WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Экстраполированные на перспективу значения коэффициентов необратимой аварийности позволяют прогнозировать максимальный срок эксплуатации скважин. Таким образом, можно определить - в каком возрасте абсолютно весь эксплуатационный фонд скважин попадёт в аварийную ситуацию, несовместимую с дальнейшей нормальной работой, т.е. какой возраст ни одна скважина «не перешагнет», не попав в аварийную ситуацию, с вероятностью, равной 100 %. Для прогноза среднего срока эксплуатации скважин месторождения (максимального срока эксплуатации среднестатистической скважины) необходимо усреднение аппроксимированных фактических и прогнозных значений максимальных сроков эксплуатации всех скважин данного месторождения:

, (10)

где Тликв - средневзвешенное значение максимальных сроков эксплуатации всех скважин данного месторождения, т. е. максимальный срок эксплуатации сре-днестатистической скважины; t - коэффициент необратимой аварийности в t-м возрасте, или относительное количество скважин, ликвидированных после t лет эксплуатации.

2 Затем скважины ранжируются по приближению к рассчитанному в п. 1 критическому среднему сроку эксплуатации, проводятся дефектоскопические ис- следования, начиная с наиболее "старых" скважин.

3 Проводятся текущие геолого-промысловые исследования призабойных зон пласта (замеры дебита жидкости и обводнённости продукции скважин).

Рисунок 4 - Изменение коэффициента аварийности в зависимости от возраста скважин за периоды нормальной эксплуатации и "старения"

4 Осуществляется ранжирование скважин, отобранных в п. 2, по степени их приближения к состоянию, несовместимому с нормальной эксплуатацией, и планируется бурение скважин-дублёров.

Планирование физико-химических методов воздействия на пласт

и стимуляции скважин в комплексе с гидродинамическими ГТМ

В последнее время вновь широкое внимание уделяется физико-химическим методам повышения нефтеотдачи пластов. Это обусловлено вступлением боль-

шинства месторождений в завершающую стадию разработки, когда возможности заводнения практически исчерпаны, а в пластах остается неизвлечённой значительная часть запасов нефти.

Одним из наиболее существенных факторов в практике проектирования разработки месторождений является правильное определение коэффициента вытеснения нефти водой, остаточной нефтенасыщенности, относительных фазовых проницаемостей. В связи с этим определение этих физико-гидродинамических характеристик необходимо проводить на физических моделях пласта. В работе приведены результаты исследований по определению данных показателей и оценка влияющих на них факторов на примере месторождений Юганского региона. В частности, на основании полученных лабораторных данных определены коэффициенты вытеснения нефти водой для пластов АС4, АС5-6 и БС10 Мамонтовского месторождения.

Большое значение при заводнении имеет выбор типа нагнетаемой воды. На примере пласта БС1-5 Приразломного месторождения было исследовано влияние типа закачиваемой воды на темп и полноту вытеснения нефти, в результате чего было установлено:

- для достижения максимальных темпов отбора наиболее предпочтительной выглядит закачка сеноманской воды;

- закачка пресной воды отрицательно влияет на темпы добычи нефти, при этом возможны осложнения с освоением скважины под нагнетание;

- совместная закачка сеноманских и пресных вод позволяет достичь максимального коэффициента извлечения нефти. При вытеснении нефти сеноманской водой коэффициент вытеснения составил 0,62. Замена сеноманской воды на пресную приводит к значительным изменениям в темпе вытеснения нефти, хотя конечные физико-гидродинамические характеристики оказываются близкими. При закачке смеси сеноманской (30 %) и пресной (70 %) вод удалось достичь максимального прироста коэффициента вытеснения нефти водой (0,64). Вместе с тем, на первом этапе заводнения целесообразно осуществлять закачку лишь сеноманской воды, затем по мере роста обводнённости возможен переход на нагнетание смеси сеноманской и пресной вод, при высоких значениях обводнённости возможна закачка лишь пресной воды.

Результаты применения физико-химических методов повышения нефте-отдачи пластов представлены на примере Тепловского месторождения. Показано, что по пласту БС6 в «чистонефтяных» зонах могут применяться потокоотклоняющие технологии, однако, вследствие высокой проницаемости пласта, требуются увеличенные объёмы закачек. В условиях водонефтяных зон пласта БС8 могут применяться только композиции водоизолирующих составов в сочетании с нефтеотмывающими и интенсифицирующими составами. При этом чтобы избежать потери добычи жидкости, в результате воздействия необходимо обеспечить сохранение или увеличение приёмистости нагнетательных скважин.

