100...200м між нагнітальними і видобувними свердловинами, перфорують свердловини в середній частині продуктивного пласта, забезпечують максимально можливий темп нагнітання теплоносія (пари
100...250 т/добу і більше), теплоізолююгь труби, теплогенератор максимально наближують до свердловин та Ін.
Тепловтрати у стовбурі свердловини обмежують сферу застосування методів нагнітання пари і гарячої води в пласти до глибини залягання 700... 1500 м, а в разі нагнітання води як терморозчинника глибина має бути понад 1700...1800 м через потребу у створенні високого тиску в пласті. Теплоносій нагнітають у вигляді нагрітої облямівки розміром понад 0,З..Д4 об'єму оброблюваного пласта, а потім форсовано проштовхують ЇЇ по пласту холодною водою, яка нагрівається теплотою, що акумулювалася в пласті за тепловим фронтом витіснення.
Пароііикяічні оброблення (стимуляції) видобувних свердловин передбачають нагнітання пари у свердловину протягом 15...25 діб в
з
об’ємі 30...100 м на 1 м товщини пласта. Полім закривають свердловину на 5... 15 діб для перерозподілу теплоти і протигшинного витіснення нафги з малопроникних пропластків. Після цього свердловину експлуатують до граничного рентабельного дебіту нафти протягом
2...3 місяців. Повний цикл займає 3...5 міс. і більше. Звичайно всього буває 5...8 циклів за 3...4 роки зі збільшенням тривалості кожного.
У зв’язку з тим, що теплота через тепловтрата переноситься в пласті на
невелику глибину, то густота сІлси свердловин має бути не більшою
4 2 * *
(1-2)х10 м /свердл. За всі цикли на 1 т нагнітальної пари видобувають
у середньому 1,5...2т нафти (зі зменшенням від 10... 15 до 0,5...1 т).
Обладнання охоплює парогенераторне або водонагрівальне усгат- ковання, поверхневі комунікації (трубопроводи, компенсатори температурних деформацій), обладнання гирла і внутрішньосвердловинне обладнання. Воду можна підігрівати за допомогою серійних нагрівальних пристроїв, парових і теплофікаційних котлів, мережевих підіг- рівачів, економайзерів і стаціонарних котелень. Для отримання і нагнітання пари в пласт є блочні пересувні парогенератори! усталювання вітчизняного виробництва типу УПГТ-9/120 МУ-1, УПГ-60/160, УПГ-50/60, які забезпечують теплопродуктивність 22,2... 144 ГДж/год, паропродуктивність 9...10 т/год, робочий тиск на виході 6...16 МПа; ступінь сухості пари 0,8. Загальна маса усталювання 38...98 т.
Умовами зниження втрат теплота і температурними розширеннями елементів свердловини зумовлюється підбір обладнання гирла і внутрішньо-свердловинного обладнання, яке містить арматуру гирла типу АП (засувка, сальник гирла, шарнірний пристрій гирла і стовбурний шарнір), колону НКТ, термостійкий пакер з внутрішньо- свердловинним компенсатором температурних деформацій або з сальником гирла, колонну сальникову головку. У разі нагнітання води з невисокою температурою використовується таке ж обладнання сверд ловин, як і для заводнення.
Ускладнення в експлуатації свердловин під час нагнітання теплоносія можуть бути зумовлені винесенням піску, утворенням емульсії, передчасними проривами пари, нагріванням обсадної колони і видобувного обладнання. Для попередження цих явищ здійснюють кріплення порід привибійної зони, обмежують відбори аж до зупинок свердловин і ін.
Внутрішньопластове горіння
Суть процесу полягає в утворенні у нафтовому пласті високотемпературної зони, в якій теплота генерується внаслідок екзотермічних окислювальних реакцій між частиною наф™, яка міститься в пласті, і киснем, та яка перемішується по пласту від нагнітальної до видобувних свердловин нагнітанням окислювача (повітря або суміші повітря та води). Вигоряє 5... 15% запасів нафіи (точніше коксоподібні залишки найважчих її фракцій). На це потрібно
300...500 м3 повітря.
