Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь FAQ Написать работу КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Обоснование методов управления при заводнении с использованием гдмСодержание книги
Поиск на нашем сайте
Классификация гидродинамических методов повышения Нефтеотдачи пластов (ГМПН)
К первой группе отнесены методы, которые чаще применяются на промыслах ввиду своей простоты в технологии реализации, но по степени воздействия на пласты они слабее, чем методы второй группы. Ко второй группе отнесены методы воздействия, основанные на изменениях первоначально принятых систем размещения скважин и воздействия. К первой группе относятся те методы гидродинамического воздействия, которые осуществляются только через изменения режимов работы скважин и направлены на вовлечение в активную разработку слабодренируемых запасов. Эти методы объединяются названием "нестационарное заводнение" и включают в себя: (ПРЕДПОЛОЖИМ ЧТО ЭТО ОБОСНОВАНИ) в нагнетательных скважинах: - повышение давления нагнетания; - циклическое заводнение, т.е. периодическое снижение (прекращение) закачки воды; - перераспределение расходов закачиваемого объекта по группам нагнетательных скважин (перемена направлений фильтрационных потоков); - одновременно-раздельную закачку воды в разные пласты через одну скважину; - избирательная закачка воды в низкопроницаемые пропластки и пласты, зоны и участки; - ограничение или прекращение закачки в высокопроницаемые пропластки; - методы обработки призабойной зоны, которые изменяют режим работы и восстанавливают потенциал скважин (гидроимпульсное, волновое воздействие и др.); - механические методы изменения режимов работы нагнетательных скважин (гидроразрыв пласта, поинтервальные обработки, интенсивная перфорация, забуривание вторых стволов и др.); в добывающих скважинах - изменение отборов жидкости в целом по объекту разработки, по отдельному пласту, блоку, зоне, участку или группе добывающих скважин; - форсированный отбор жидкости из групп скважин или из отдельных скважин данного участка, зоны, блока; - периодические временные остановки и пуски групп скважин или отдельных скважин; - одновременно-раздельная эксплуатация скважин в многопластовых объектах; - оптимизация перепадов давления между пластовым и забойным давлениями; - многообъемное внутрипластовое воздействие по ограничению водопритоков (изоляционные работы); - системные обработки призабойной зоны, гидроразрыв пласта, поинтервальное повышение продуктивности скважин (дострелы, перестрелы и др.); - забуривание вторых и горизонтальных стволов. Ко второй группе относятся методы, направленные на вовлечение в разработку недренируемых или слабодренируемых запасов (участков, зон и пропластков) неоднородного прерывистого пласта. Эти методы (мероприятия) отличаются большим разнообразием по технологии воздействия на пласты, степень влияния их на технико-экономические показатели разработки весьма велика, и поэтому они обосновываются в проектных документах (технологических схемах, проектах разработки и доразработки), анализах разработки и авторских надзорах. К ним относятся: - перенос фронта нагнетания воды в имеющиеся скважины; - организация дополнительных рядов нагнетательных скважин в блоковых системах разработки путем перевода добывающих скважин в нагнетательные; - организация очагов закачки воды в отдельные добывающие скважины; - вовлечение в разработку недренируемых запасов нефти в линзах, тупиковых и застойных зонах, низкопроницаемых прослоях путем бурения дополнительных добывающих или нагнетательных скважин, забуривания вторых стволов, горизонтальных стволов, перевода скважин с других объектов или пластов, разукрупнения объектов, организации зон и полей самостоятельной разработки; - организация барьерной, площадной и других модификаций внутриконтурного воздействия путем закачки воды с целью выработки запасов нефти в обширных подгазовых зонах газонефтяных месторождений; - другие новые технологии заводнения для сложнопостроенных залежей и трудноизвлекаемых запасов нефти. Методы гидродинамического воздействия на продуктивные пласты применяются обычно в различных сочетаниях друг с другом одновременно, а эффективность какого-либо одного метода взаимосвязана с объемом применения других.
Ограничение на максимальное забойное давление нагнетательных скважин Забойное давление нагнетательных скважин надо (насколько это технически возможно) увеличивать, приближая к давлению гидроразрыва пласта, но ни в коем случае не достигая давления гидроразрыва, соблюдая следующее правило: рсн 0 95 ргр, где рсн - забойное давление нагнетательных скважин; ргр - давление гидроразрыва пласта.
