЭО

6) Определение продолжительности отдельных стадий разработки м/р

7) Нахождение оптимального уровня добычи нефти по м/р с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий

3. Технические:

1) Способ и технические возможности эксплуатации. не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различными способами эксплуатации

2) Выбор диаметра эксплуатационных колонн

3) Выбор диаметра НКТ и т.д.

4. Технологические

1) Выбор сетки добывающих скважин каждого ЭО

2) Выбор метода ППД

3) Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи

Многопластовые залежи можно разрабатывать:

1. Объединяя пласты в один эксплуатационный объект (если это разумно или возможно)

2. Если нельзя объединить, то выделяем несколько объектов и применяем:

2.1 последовательную систему разработки

2.2 самостоятельную сетку скважин на каждый пласт

2.3 одновременно-раздельную эксплуатацию

Последовательная система разработки может быть применена в том случае когда пласты разрабатываемые неравноценны по запасам и по продуктивности скважин.

В этом случае выделется базисный объект, разбуривание ведется в первую очередь на него и после выработки запасов из базисного объекта осуществляется уже разработка возвратного пласта, который залегает выше базисного. После выработки запасов ставится цементный мост и переходят на вышезалегающий (возвратный), перфорируют его и разрабатывают, поэтому система и называется последовательной.

Недостатки:

- увеличивается срок разработки месторождения

- происходит снижение продуктивности при эксплуатации возвратного объекта

Когда пласты равнозначны по запасам, но различаются по геолого-физическим критериям, технологическим возможностя разработки, то в этом случае каждый объект разрабатывается самостоятельной сеткой скважин

Недостатки:

- высокие капитальные и эксплуатационные затраты вследствие большого фонда скважин

Наиболее эффективной системой разработки является система когда осуществляется одновременно-раздельная эксплуатация с использованием специального оборудования.

Преимуществами данной технологии экспуатации являются:

1.Сокращение срока разработки м/р

2.Ускореный ввод в разработку м/р

3.Высокая продуктивность скважин

4.Снижены капитальные и эксплуатационные затраты

Несмотря на преимущества эффективность данной технологии остается невысокой. Основной причиной является отсутствие надежного оборудования, выпускающегося в промышленных масштабах.

Основные требования к ОРЭ:

- разобщенность пластов в эксплуатации

- разобщение добываемой продукции

- возможность постоянного контроля за процессом добычи

- регулирование раздельного учета продукции

- насосное оборудование должно характеризоваться высокой наработкой на отказ

Основными недостатками разработки нескольких пластов одной скважиной является дороговизна и конструктивная сложность оборудования.

Вопрос 2.

Центробежные насосы для перекачек нефти. Схемы обвязки (параллельная, последовательная, комбинированная). Регулирование режимов работы ц.н. Кавитация и помпаж. способы предупреждения. Эксплуатация ц.н.

Вращаясь, рабочее колесо сообщает круговое движение жидкости, находящейся между лопатками. Вследствие возникающей центробежной силы жидкость от центра колеса перемещается к внешнему выходу, а освободившееся пространство вновь заполняется жидкостью, поступающей из всасывающей трубы под действием создаваемого разрежения.

Иногда возникает ситуация, когда один насос не в состоянии обеспечить необходимого расхода жидкости, либо экономически выгодно или конструктивно приемлемо использование нескольких агрегатов. В таких случаях используют насосы, соединенные параллельно, или последовательно.

Параллельным соединением называют такую коммутацию, при которой несколько насосов осуществляют подачу в один общий напорный коллектор или нагнетательный трубопровод. При подборе насосов для параллельной работы следует учитывать множество факторов, наиглавнейшим из которых является т.н. равенство напоров. Т.е. включаемые по параллельной схеме насосы в идеале должны иметь одинаковые напоры и подачу, в противном случае один из агрегатов, имеющий меньшие характеристики, будет вынужден преодолевать сопротивление давления напорного трубопровода, вследствие чего его КПД будет постепенно снижаться и в определенный момент станет равным нолю, т.е. он будет работать "в холостую".

В случаях, когда необходимо объединить параллельную работу разных по характеристикам насосов, то их коммутируют таким образом, чтобы менее мощный насос в момент достижения напора величины, находящейся вне характеристик насоса, отключался. Либо путем регулирования уменьшают напорные характеристики более мощного насоса, уравнивая их с рабочим диапазоном менее мощного насоса.

