Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

• Введение
• 1. Осуществление контроля за основными показателями разработки месторождения
• 2. Системы разработки отдельной залежи нефти
• 3. Расчет показателей разработки залежей нефти при режиме растворенного газа
• 4. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
• 5. Контроль и регулирование процесса разработки месторождений
• Заключение
• Список использованных источников

Введение

Учебная практика по профессиональному модулю УП 01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений для получения начального опыта контроля, регулирования и расчета разработки и эксплуатации месторождения. В ходе практики мною предполагается изучить порядок контроля за основными показателями разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.

1. Осуществление контроля за основными показателями разработки месторождения

Главная задача контроля за разработкой нефтяных месторождений - определение и отработка методов регулирования разработки месторождения для достижения проектных показателей.

В процессе контроля за разработкой ведется наблюдение за добычей нефти, воды, газа, изменением пластового давления, перемещением ВНК и др. На нефтепромыслах строят графики, показывающие изменение этих показателей во времени. Эти графики принято называть динамикой показателей разработки.

Кроме выражения показателей в абсолютных единицах строят динамику показателей в относительных единицах. Например, добычу нефти за год представляют в долях от извлекаемых запасов, а добычу газа -- в долях от добычи нефти, делением добычи газа на добычу нефти (газовый фактор).

Отношение годовой добычи нефти к начальным балансовым запасам характеризует темп разработки месторождения.

На основании анализа темпа разработки месторождения М. М. Иванова выделяет четыре стадии (рис.1).

Рисунок 1 - Стадии разработки эксплуатационного объекта

Первая стадия отвечает освоению объекта разработки. В этот период идет разбуривание залежей нефти добывающими и водонагнетательными скважинами. Осваивают систему поддержания пластового давления. В связи с вводом в эксплуатацию новых скважин добыча нефти возрастает. Для контроля за объектом разработки этой стадии наиболее важно наблюдение за вскрытием пластов в процессе бурения и созданием фильтра в скважинах. Выполняют геофизические и гидродинамические исследования скважин.

Вторая стадия характеризуется примерно постоянным высоким темпом разработки. На этой стадии разработки основной фонд добывающих скважин уже пробурен, хотя продолжается бурение водонагнетательных и резервных скважин.

Осваивается система поддержания пластового давления. Разработку контролируют проведением, наряду с гидродинамическими, исследований притока в добывающих скважинах посредством дебитомеров и поинтервальной приемистости воды пропластками в интервале фильтра посредством расходомеров. Строят карты изобар и карты текущих отборов жидкости (нефти) по залежи.

Третья стадия характеризуется падающей во времени добычей нефти, как результат того, что большая доля запасов уже извлечена и происходит обводнение добывающих скважин. Разбуривание залежи на этой стадии практически завершено. Бурят только резервные скважины на отдельных участках, отстающих по темпам добычи нефти.

Контроль за разработкой на этой стадии обретает особую актуальность в связи с тем, что в условиях падающей добычи нефти и возрастающей обводненности регулирование необходимо. Осуществляют контроль за перемещением нагнетаемой воды по площади и разрезу скважин и проводят в скважинах изоляционные работы. Число мероприятий по регулированию разработки в этот период существенно возрастает.

Четвертая стадия разработки отвечает завершающему этапу и характеризуется дальнейшим снижением темпов отбора нефти при возрастающем обводнении продукции скважин. Мероприятия по регулированию разработки в этот период сводятся к перераспределению отборов и закачки с целью обеспечения выработки запасов из застойных, не охваченных заводнением зон пласта, а также к переходу на форсированный отбор жидкости по отдельным участкам или для залежи в целом.

Основными материала ПО регулированию разработки месторождения являются карты разработки и карта изобар. Карта разработки показывает изменение дебитов нефти и воды скважин по площади месторождения. Их строят на основании текущего дебита нефти и воды скважин. Непосредственно на карте значение дебита выражается радиусом круга, вычерчиваемого на плане расположения скважин (рис.2)

Рисунок 2 - Карта разработки залежи месторождения.

На (рис. 2) показана принципиальная карта-схема, характеризующая изменение дебита жидкости по скважинам и обводненность продукции скважин.

Не менее важна для регулирования процесса разработки карта изобар, которую строят на основании результатов измерения пластового давления в добывающих и водонагнетательных скважинах после их остановки.