Для перенесення теплоти в область, що передує фронту горіння, разом з повітрям нагнітають воду (поєднання внутрішньопластового горіння з заводненням). За співвідношенням втрат води і повітря розрізняють сухе (відсутнє нагнітання води), вологе (нагнітають води до 2...3 л/м3) і надвологе (те ж понад 2...3 л/м5) горіння. Додавання води сприяє зменшенню витрати повітря (в І,5...3 рази), зростанню швидкості руху фронту (в 1,5...2 рази) І зниженню температури горіння (від 500.„540до260°С/
Механізм нафтовилучення базується на витіснювальній здатності високотемпературного пароводяного валу, газоподібних продуктів горіння (вмішують до 10...20% ССу та Ін. Коефіцієнт охоплення пласта по товщині становить 0,6...0,7, а коефіцієнт нафтовилучення -
0, 4...0,6, причому це в 2...3 рази вище, ніж можна дістати іншими методами за динамічного коефіцієнта в’язкості нафти близько 100 мПас.
Технологія процесу така. Спочатку компресорами нагнітають повітря. Якщо протягом перших місяців не виявляють ознак екзотермічних реакцій (за даними аналізів газу і температури в сусідніх видобувних свердловинах), тоді починають ініціювати горіння.
Його можна здійснити одним із методів а) електричним вибійним електронагрівачем, який опускають у свердловину на кабелі і обдувають повітрям, б) вибійним газовим пальником, який опускають у свердловину на двох концентричних радах труб (для окремого подавання палива і повітря), суміш запалюють електричним способом (іскровий чи накалюванням спіралі), хімічними засобами або ракетним патроном, в) використанням теплоти хімічних окислювальних реакцій певних речовин (пірофорів), г) подаванням каталізаторів окислення нафти Самозаймання характерне лише деяким нафтам Після утворення фронту горіння у привибійній зоні нагнітальної свердловини далі його підгримують й переміщують по пласту нагнітанням повітря Необхідно передбачити постійно зростаючу витрату повітря відповідно до розширення фронту горіння (збільшується об’єм зони горіння) і віддалення його від нагнітальної свердловини Гирловий тиск нагнітання повітря в 1,5 2 рази є вищим вщ пластового тиску Воду і повітря подають циклічно з періодами до доби, а потім запомповукль лише воду
Для технічної реалізації внуїрішньопласгового горіння випускають напівпересувне обладнання типу ОВГ (ОВГ-1М, 0ВГ-72/220М), до якого входять компресорні і насосні станції, електронагрівач, автотрансформатор, станція управління, обладнання гирла нагнітальної свердловини ОГВГ і ін
Технологічну схему запомповування робочих агентів і збирання продукції показано на рис 3 8 Видобувний газ містить велику кількість азоту, оксиду вуглецю, сірчистого і вуглекислого газу, а іноді сірководню, внаслідок чого він може виявитися непридатним для використання в господарстві Тому з метою охорони довкілля його потрібно спалювати, але краще видобувати із нього токсичні компоненти спеціальними поглиначами
|
'-В, |
МіГсМ |
Рисунок3 8- Технологічна схема запомповування робочих агентів і збору продукції під час внутрішньо пластового горіння І - повітря, П- вода, III продукція свердловин, IV суміш газів, V —паливо для дозгоряння, VI - нафта, 1 компресорна станція, 2 — насосна станція дія води, 3 - повітряні водорозподільні пункти, 4 - нагнітальна свердловина, 5 - видобувні свердловини, 6 — гпсковловлювач, 7 - вимірне устаткування, 8 - піч для шляхового підігрівання продукції свердловини, 9 - депульсатор - вузол попереднього відбору газу, 10 - сепаратор, 11 - пристрій для спалювання газу, 12 - буферна ємність, 13 - насосна станція для нафти |
Ускладнення під час експлуатації пов’язані з інтенсифікацією винесення породи (для попередження здійснюють кріплення порід привпбійної зони шляхом коксування частини нафти, встановлення фільтрів), корозією підземного і наземного обладнання (забезпечують подавання інгібіторів корозії в затрубний простір), нагріванням видобувного обладнання (нагнітають воду в затрубний простір, відключають свердловини), передчасними проривами газів (здійснюють вибіркове розкриття продуктивних пластів, регулювання відборів і нагнітання), утворення стійких водонафтових емульсій
Проектування процесу здійснюється шляхом спільного розв’язування термо- і гідродинамічних задач При цьому визначають питому кількість коксоподібного палива, питомі втрати повітря і кінематичні параметри окислення нафти, час, що необхідний для створення фронту і оріння шляхом самозаймання нафта і для підігрівання привибійної зони пласта до температури займання палива, технологічні показники розробки покладу (витрата повітря, приймаль- ність нагнітальних свердловин і тиск нагнітання, розміри пароводяної і випаленої зон, зміна дебіту нафти в часі, коефіцієнт нафтовилучення).