Последовательным называют такое соединение, при котором жидкость, получившая энергию от насоса, подается во всасывающий патрубок следующего агрегата. В таких случаях увеличение напора происходит ступенчато, от насоса к насосу. Поэтому насосы, соединенные по такому принципу, делят на агрегаты первой, второй, и т.д. ступеней.

При последовательном подключении насосов необходимо учитывать прочность корпуса агрегатов второго и последующих уровней, т.к. не все насосы в состоянии выдерживать избыточное давление в течение длительного времени. Кроме того, запорная арматура в таких схемах подвергается гидравлическим ударам, поэтому также требует повышенной прочности.

Кавитация представляет собой комплекс следующих явлений: - выделение пара и растворенных газов из жидкости в тех областях, где давление жидкости равно или меньше давления насыщенных паров ее.- местное повышение скорости движения жидкости в том месте, где возникло парообразование, и беспорядочное движение жидкости. - конденсация пузырьков пара, увлеченных потоком жидкости в область повышенного давления. Конденсация каждого из пузырьков приводит к резкому уменьшению объема и гидравлическому удару в микроскопических зонах; однако «бомбардировка» этими ударами большой площади кавитируемой поверхности приводит и к большим площадям разрушения. Многократно повторяющиеся механические воздействия при конденсации пузырьков вызывают механический процесс разрушения материала колеса, что является наиболее опасным следствием кавитации. - химическое разрушение металла в зоне кавитации кислородом воздуха, выделившегося из жидкости при прохождении ее в зонах пониженного давления. Этот процесс носит название коррозии. Коррозия, действующая одновременно с цикличными механическими воздействиями, снижает прочность металла.

Помпаж - это ненормальный, недопустимый, неустойчивый режим работы центробежного насоса, при котором наблюдаются быстрые периодические колебания подачи и напора. Помпаж обычно сопровождается шумом, ударами в насосе и трубопроводе, тряской трубопровода и насоса.

После пуска необходим периодический контроль за работой смазочных устройств, за показаниями манометра и мановакууметра и поступлением жидкости в уплотняющие устройства. Наблюдают за работой сальника, а при большом пропуске воды сальник подтягивают, предварительно остановив насос. При работе насоса колебания стрелок манометра и вакууметра должно быть плавным и без бросков. Протечки через уплотнительный сальник не должна превышать 30-40 капель в минуту.

Вопрос 3.

Естественные режимы работы пластов. Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения.

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемеще­ние нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: напор контурной воды под действием ее мас­сы; напор контурной воды в результате упругого расширения поро­ды и воды; давление газа газовой шапки; упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа; сила тяжести нефти. При пре­обладающем проявлении одного из названных источников энергии соответственно различают режимы нефтяных залежей: водонапор­ный, упруго-водонапорный, газонапорный (режим газовой шапки), растворенного газа, гравитационный.

При водонапорном режиме основным видом энергии является напор краевой воды, которая внедряется в залежь и относительно быстро полностью компенсирует в объеме залежи отбираемое количество нефти и попутной воды. В процессе эксплуатации залежи в ее пределах происходит движение всей массы нефти, объем залежи постепенно сокращается за счет подъе­ма ВНК.

При этом режиме с целью уменьшения отборов попутной воды из пласта в скважинах, пробуренных вблизи ВНК или в его пределах, нижнюю часть нефтенасыщенного пласта обычно не перфоририруют.

Режим свойственен залежам, приуроченным к инфильтрационным водонапорным системам, при хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной зоной пласта и с областью питания. Значительная разница между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, обеспечивающая превышение текущего пластового давления над давлением насыщения на протяжении всего периода разработки и сохранение газа в растворенном состоянии.