2. Системы разработки отдельной залежи нефти

При отборе нефти и газа из залежи одновременно происходят взаимосвязанные процессы движения жидкости и газа в пласте под действием пластовых сил, а также подъем жидкости и газа по стволу скважины. Эти процессы регулируются путем ввода в эксплуатацию оптимального числа скважин и установлением режимов их работы. Обычно имеется возможность изменить режим процесса и увеличить его эффективность нагнетанием в пласт воды и газа. Можно управлять процессом разработки путем изменения числа скважин и порядка размещения их на залежи. Увеличение плотности сетки скважин (число скважин на единицу площади залежи) повышает темп отбора запасов и конечный коэффициент извлечения нефти.

Регулирование движением жидкости и газа в пласте к забоям эксплуатационных скважин при помощи размещения скважин, установления их числа и порядка ввода в эксплуатацию, установления режима их работы и баланса пластовой энергии называется разработкой залежи. Совокупность условий, при которых происходит разработка залежи, определяет собой систему разработки.

Системы разработки отличаются по расположению скважин, числу и порядку ввода их в эксплуатацию, а также по способу воздействия на пласт. По расположению скважин различают системы с равномерным и неравномерным их расположением.

Системы по числу и порядку ввода скважин в эксплуатацию подразделяются на сплошные (одновременное разбуривание всей площади), сгущающиеся (одновременное разбуривание всей площади с последующим уплотнением сетки скважин) и ползующие (разбуривание площади последовательно параллельными рядами).

По способу воздействия на пласт различают системы: без поддержания пластового давления и с его поддержанием. В первом случае используется внутренняя энергия пласта: естественный напор контурных вод, упругие силы пласта, газа, жидкости; во втором - энергия пополняется путем нагнетания воды или газа в пласт. В зависимости от способа поддержания пластового давления различают системы:

1) с законтурным заводнением;

2) с приконтурным заводнением;

3) с внутриконтурным заводнением;

4) с площадным заводнением;

5) с поддержанием давления путем нагнетания газа в газовую шапку;

6) при закачке газа по всей площади залежи.

Нефтяные месторождения (залежи) вводятся в разработку в соответствии с проектами разработки и технологическими схемами разработки. Для получения достаточного для проектирования разработки объема геолого-промысловой информации осуществляют пробную эксплуатацию месторождений, для чего составляется проект пробной эксплуатации.

Регламент составления проектных и технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений требует, чтобы в проектных документах были обоснованы:

1. выделение эксплуатационных объектов;

2. порядок ввода объектов в разработку;

3. выбор способов и агентов воздействия на пласты;

4. системы размещения и плотности стенок добывающих и нагнетательных скважин;

5. способы и режимы эксплуатации скважин;

6. темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов,

В проектных документах оценивается воздействие на окружающую среду.

3. Расчет показателей разработки залежей нефти при режиме растворенного газа

Режим растворенного газа проявляется в залежах нефти, где основная сила, перемещающая нефть по пласту к забоям скважин, -- энергия газа, растворенного в нефти. Область существования этого режима по давлению лежит ниже давления насыщения. Такой режим в первую очередь проявляется в замкнутых залежах нефти при отсутствии напора краевых вод.

Определение показателей разработки режима растворенного газа -- довольно сложная задача, обусловленная тем, что режим характеризуется падающим во времени пластовым давлением и изменением, в связи с этим, всех параметров пластовой нефти. Наиболее простое решение этой задачи получено Л. А. Зиновьевой, следуя которому расчеты выполняются в такой последовательности:

1. По формуле (1) рассчитывают изменение нефтенасыщенности пористой среды от изменения давления

(1)

где рк_ги р_{к Ј+1} --нефтенасыщенность пористого пространства для давления р_щ и p_lH+{, s(p_Ki) и s(p_KЈ+1) -- количество газа, растворенного в нефти при давлениях р_ц и p_Kl-₊₁; Р(р_КЈ) и J(p_KЈ+1) -- объемный коэффициент пластовой нефти при давлении.

Где p_Ki+l\ z(p_K{) и z(Pki^-\) --коэффициент сверхсжимаемости газа при давлениях р_к,и р_КЈ=1; Г -- средний газовый фактор на интервале изменения давления от р_КЈдо р_К(.₊₁, определяемый по формуле (2).

(2)

где р= (р_г+Рк;₊₁)/2 --среднее давление; р_н(р) и р_г(р)-- вязкость нефти и газа при среднем пластовом давлении; ф(р<) -- отношение фазовой проницаемости для газа к фазовой проницаемости для нефти в зависимости от нефтенасыщенности.

Параметры ц_н(р); Цг(р); Р(р); s(p) берутся при среднем давлении.