Теплові методи застосовано на родовищах Бориславського і Чернігівського нафтопромислових районів.
Контрольні питання
1. Назвіть і поясніть найперспективніші методи підвищення нафтовилучення та умови їх застосування.
2. Охарактеризуйте переваги і недоліки використання стічних вод для ППТ.
3. За якими технологічними схемами може здійснюватися нагнітання води в поклад?
4. Поясніть характер зміни охоплення товщини продуктивного пласта заводненням залежно від тиску нагнітання.
5. Використання якого теплоносія найефективніше для витіснення нафти і чому?
6. Як вибирають метод підвищення нафтовилучення?
7. За яких умов запомповування газу в нафтові поклади забезпечує найбільшу повноту нафтовилучення?
8. Що розуміють під терміном „міцелярний розчин”? За яких умов він забезпечує найбільшу повноту нафтовилучення?
9. Охарактеризуйте переваги та недоліки технологічних схем з використанням поверхневих і поруслових вод.
10. Як обладнують водонагнітальні свердловини?
11. За яких умов доцільно застосовувати циклічне заводнення?
12. У чому полягає ефективність методу полімерного заводнення?
13. За яких умов наступає взаємна розчинність нафти? Як це впливає на нафтовилучення?
Глава 4. АНАЛІЗ, КОНТРОЛЬ І РЕГУЛЮВАННЯ ПРОЦЕСУ РОЗРОБКИ НАФТОВИХ РОДОВИЩ
§4.1 Задачі і методи аналізу, контролю та регулювання процесу розробки нафтових родовищ
Регулювання розробки нафтових родовищ
Регулювання розробки нафтових родовищ - це процес керуванні рухом рідин і газів у пласті за допомогою системи свердловин у рамка) раніше прийнятих технологічних рішень (під час проектування аналізів розробки) з урахуванням зміни уявлень про фізико-геологічн характеристики об’єкта в процесі його розробки.
Мета регулювання - досягнути найкращого поєднання технологіч них (коефіцієнт нафтовилучення, теми відбирання нафти) і еконо мічних показників процесу розробки з виконанням вимог охороні надр і довкілля.
Регулювання (оптимізацІю) процесу розробки проводять на основ великої кількості часткових критеріїв, серед яких можна виділити такі
а) технологічні - забезпечення максимального поточного рівня видобутку нафти, максимального накопиченого відбору нафти, мінімального об’єму видобутої або запомпованої води, максимальний коефіцієнтів охоплення витісненням та ін.;
б) економічні - забезпечення мінімальних капітальних вкладень або експлуатаційних витрат, мінімальної собівартості та ін.
Велика кількість часткових критеріїв зумовлена складністю вирішення задач оптимізації розробки родовища, проте усі вони мааті бути підпорядковані основному принципу розробки родовища
який охоплює такі критерії: виконання державного замовлення на обсяги видобутку нафта за мінімальних витрат і максимально можливого коефіцієнта нафтовилучення.
Оскільки ця задача є багатокритерІальною із суперечливими критеріями, то впровадження кожного методу регулювання в умовах конкретного родовища має забезпечити економічну ефективність.
Доцільно також враховувати запас міцності системи розробки родовища (можливість перевищення поточного дебіту над розрахунковим для одного І того ж моменту часу) та системну надійність (реакція системи розробки на різні збурення, які виникають у процесі експлуатації - запізнювання введення свердловин у роботу чи будівництво об’єктів, перевезення свердловин на механізованому експлуатацію і т.ін.)
За ознакою зміни системи діяння на поклад методи регулювання можна поділити на дві групи'.