Водонапорный режим отличают следующие особенности ди­намики показателей разработки:

- тесная связь поведения динамического пластового давле­ния с величиной текущего отбора жидкости из пласта - относи­тельно небольшое снижение его при увеличении отбора, неизмен­ная величина при постоянном отборе, увеличение при уменьше­нии отбора, восстановление почти до начального пластового дав­ления при полном прекращении отбора жидкости из залежи; об­ласть снижения давления обычно ограничивается площадью залежи;

- практически неизменные на протяжении всего периода разработки средние значения промыслового газового фактора;

- достигаемый высокий темп годовой добычи нефти в период стабильной добычи нефти, называемый II стадией разра­ботки, - до 8-10% в год и более от начальных извлекаемых запасов (НИЗ); отбор за основной период разработки (за первые три стадии) около 85-90 % извлекаемых запасов нефти;

- извлечение вместе с нефтью в период падения добычи не­фти попутной воды, в результате чего к концу разработки отноше­ние накопленных отборов воды и нефти (водонефтяной фактор -ВНФ) может достигать 0,5-1,0.

При водонапорном режиме достигается наиболее высокий коэффициент извлечения нефти - до 0,6-0,7. Это обусловлено спо­собностью воды, особенно пластовой минерализованной, хорошо отмывать нефть и вытеснять ее из пустот породы-коллектора, а так­же сочетанием исключительно благоприятных геолого-физических условий, в которых действует рассматриваемый режим.

Упруговодонапорный режим - режим, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, но в отличие от водонапорного режима основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. При этом режиме отбор жидкости не полностью ком­пенсируется внедряющейся в залежь водой. В результате сниже­ние давления в пласте постепенно распространяется за пределы залежи и захватывает большую область водоносной части пласта. В этой области происходит соответствующее расширение породы и пластовой воды. Коэффициенты упругости воды и породы незна­чительны, однако при больших размерах области сниженного давления, во много раз превышающих размеры залежи, упругие силы пласта служат источником значительной энергии.

Доля нефти, добываемой за счет упругости нефтеносной об­ласти пласта, обычно невелика в связи с небольшим объемом зале­жи относительно водоносной области

Упруговодонапорный режим может проявляться в различных геологических условиях. Им могут обладать залежи инфильтрационных водонапорных систем, имеющие слабую гидродинамическую связь (или не имеющие ее) с областью питания вследствие большой удаленности от нее, пониженной проницаемости и значительной неоднородности пласта, повышенной вязкости нефти, а также вследствие больших размеров залежи и соответственно значитель­ных отборов жидкости, которые не могут полностью возмещаться внедряющейся в залежь пластовой водой.

Так же как и при водонапорном режиме, обязательным условием является превышение начального пластового давления над давлением насыщения

Перфорация нефтенасыщенной ча­сти пласта выполняет­ся, как и при водона­порном режиме.

На протяжении всего периода разработки промысловый газовый фактор остается посто­янным вследствие превышения пластового давления над давлени­ем насыщения. На протяжении всего периода разработки про­исходит снижение пластового давления; по мере расширения об­ласти снижения давления вокруг залежи темп падения давления постепенно замедляется, в результате отбор жидкости при падении давления на 1 МПа во времени постепенно возрастает.

Рис. 54. Зависимость динамического пластового давления р_пл от накопленной добычи жидкости Q_ж при упруговодонапорном режиме нефтяной залежи с начала ее разработки.

Размеры законтурной области: 1 — большие; 2 — небольшие; 3 — законтурная область практически отсутствует

Интенсивность замедления падения давления при этом зависит от размеров законтурной области залежи (рис.54)

При высокой продуктивности залежей режим может обес­печивать значительные коэффициенты извлечения нефти и темпы разработки. Темп добычи нефти при упрутоводонапорном режиме на II стадии разработки обычно не превышает 5 -7% в год от НИЗ. К концу основного периода разработки обычно отбирается около 80% извлекаемых запасов, добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапор­ном режиме. Значение водонефтяного фактора к концу разработ­ки может достигнуть 2-3. Значения конечного коэффициента из­влечения нефти обычно не превышают 0,5-0,55.

Газонапорный режим- это режим нефтяной части газонеф­тяной залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под дей­ствием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате сни­жения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК. Процесс расширения газовой шапки может несколько активи­зироваться в связи с поступлением в нее газа, выделяющегося из нефти, поскольку в давление насыщения часто близко к начальному пластовому; при высокой вертикальной проницаемости пласта газ частич­но пополняет шапку.