Расчеты выполняют в следующей последовательности. Задаются значением нефтенасыщенности для начального интервала расчета (начальная нефтенасыщенность). По экспериментальным кривым фазовых проницаемостей или таблицам В. А. Царевича определяют ф(р_к(). По кривым исследования свойств нефти и газа в пластовых условиях (рис. 3) находят значение s, р_н. Цг, z, р при давлениях р_КЈи рк₁₊₁.

Рисунок 3 - Зависимость свойств пластовой нефти и газа от давления насыщения для Битковского месторождения.

Чем меньше интервал между взятыми значениями р_щ и р_к<+|» тем точнее определяется зависимость р от р. Это требование обретает особую актуальность для нефтей, растворимость газа в которых не подчиняется закону Генри. Для таких нефтей интервал по давлению (р_щ--Р_щ=1) должен приниматься равным 0,1--0,2 МПа.

Если растворимость газа в нефти подчиняется закону Генри (s(p) = ap\ a=const, то интервал давления можно увеличить до 0,5--1 МПа.

С целью предупреждения ошибок при выполнении расчетов (арифметические или механические ошибки), вместе с получением цифр по давлению, нефтенасыщенности и газовому фактору, для каждого интервала давления строят графики, показывающие изменение давления р и газового фактора Г от нефтенасыщенности. Об ошибке судят по резкому отклонению рассчитанных значений р„ и Г от наметившегося построения точек на графике. Если подобное отмечается, то по этому интервалу следует провести перерасчет.

2. Рассчитывают нефтеотдачу. Нефтеотдачу при режиме растворенного газа определяют при помощи зависимостей р_к от р_к по формуле

нефть газ месторождение

(3)

где ро и $(р₀)-- начальная нефтенасыщенность и объемный коэффициент при давлении насыщения; р_к и р (р_к) -- нефтенасыщенность и объемный коэффициент при среднем давлении.

3. Определяют дебиты, забойное давление в скважинах и сроки разработки. Расчеты выполняют для двух условий заданием постоянного дебита и постоянного забойного давления. Такая постановка задачи имеет подтверждение в практической реализации эксплуатации скважин в условиях режима растворенного газа.

В начальной фазе разработки месторождения, когда пластовое давление его высокое, выполнимо условие постоянного дебита при фонтанном и механизированном способах, так как в этих условиях хотя и происходит снижение пластового и забойного давлений, однако их значения еще высокие и можно осуществлять регулируемый отбор нефти.

На поздней стадии разработки забойное и пластовое давления не обеспечивают фонтанирования скважин, а возможности механизированного способа не позволяют поддерживать постоянный отбор нефти. Тогда вполне оправданна эксплуатация скважин при постоянном забойном давлении.

На принятие условий расчета Q = const или р_с = const могут оказывать влияние и такие факторы, как пескопроявление, подтягивание конусов воды, газа, прочность эксплуатационной колонны и др. Все эти факторы должны быть изучены на стадии подготовки исследовательских материалов к исполнению гидродинамических расчетов по определению показателей разработки.

(4)

где Fнз -- площать нефтяной залежи; й_Эф -- средняя эффективная толщина пласта; т -- пористость; р_св -- насыщенность пористой среды связанной водой; п -- число добывающих скважин.

Удельный объем пласта Q приводят к среднему значению площади дренирования пласта скважиной, выражаемой через радиус

(5)

Если задача решается при условии задания постоянного отбора (Q = const), величина которого устанавливается на основании результатов опытной эксплуатации скважин, то по уравнению притока

(6)

Рассчитывают забойное давление. Так как расчет выполняют аналогично расчету нефтенасыщенности шагами по давлению, то необходимо контролировать значение забойного давления, чтобы оно не оказалось меньше.

При достижении забойным давлением значения, регламентированного условиями эксплуатации скважин, дальнейшее соблюдение условия Q = const невыполнимо, поэтому следует переходить на другие условия расчета.

Продолжительность разработки залежи при Q = const определяют по формуле

(7)

где T_Q=const -- нефтеотдача при Q = const, вычисленная по формуле (3) по наперед рассчитанной нефтенасыщенности.

Если задачу решают при р_заб = const, значение которого определяется предельным давлением фонтанирования или глубиной спуска насоса в скважину, то проводят пересчет давлений на функции Христиановича, а по формуле (6) вычисляют дебит нефти. Заметим, что хотя p_3ag остается постоянным, но так как в процессе разработки уменьшается пластовое давление, то дебит во времени будет уменьшаться. Так как счет ведется по давлению, то для каждого интервала изменения давления определяют средний дебит.