а) методи регулювання в рамках застосованої системи розробки;
б) методи регулювання із частковою зміною системи розробки.
До першоїгрупи можна віднести такі методи регулювання.
1. Діяння на привибійну зону пласта: а) покращення гідродинамічної досконалості свердловин і збільшення продуктивності та приймальності свердловин; б) ізоляція (обмеження) припливу вода до видобувних свердловин; в) вирівнювання і розширення профілю припливу нафти і поглинання води (газу) по товщині пласта у видобувних і нагнітальних свердловинах.
2. Зміна технологічних режимів робота свердловин: а) огпимізація вибійного тиску у видобувних і нагнітальних свердловинах; б) збільшення або обмеження подавання піднімального обладнання аж до відключення видобувних свердловин чи до форсованого відбирання рідини;
в) переведення свердловин на ефективніші способи експлуатації; г) періодична зміна відборів; ґ) збільшення або обмеження витрат нагнітальної води; д) зміна напрямів фільтраційних потоків, періодичне або циклічне заводнення, перерозподіл витрат нагнітальної води між свердловинами; е) створення підвищених тисків нагнітання; є) збільшення коефіцієнта експлуатації свердловин.
3. Одночасно-роздільна експлуатація (відбирання, нагнітання) кількох і їластів у одній свердловині на багатопластових родовищах і т.д.
До другої групи можна віднести такі методи регулювання.
1. Оптимізація іустоти сітки свердловин: а) добурюванням видобувних і нагнітальних свердловин, кількість яких визначено в проектному документі (резервні свердловини), або свердловин- дублерів на заміну ліквідованих; б) поділом експлуатаційних об’єктів на дрібніші об’єкти; в) поверненням свердловин з інших об’єктів.
2. Часткова зміна системи діяння на поклад: а) організацією вибіркового, осередкового і бар’єрного заводнення; б) вдосконаленням системи внутрішньоконтурного заводнення; в) наближенням до зони відбирання лінії нагнітання (добурюванням свердловин і перенесенням нагнітання в існуючі свердловини); г) застосуванням фізико-хімічних методів підвищення нафтовилучення.
3. Повна зміна системи діяння на поклад: а) переходом із законтурного на внутрішньоконтурне заводнення; б) розрізанням покладу рядами нагнітальних свердловин на окремі блоки і т.д.
Регулювання розробки здійснюється протягом усього “життя” (тривалості експлуатації1) родовища. Перелік задач, що вирішуються застосуванням методів регулювання, визначається переважно стадією процесу розробки. Стосовно до режиму витіснення нафти водою можна назвати такі основні задачі регулювання.
На першій стадії може виникнути потреба в збільшенні гідродинамічної досконалості і продуктивності свердловин, у вирівнюванні і розширенні профілю припливу нафти.
На другій стадії розробки одна із головних задач регулювання - забезпечити якнайдовший період стабільного видобутку нафти. Для цього використовують різні методи, які забезпечують вирішення ряду часткових задач.
НайзастосовуванІшими методами є буріння резервних свердловин, зміна режимів їх роботи, діяння на привибійну зону пласта.
Ефективними є також обмеження дебітів високообводненнх свердловин зовнішніх рядів або навіть їх зупинка та збільшення відбору із безводних і малообводнених свердловин внутрішніх рядів. Цим вирішуються також задачі попередження або скорочення передчасного проривання води по окремих напрямках (“язики” обводнення) або по пластах.
Доцільно застосовувати методи регулювання другої групи. Необідність зміни системи діяння на поклад або системи розробки покладу може бути зумовлена вимогами підвищення поточного видобутку нафти із покладу у зв’язку із зростанням потреб країни в нафтопродуктах, зміною уявлень про геологічну будову і запаси родовища, недосконалістю проектних рішень через обмеженість і неточність вхідної інформації. Наприклад, дефіцит нафти в країні зумовлює перегляд існуючих і складання нових проектних документів на розробку конкретних родовищ.
На третій стадії основні задачі регулювання полягають у сповільненні темпів падіння видобутку нафти і забезпеченні заданого видобутку за можливо менших об’ємів відбору води. Широке застосування отримали метода регулювання, які пов’язані з ізоляцією обводнених пропластків і вирівнюванням профілів припливу рідини та поглинання води по товщині пласта.