Режим в чистом виде может действовать в залежах, не имею­щих гидродинамической связи с законтурной областью, или при весьма слабой активности краевых вод. Геологические условия, способствующие про­явлению газонапорного режима: наличие большой газовой шапки, обладающей достаточным запасом энергии для вытеснения нефти; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницае­мость пласта по вертикали; малая вязкость пластовой нефти (не более 2-3 МПа·с).

Объем нефтяной части залежи при ее разработке сокращает­ся в связи с опусканием ГНК. Размер площади нефтеносности оста­ется постоянным.

С целью предотвращения преждевременных прорывов газа в нефтяные скважины в них перфорируют нижнюю часть нефтенасыщенной толщины, т.е. отступают от ГНК.

При разработке залежи в условиях газонапорного режима пла­стовое давление постоянно снижается. Темпы его сни­жения зависят от соотношения объемов газовой и нефтяной час­тей залежи и от темпов отбора нефти из пласта. Темпы годовой добычи нефти в процентах от НИЗ на II стадии могут быть доволь­но высокими - примерно такими же, как и при водонапорном режи­ме. Однако следует учитывать, что в этом случае темпы рассчитыва­ют исходя из меньших извлекаемых запасов, поскольку коэффици­ент извлечения нефти при газонапорном режиме достигает при­мерно 0,4. Сравнительно невы­сокое значение коэффициента извлечения нефти объясняется не­устойчивостью фронта вытеснения (опережающим перемещением газа по наиболее проницаемым частям пласта), образованием кону­сов газа, а также пониженной эффективностью вытеснения нефти газом по сравнению с водой. По мере опускания ГНК в скважины посту­пает газ из газовой шапки, происходит выделение газа из нефти и значение газового фактора начинает резко возрастать, что приво­дит к снижению уровня добычи нефти. Добыча нефти осуществля­ется практически без попутной воды.

Режим растворенного газа - режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется из раствора и пузырьки окклюдированного газа, расширяясь, вытесняют нефтьк скважинам. Режим в чистом виде проявляется при отсутствии влияния законтурной области, при близких или равных значениях на­чального пластового давления и давления насыщения, при повы­шенном газосодержании пластовой нефти, при отсутствии газо­вой шапки.

В процессе разработки происходит уменьшение нефтенасыщенности пласта, объем же залежи остается неизменным. В связи с этим в добывающих скважинах перфорируют всю нефтенасыщенную толщину пласта.

Пластовое давле­ние интенсивно снижается на протяжении всего периода разра­ботки, в результате чего разница между значениями давления насы­щения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. С увеличением количества выделяющегося газа фазовая проницаемость для него возрастает и значение промыслового газо­вого фактора увеличивается до значений, в несколько раз превы­шающих пластовое газосодержание. Вследствие дегазации пластовой нефти происхо­дит уменьшение и промыслового газового фактора до нескольких кубометров на 1 м³. В общей сложности за весь период разработки среднее значение промыслового газового фактора намного (в 4-5 раз и более) превышает начальное газосодержание пластовой не­фти. Добыча нефти после достижения ее максимального уровня сразу же начинает снижаться, т.е. II стадия разработки продолжает­ся обычно всего один-два года. Нефть добывают практически без воды.

Для режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно, чем при режимах с вытеснением нефти водой. Конечный коэффициент извлечения нефти не превышает 0,2-0,3, а при небольшом газосодержании нефти име­ет и меньшие значения - 0,10-0,15.

Гравитационный режим - это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими ее видами залежь не обладает. Режим может быть природным, но чаще проявляется после завершения действия режима растворен­ного газа, т.е. после дегазации нефти и снижения пластового давле­ния. Его проявлению способствует значительная высота залежи. Нефть в пласте стекает в пониженные части залежи. Дебит сква­жин в целом низок и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта. Дебит присводовых скважин постепенно уменьшается в результате «осушения» пласта. По той же причине сокращается объем залежи. Нефть отбирается очень низкими темпами - менее 2-1 % в год от начальных извлекае­мых запасов. Силы тяжести в пласте действуют очень медленно, но за их счет в течение длительного времени может быть достигнут высокий коэффициент извлечения нефти — с учетом коэффици­ента извлечения, полученного при предшествующем режиме ра­створенного газа, вплоть до 0,5.

При прогрессивных системах разработки, когда она завершается при высоком пластовом давлении, гравитационный режим практически не проявляется. КИН обычно 0,1 – 0,2.