Представлены результаты применения гидродинамического метода, заключающегося в сочетании изменения фильтрационных потоков (путём отключения высокообводнённых скважин) и нестационарного заводнения. Физическая основа гидродинамических методов увеличения нефтеотдачи пластов заключается в создании переменного поля пластовых давлений на определённом участке залежи, в результате чего происходит перераспределение давления в пласте. Изменение пластового давления достигается варьированием параметров процесса закачки воды в пласт для поддержания пластового давления (давление и объём) и динамических условий отбора жидкости в добывающих скважинах (забойное давление, дебит по жидкости). При этом в некоторых скважинах интенсификация отборов жидкости сопровождается созданием на забое и непосредственно в призабойной зоне пласта давления ниже насыщения нефти газом. В этих условиях происходит одновременный приток жидкости и выделившегося из нефти газа из пласта в скважину. Для расчёта стационарного притока газированной жидкости в условиях локального разгазирования нефти в ПЗП применяли функцию Христиановича.

Аналитическими методами проведено моделирование процессов фильтрации газированной жидкости в ПЗП. Целью расчётов было определение допустимых пределов снижения давления на забое при переводе скважин на форсированный режим работы. Показано, что индикаторные линии скважин, работающих в режиме локального разгазирования, зависят от динамики относительных проницаемостей пород ПЗП. Поэтому применение в расчётах процесса многофазной фильтрации жидкости и газа в пласте значений фазовых проницаемостей горных пород требует одновременного использования результатов исследований скважин на установившихся режимах работы при условии снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом. Для условий пласта АС102+3 Приобского месторождения приведены примеры расчёта фазовых проницаемостей нефти и газа по виду индикаторной линии. Показано, что полученные формы кривых фазовых проницаемостей существенно отличаются от общепринятого вида. Это является одной из причин несоответствия диапазонов изменения забойных давлений и дебитов скважин по нефти при создании на забое давлений ниже давления насыщения нефти газом.

Определение взаимодействия пласта и скважины, а также допустимых пределов форсирования отборов жидкости из участка нефтяной залежи в условиях локального разгазирования нефти в пласте проведено с использованием метода Ю.П. Борисова. Для условий участка залежи, включающего два ряда нагнетательных скважин и расположенного между ними ряда добывающих скважин, была получена система уравнений, позволяющая по известным значениям давления закачки воды в пласт в зоне нагнетания и эффективного забойного давления в добывающих скважинах определять значения пластового давления в зоне отбора нефти и суммарные дебиты скважин.

, (11)

где. (12)

В выражениях (11) и (12) приняты следующие обозначения: L - расстояние между скважинами, м; Lв - расстояние от нагнетательных скважин до фронта вытеснения, м; kн и kв - проницаемости пласта по нефти и воде, м2; 2 - расстояние между скважинами в ряду, м; н0 и в - вязкость нефти в зоне отбора и вязкость воды в зоне нагнетания, соответственно, Па·с; - объёмный коэффициент нефти; Рн0 - пластовое давление на линии добывающих скважин, МПа; Рв0 - пластовое давление на линии нагнетания воды в пласт, МПа; Q’=Qн0/Q*, где Qн0 - дебит ряда добывающих скважин, приведённый к поверхностным условиям, м3/с; Q* - безразмерный дебит; kпл - коэффициент продуктивности; rc - радиус скважины, м.

Решение системы уравнений (11) позволяет при известных значениях пластовых давлений в зонах закачки и отбора определить среднее пластовое давление в зоне отбора нефти и суммарный дебит добывающих скважин. Графически эти величины определяются по пересечению характеристик пласта и ПЗП скважины (рисунок 5).

Пересечение линий 1 и 3 определяет стационарные значения давления и дебита скважины. При снижении забойного давления ниже давления насыщения нефти газом стационарные значения давления и дебита скважины определяются по пересечению линий 1 и 2. Для условий нефтяных пластов Юганского региона величина kпл 1. Это означает, что снижение пластового давления на некоторую

1, 2 - зависимость (11); 3 - характеристика скважины при значении безразмерного давления Рс’> 1

Рисунок 5 - Характеристики пласта и ПЗП скважины

величину вызывает снижение забойного давления, следствием чего является снижение производительности скважин.

Таким образом, было установлено, что снижение среднего пластового давления на участке залежи в режиме локального разгазирования нефти эффективно только до величины давления насыщения нефти газом. Дальнейшее уменьшение пластового давления обеспечивает увеличение производительности скважин лишь на 12…15 %. Пренебрежение процессами перераспределения давления в пласте, вызванного переходом скважины на форсированный режим работы, приводит к завышению ожидаемого прироста дебита скважин на 20…30 %. По результатам реализации комплексного гидродинамического метода на пласте БС8 Тепловского месторождения было установлено:

- интенсификация процесса закачки воды в пласт и снижение фонда скважин не приводят к увеличению добычи нефти и снижению обводнённости добываемой продукции;

- одновременное уменьшение объёма закачки воды в пласт и числа добывающих скважин, а также отбора жидкости из пласта не всегда дают положительный результат;

- положительный результат получен при резком снижении, а затем увеличении закачки воды, при сохранении фонда добывающих скважин и отбора продукции (длительность цикла не более 1 года).