На четвертій завершальній стадії задачею регулювання є дренування невироблених пропластків і ділянок покладів, що можна досягнути зміною напрямку фільтраційних потоків, організацією осердкового заводнення, застосуванням форсованого відбирання рідини, добурюванням свердловин та ін.
Оскільки процес видобування нафти характеризується гідравлічно нерозривним зв’язком системи “пласт - свердловини - нафтогазозбірні трубопроводи - устатковання підготовки нафти і води - водо- трубопроводи утилізації пластової води”, то межі та можливості методів регулювання зумовлені обмежувальним впливом цих елементів загальної системи. Врахування їх впливу необхідно здійснювати під час вибору методів регулювання. Розрізняють технологічні, технічні і планово-економічні обмеження методів регулювання.
До основних технологічних обмежень можна віднести такі: кількість свердловин, їх розміщення і почерговість введення; тип системи заводнення; обмеження за тиском і дебітами свердловин. У міру згущення сітки свердловин дебіт покладу спочатку збільшується, досягаючи максимуму, а відтак може зменшуватися в разі фонтанної експлуатації свердловин, З розрідженням сітки свердловин цінність кожної свердловини і вимоги до її технічного стану підвищуються, збільшуються питомі відбори на одну свердловину, що призводить до зменшення “запасу міцності” системи розробки родовища і можливостей маневрування відборами по свердловинах і регулювання процесом розробки. Чим інтенсивніша система заводнення, тим вищі темпи відбирання. Обмеження тиску і дебітів свердловин визначаються умовами фонтанування свердловин (мінімальний вибійний тиск фонтанування), винесення піску (руйнування слабкозцементованого пласта), конусоутворення підошовної води і верхнього газу, недопущення значного виділення газу із нафти в пласті (рв > 0,75 рц), зриву подавання насоса через шкідливий вплив вільного газу та ін.
Технічні обмеження накладаються: а) системою ППТ (максимальні тиски та подавання насосів, обмеженість ресурсів води, максимальна потужність устатковань підготовки води та обладнання для одночасно- роздільного запомповування води і ін.); б) підіймальним обладнанням свердловини (максимальна продуктивність); в) системою збирання і транспортування продукції (максимальні пропускна здагшість трубопроводів і потужність насосних станцій); г) системою підготовки нафти (максимальна продуктивність устатковань, яка залежить від обводненості і стійкості емульсії, вимог кондиції товарної нафти);
г) системою очищення і утилізації пластової води (максимальні потужність устатковань і пропускна здатність).
До економічних обмежень можна віднести річне замовлення на видобуток нафта (граничний мінімальний відбір із покладу), економічні показники (капітальні вкладення, собівартість та ін.).
Проявлення розглянутих обмежень пов’язано ЗІ стадією процесу розробки і зумовлює вибір методу регулювання.
Контроль процесу розробки родовищ
Прийняття рішень щодо вибору методу регулювання і встановлення ефективності процесу розробки родовищ базується на даних його контролю й аналізу..
Під контролем процесу розробки розуміють збирання, оброблення І узагальнення первинної інформації про нафтовий поклад.
Мета контролю - отримати інформацію про стан пластової системи і вироблення запасів нафти з періодичністю і в обсязі, які необхідні для ідентифікації математичних моделей об’єкта і процесу вилучення нафти.
Задача контролю - забезпечення високої якості первинної інформації.
Якість інформації визначається переліком, обсягом, репрезентативністю Інформації, точністю вимірювань і методом оброблення. Інформація має містити увесь перелік необхідних для аналізу відомостей. Обсяг інформації про родовище визначається обсягом Інформації про кожну свердловину, яка залежить від вибору періодичності вимірювань показників, а репрезентативність - від вибору моменту часу (періодичності) І тривалості проведення вимірювань у свердловині.