Продолжительность разработки залежи нефти при изменении давления от р_к,До p_Kl-₊i определяется по формуле:

(8)

Расчеты для первого этапа выполнялись при условии Q -- -- const, а в последующем р_с = const. Резкие изменения дебита в завершающей стадии разработки обусловлены переходом на новые забойные давления, как результат увеличения глубины спуска насоса в скважину. По мере снижения отбора нефти из скважины появляются предпосылки к уменьшению диаметра насоса. А это при постоянной мощности насосного оборудования в установившихся условиях эксплуатации скважин позволяет увеличивать глубину спуска насоса.

4. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов

Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.

Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

1. равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.5);

2. батарейное (рис.6);

3. линейное по “цепочке” (рис.7);

4. в сводовой части залежи (рис. 8);

5. неравномерное (рис.9).

Рисунок 5 - Равномерное размещение скважин

В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов. Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления.

Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования.

Недостаток равномерной системы расположения скважин увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

Рисунок 6 - Батарейное размещение скважин

Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых (рис.6) или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

Рисунок 7 - Линейное размещение скважин

Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

Рисунок 8 - Размещение скважин в сводовой части залежи

Размещение скважин в сводовой части залежи (рис.5.5) может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

Рисунок 9 - Неравномерное размещение скважин

При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей.Протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, эксплуатационные в повышенной, купольной.

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.

Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 1200м, а между добывающими 400 800м.

Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.

5. Контроль и регулирование процесса разработки месторождений

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением.

Главная задача контроля за разработкой нефтяных месторождений-- определение и отработка методов регулирования разработки месторождения для достижения проектных показателей.

В процессе контроля за разработкой ведется наблюдение за добычей нефти, воды, газа, изменением Рпл, перемещением ВНК и др. На нефтепромыслах строят графики, показывающие изменение этих показателей во времени. Эти графики принято называть динамикой показателей разработки. Кроме выражения показателей в абсолютных единицах строят динамику показателей в относительных единицах. Например, добычу нефти за год представляют в долях от извлекаемых запасов, а добычу газа -- в долях от добычи нефти, делением добычи газа на добычу нефти (газовый фактор).

Отношение годовой добычи нефти к начальным балансовым запасам характеризует темп разработки м/р.

На основании анализа темпа разработки месторождения М. М. Иванова выделяет четыре стадии

Основными материалами, на которых основываются предложения по регулированию разработки месторождения являются карты разработки и карта изобар. Карта разработки показывает изменение дебитов нефти и воды скважин по площади месторождения. Их строят на основании текущего дебита нефти и воды скважин. Непосредственно на карте значение дебита выражается радиусом круга, вычерчиваемого на плане расположения скважин.

Не менее важна для регулирования процесса разработки карта изобар, которую строят на основании результатов измерения пластового давления в добывающих и водонагнетательных скважинах после их остановки. А так как истинное (измеренное) давление еще не определяет направление фильтрации жидкости в пласте, то истинные давления пересчитывают в приведенные, после чего соединением одинаковых значений давления между скважинами плавной кривой получают карту изобар. По карте изобар устанавливают основные направления потоков жидкости в пласте. Следует помнить, что поток всегда перпендикулярен к изобарам и направлен в сторону уменьшения давления.

По картам разработки, изобарам, а также графикам, характеризующим изменение добычи нефти, воды, газа, пластового давления во времени оценивают состояние разработки залежи нефти и намечают мероприятия по регулированию разработки для достижения более высокой нефтеотдачи.

Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти. Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи.

Методы регулирования разработки нефтяных месторождений: увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); отключение высокообводнённых скважин; повышение давления нагнетания; бурение дополнительных добывающих скважин (резервных) или возврат скважин с других горизонтов; перенос фронта нагнетания; использование очагового и избирательного заводнения; проведение изоляционных работ; выравнивание профиля притока или приёмистости скважины; воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация, кислотная обработка); применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.). Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. Шахтная разработка нефтяных месторождений

Заключение

Во время прохождения учебной практики по профессиональному модулю УП 01 Разработки и Эксплуатация нефтяных газовых месторождений, я изучил порядок работ контроля, регулирования и расчета разработки и эксплуатации месторождения.

Подводя итог учебной практики, мне удалось закрепить теоретические знания и получить начальный опыт по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, чтобы в дальнейшем применить полученные знания на производственной практике

Список использованных источников

1. Покрепин Б. В - Оператор по добыче нефти и газа

2. Акульшин А. И - Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Размещено на Allbest.ru