Оценка технологического эффекта по характеристикам вытеснения показала, что за 5,5 лет он составил около 250 тыс.т дополнительно добытой нефти. При этом гидродинамическими МУН были охвачены все нагнетательные скважины пласта БС8 Тепловского месторождения (более 30 скважин). Таким образом, на одну нагнетательную скважину было дополнительно добыто до 1,5 тыс.т нефти в год.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1 Разработана методика оценки распределения остаточных запасов нефти для высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами, основанная на анализе карт недренируемых запасов и нефтенасыщенных толщин. Сравнительный анализ этих карт позволяет осуществить обоснованный выбор участков и положение уплотняющих скважин с учётом геолого-физических условий разработки объекта. Использование метода позволило увеличить эффективность разработки высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами путём сокращения затрат за счёт исключения бурения нерентабельных скважин и вовлечения в разработку ранее недренируемых запасов (патент РФ № 2087687).

2 Предложена методика определения оптимальной величины части горизонтального участка ствола скважины в отдельно взятом пропластке, основанная на учёте геолого-физических параметров вскрываемых пропластков. Получена аналитическая зависимость для определения дебита горизонтальной скважины.

3 На основе анализа динамики коэффициентов необратимой аварийности скважин разработана методика прогнозирования среднего срока эксплуатации скважин месторождения и необходимости бурения скважин-дублёров (патент РФ № 2135749).

4 Для повышения эффективности разработки высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами предложено проведение комплексных гидродинамических методов извлечения нефти с применением нестационарного заводнения и изменения направления фильтрационных потоков. Определены граничные условия и допустимые пределы снижения пластового давления ниже Рнас., не приводящие к дополнительным потерям извлечения нефти. Показано, что снижение забойного давления в скважинах ниже давления насыщения нефти газом приводит к дополнительным потерям производительности скважин на 20…30 %. Внедрение метода на Тепловском месторождении (пласт БС8) обеспечило дополнительную добычу нефти в размере 250 тыс.т.

5 На основе исследования составов и свойств вод системы ППД и оценки их влияния на показатели разработки высокообводнённых месторождений с неоднородными коллекторами разработана методология оперативного управления процессами извлечения нефти и проведения ГТМ.

6 По результатам внедрения разработанных методов регулирования разработки Мамонтовского, Тепловского и Приразломного месторождений объём дополнительно добытой нефти составил 26,8 тыс.т/год.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1 Петухов С.Б. Особенности геологического строения залежи пласта БС10 Мамонтовского месторождения / Петухов С.Б., Тян Н.С., Бачин С.И. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1994. - № 2. - С. 18 - 21.

2 Манапов Т.Ф. Результаты и перспективы применения методов повышения нефтеотдачи на Тепловском месторождении / Манапов Т.Ф., Скороход А.Г., Бачин С.И. и др. // Нефтепромысловое дело. - 1995. - № 8. - С. 48 - 53.

3 Пат. № 2052075 Российская Федерация. Гелеобразующий состав / Савенок Н.Б., Еремин Г.А., Бачин С.И. и др.; заявл. 24.03.1993; опубл. 19.01.1996, Бюл. № 1.

4 Телин А.Г. Регулирование процесса набухания глин в условиях заводняемого нефтяного пласта / Телин А.Г., Зайнетдинов Т.И., Бачин С.И. и др. // Нефтепромысловое дело. - 1997. - № 12. - С. 11 - 18.

5 Пат. № 2087687 Российская Федерация. Способ разработки нефтяного месторождения / Латыпов А.Р., Манапов Т.Ф., Бачин С.И. и др.; заявл. 27.07.1995; опубл. 20.07.1997, Бюл. № 23.

6 Пат. № 2093669 Российская Федерация. Способ разработки многопластового нефтяного месторождения системой горизонтальных скважин / Хисамутдинов Н.И., Буторин О.И., Бачин С.И. и др.; заявл. 13.06.1995; опубл. 20.10.1997, Бюл. № 29.

7 Николенко В.В. Технология объёмного волнового воздействия на нефтегазовые залежи для повышения углеводородоотдачи пластов / Николенко В.В., Бачин С.И., Ноткин Н.А. и др. // Нефтяное хозяйство. - 1998. - № 4. - С. 42 - 44.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»