Для визначення обсягу інформації і підвищення її точності використовуються методи математичної статистики, теорії випадкових функцій, теорії похибок і т. д. Впровадження автоматизованої системи збирання і оброблення інформації як підсистеми автоматизованої системи керування технологічним процесом (АСК ТГТ) підвищило якість інформації і надійність прийнятих рішень. Ця система, в загальному випадку, містить Головний (ПОЦ), кущові (КІОЦ) і районні (РІОЦ) Інформаційно-обчислювальні центри, територіальний інформаційний центр (ТЩ) і на підприємствах Інформаційні пункти (ІП), а також абонентські пункти (АП), через які здійснюється введення поточної інформації в ЕОМ. Автоматизоване інформаційне забезпечення зводиться до зберігання на машинних носіях, оброблення, пошуку і видавання інформації для вирішення конкретних задач керування.
Належна організація банку даних про родовище і свердловини дає змогу аналізувати різні процеси, планувати застосування методів діяння на привибійну зону пласта і режими роботи свердловин, прогнозувати видобуток нафти.
Задачі контролю в початковий період експлуатації зводяться до підготовки вхідних даних для складання проекту розробки. У наступний період основний задачами є дослідження характеристик процесів вироблення запасів нафти; визначення показників ефективності систем розробки і методів її регулювання.
Можна назвати чотири види контролю процесу розробки, зокрема це контроль:
а) вироблення запасів;
б) експлуатаційних характеристик пластів І енергетичного стану покладу;
в) технічного стану свердловин і роботи технологічного обладнання;
г) ускладнювальних умов видобування нафти.
Контроль вироблення запасів зводиться до таких окремих задач, які доводиться вирішувати нафтопромисловим службам Із застосуванням гідродинамічних, геофізичних і лабораторних методів:
а) вимірювання (див. гл. 11) та облік кількості продукції і об’єму нагнітання води (газу);
б) вивчення переміщення ВНК і ГНК;
б) вивчення повноти вироблення продуктивних пластів (охоплення нагнітанням і заводненням, поточний і кінцевий коефіцієнти нафговилучення, початкова і залишкова нафганасиченісгь пласта).
Контроль експлуатаційних характеристик пластів і енергетичного стану покладу охоплює такі задачі:
а) вимірювання тисків (пластового, вибійних, гирлових І затрубних) чи рівня рідини у свердловинах (див. гл. 5);
б) вивчення зміни температури в покладі (див. гл. 4 і 5);
в) дослідження профілю припливу і приймальності (див. гл. 5), розподілу потоків по площі родовища;
г) дослідження свердловин і пластів гідродинамічними і промислово-геофізичними (термометрія, глибинна витрато- І дебітометрія, каротажі) методами;
г) вивчення зміни фізико-.хімі чних властивостей і речовинного складу видобувної продукції (нафти, газу, води) за пластових і поверхневих умов;
д) дослідження процесів фізико-хімічного і теплового діяння на пласт.
Контроль технічного стану свердловин і роботи технологічного
обладнання вміщує задачі:
а) визначення негерметичносгі експлуатаційної колони;
б) виявлення заколонного перетікання флюїдів і внутрішньо- свердловинних перетікань;
в) виявлення зі м’яття обсадних колон, зносу обладнання, ефективності використання обладнання;
г) динамометрія штангово-насосних свердловин і т. д.
Контроль ускладнювальтсс умов видобування нафти зводиться до
задач:
а) вивчення умов випадання парафіну і солей у пласті, привибійних зонах і свердловинах;
б) визначення умов руйнування пласта і утворення піщаних пробок;
в) вивчення анізотропії проникності тріщинуватого пласта, початкових градієнтів тиску, граничних безводних і безгазових дебітів і т, д.
Основні способи отримання інформації для контролю: вимірювання продукції свердловини на поверхні, дослідження місця припливу і складу рідини у стовбурі свердловини, а також пластів по розрізу свердловини і по площі.
Отже, задачі вирішуються і відносно окремих свердловин (оперативний контроль), і відносно покладів та родовища в цілому (системний контроль).
Анапа процесу розробки
Процес розробки контролюється систематично. У міру накопичення даних періодично, а також перед складанням кожного проектного документа виконується аналіз процесу розробки.
Аналіз процесу розробки - це комплекс досліджень, розрахунків і логічних висновків.
Мета аналізу - встановити основні тенденції розвитку явищ у покладі, причини сформованого перебігу процесу, закономірності зміни показників, стану та властивостей пластової системи і обґрунтувати методи регулювання процесу розробки.
