2015-06-14
2950
На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей осуществляют мероприятия по приведению в соответствие факт. хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.
К числу технологических методов регулирования разработки месторождений относятся следующие:
1. Изменения режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.
2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.
3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давление нагнетания.
4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.
5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.
К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:
1. Очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которое осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов.
2. Проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т.е. изменения объектов разработки.
Рассмотрим циклические методы воздействия и методы направленного изменения фильтрационных потоков.
Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедление его перемещения в других направлениях.
Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождения составляют обычно от недель до месяцев.
В№9 Прогнозирование динамики обводнение при проектировании разработки позволяет: 1)Подбирать способы эксплуатации скважин. 2)Намечать время перехода скважин с одного способа на другой. 3)Проектировать систему обустройства месторождения.
При расчетах процесса обводнения принимают ту или иную модель пласта по неоднородности. В приближенных вычислениях может быть принята наиболее простая модель – послойнонеоднородный пласт. Проницаемость в таких моделях изменяется по определенному закону. При этом получают показатели очень близкие к реальным. Прежде всего рассматривается процесс поршневого вытеснения нефти водой из одного прямолинейного слоя с определенными параметрами. При определенных условиях, например, считается, что перепад давлений, равный разности давления воды входящей в пропласток и давления на выходе из пропластка, постоянный. Также считается считается, что вода и нефть несжимаемы, учитываются постоянные фазовые проницаемости нефти и воды и т.д. В расчете для одного пропластка вычисляются дебит нефти, расход воды, положение фронта вытеснения в определенный момент времени и время полного обводнения пропластка.
Процесс вытеснения нефти водой из слоистого пласта, с учетом вышеизложенного, рассматривается так: Для удобства складываются мысленно все пропластки этого пласта в один «штабель», таким образом, чтобы абсолютная проницаемость пропластков изменялась последовательно, начиная с наименьшей и кончая высокой. Согласно вероятностно-статистической модели слоисто-неоднородного пласта, суммарную толщину пропластков H, проницаемость самого проницаемого из которых не ниже, чем некоторое заранее определенное значение k, можно установить формулой закона распределения проницаемости следующим образом: H/h=F(k), где h – общая толщина пропластков в «штабеле». Эту формулу можно представить и дифференциальном виде, т.е. через плотность распределения, следующим образом: dH/h=F’(k)dk=f(k)dk, здесь f(k) плотность вероятностно-статистического распределения абсолютной проницаемости. Затем, находя зависимость расхода воды от проницаемости, и некоторые условия, принятые для проницаемости, получаем формулы дебитов нефти и воды, а также дебит жидкости равный сумме дебитов воды и нефти.
В№10 Основные технологические ограничения в разработке нефтяных месторождений прежде всего распространяются на давления и дебиты (приемистость) добывающих (нагнетательных) скважин, и соответственно они касаются технических характеристик применяемого на промысле оборудования. Для того чтобы оборудование функционировало без сбоев и как можно большее время необходимо контролировать постоянно изменяющиеся характеристики залежей углеводородов.
Например, при фонтанной эксплуатации скважины возможно накопление газа в затрубном пространстве и как следствие возможен периодический прорыв газа к башмаку фонтанных труб, соответственно работа скважины нарушается. Такое явление называют пульсацией. А если в добываемой продукции содержится песок, то изменение забойного давления способствует пробкообразованию. Для обеспечения нормальной работы такой скважины необходимо контролировать рост давления в межтрубном пространстве.
Также при любом способе эксплуатации, применяемом на месторождении, необходимо контролировать забойные давления и динамические уровни работы скважины для того, чтобы недопустить выход из строя и обеспечить нормальную работу добывающего оборудования (УШГН, ЭЦН и т.п.).
Ограничения норм отбора нефти из скважин: Максимально допустимый отбор который скважина может дать, чаще всего недопустим, так как это влечет за собой нерациональный расход пластовой энергии, неполное извлечение нефти и может вывести скважину из строя вследствие смятия колонны или разрушения пласта. Поэтому для каждой скважины устанавливается своя норма отбора – максимальный дебит, допускаемый условиями рациональной эксплуатации. Для газовых залежей норму отбора устанавливают по началу выноса песка струей газа или устанавливают такой отбор, при котором не подтягивается вода.
Для систем ППД вводят ограничения для насосных агрегатов, в зависимости от типа коллекторов. Вводятся также ограничения на физико-химические свойства закачиваемой воды, наличие механических примесей и т.д.