Важлива частина аналізу - зіставлення фактичних показників розробки з даними проекту і попереднього аналізу, виявлення причин зміни кожного показника, виявлення взаємозв’язку і вплив основних чинників. Відхилення фактичних показників розробки від проектних може бути зумовлено неправильними вхідними даними проекту, невиконанням проектних рішень (технологічних режимів роботи свердловин, темпів видобування нафт і нагнітання води), допущеннями розрахункової методики і т. д. Обгрунтованіших висновків аналізу можна досягнути шляхом виконання окремих розрахунків і досліджень процесу розробки з використанням уточнених вхідних даних.
Основна задача аналізу - ідентифікація математичних моделей об’єкта розробки і процесу вилучення нафти, які використовувались під час проектування.
Коло задач аналізу визначається, в основному, режимом робота пласта і стадією процесу розробки покладу.
Аналіз процесу розробки родовища на водонапірному режимі може охоплювати такі задачі.
1. Аналіз геологічної моделі родовища:
а) уточнення геологічної будови родовища;
б) уточнення закону і показників імовірнісно-статистичної моделі неоднорідних пластів (вибір імовірнісного закону, оцінка впливу помилок у виборі закону розподілу коефіцієнта проникності по товщині пласта на показники розробки, побудова імовірнісно- статистичної моделі шарово-неоднорідного пласта, розрахунки показників зональної неоднорідності І комплексної неоднорідності);
в) виявлення закономірностей поширення колекторів по плоті об’єкта (вивчення впливу переривчастості пласта на показники процесу розробки, виділення застійних і тупикових зон, зон літологічного злиття пластів і базових пластів);
г) уточнення властивостей флюїдів.
2. Аналіз технологічних показників розробки (по родовищу, окремих об’єктах і ділянках):
а) перебігу показників розробки:
видобування рідини, нафти І газу (співпадання видобутку флюїдів із запомпованим об’ємом води, поточних І накопичених відборів із коефіцієнтом гідропровідності);
фонд видобувних і нагнітальних свердловин (причини зміни, встановлення зміни видобутку флюїдів і фонду за способами експлуатації);
розподіл видобутку флюїдів по площі і по товищні пласта (співвідношення накопиченого та поточного відборів і напомпованого об’єму по родовищу і пластах з виділенням характерних ділянок родовища за інтенсивністю їх розробки);
б) енергетичного стану родовища:
співпадання зміни пластового тиску зі зміною видобутку нафти і заломпованим об’ємом води, фактичного та розрахункового пластових тисків;
виявлення характеру розподілу фовду нагнітальних свердловин і кількості запомпованої води по площі і по товщині пласта;
виявлення кількості перетікаючої рідини в інші пласти і за контур нафтоносності;
вивчення взаємодії свердловин, пластів І родовищ із сусідніми родовищами;
вивчення характерних ділянок родовища за розподілом пластового тиску, за ступенем охоплення пласта впливом нагнітання;
в) стану обводнення родовища:
визначення впливу поточних темпів розробки на обводненість продукції;
вивчення ступеня І характеру обводнення свердловин по площі і по товщині родовища;
вивчення впливу відборів І запомпованих об’ємів на переміщення і швидкість просування контурів нафтоносності;
оцінка ступеня обводненості продукції залежно від відібраних запасів;
отримання залежності обводненості продукції від відбору нафти і запомпованого об’єму води;
г) стану вироблення запасів, тобто визначення: поточного коефіцієнта нафтовилучення за промисловими даними і по каргах ізохор обводнення;
втрат нафти в залежності від густоти сітки свердловин; коефіцієнта охоплення і початкових балансових, видобувних і поточних запасів нафти по ділянках.
3. Аналіз стану технології і техніки видобування:
а) фонду свердловин за способами експлуатації:
поділ свердловини на групи за найрацдональнішими способами їх експлуатації;
визначення умов і часу зупинки фонтанування свердловини; оцінка очікуваної зміни фонду свердловини за способами експлуатації;
б) застосовуваних методів оброблення привибійної зони: виявлення ускладнень під час робота обладнання у видобувних
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 26 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