Обоснование степени компенсации отборов закачкой при стационарном заводнении Техника и технология ППД закачкой воды связана с некоторыми понятиями и определениями, которые характеризуют процесс, его масштабы, степень компенсации отборов закачкой, сроки выработки запасов, число нагнетательных и добывающих скважин и др. К числу таких характеристик относится количество нагнетаемой воды. При искусственном водонапорном режиме, когда отбор нефти происходит при давлении в пласте выше давления насыщения, объем отбираемой жидкости, приведенный к пластовым условиям, должен равняться объему нагнетаемой жидкости, также приведенной к пластовым условиям, г. е. к пластовой температуре и давлению. Поскольку в этих условиях пластовая продукция состоит только из нефти и воды, а газ находится в растворенном состоянии, то можно написать следующее уравнение баланса расходов жидкостей, приведенных к пластовым условиям: Qнаг - объемный расход нагнетаемой воды при стандартных условиях (например, м3/г); bв - объемный коэффициент нагнетаемой воды, Qн - объемная добыча нефти (суммарный дебит) при стандартных условиях; bн - объемный коэффициент нефти, учитывающий ее расширение за счет растворения газа, повышения температуры и незначительное сжатие от давления Qв - объемная добыча извлекаемой из пласта воды, измеренная при стандартных условиях; bв' - объемный коэффициент извлекаемой минерализованной воды, который может отличаться от объемного коэффициента для пресной воды; Qут - объемный расход воды, уходящей во внешнюю область (утечки); k - коэффициент, учитывающий потери воды, при периодической работе нагнетательных скважин Из уравнения (3.1) находят расход нагнетаемой воды Qнаг. Очевидно, число нагнетательных скважин nнаг, их средний дебит qнаг и расход нагнетаемой воды Qнаг связаны соотношением Если по результатам опытной эксплуатации нагнетательных скважин или по результатам расчета известен их дебит qнаг, то из (3.2) определяют необходимое число нагнетательных скважин nнаг. Если nнаг предопределено схемой размещения скважин, то из (3.2) определяют средний дебит нагнетательной скважины qнаг, который зависит от гидропроводности пласта в районе нагнетательной скважины и от репрессии, т. е. от величины давления нагнетания воды. Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводится понятие коэффициента компенсации. Коэффициент текущей компенсации
. (3.3) - отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей, приведенных к пластовым условиям за единицу времени (год, месяц, сутки и т.д.). Этот коэффициент показывает, насколько скомпенсирован отбор закачкой в данный момент времени. Если mт < 1, закачка отстает от отбора н следует ожидать падения среднего пластового давления. Если mт > 1, закачка превышает отбор и давление в пласте должно расти. При mт = 1 должна наблюдаться стабилизация текущего пластового давления на существующем уровне, независимо, каким он был в начале разработки. Коэффициент накопленной компенсации
. (3.4) Числитель в (3.4) - суммарное количество закачанной в пласт воды от начала закачки до данного момента времени t. Знаменатель - суммарное количество отобранной из пласта нефти и воды, приведенное к пластовым условиям, а также суммарные утечки за время нагнетания в течение всей эксплуатации залежи, включая отбор жидкости разведочными скважинами. При этом, если mн < 1, текущее среднее пластовое давление меньше первоначального, так как закачка не скомпенсировала суммарный отбор. Если mн = 1. среднее пластовое давление восстанавливается до начального пластового давления, так как закачка полностью компенсирует суммарный отбор жидкостей. Если mн > 1, текущее среднее пластовое давление превышает первоначальное, так как закачано в пласт жидкости больше, чем отобрано. 3.3 Циклическое заводнение, механизмы активизации гидродинамических, капиллярных и упругих сил, обоснование режимов работы нагнетательных скважин (длительность полуциклов) Циклическое заводнение - Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4— 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75—80 сут Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещиновато-пористых гидрофильных коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5—б % и более, тогда как на поздней —лишь 1—1,5%); в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5—0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления— сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин). Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь необходимо разделить «а отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора.Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи.
Механизмы извлечения углеводородов из неоднородных коллекторов при заводнении
1 Способствуют замещению нефти водой в латеральном направление (высокопроницаемые коллектора), 2 Способствуют внедрению воды в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны пласта за счет неравномерного распределения давления (вертикально-латеральное заводнение). Основные факторы: проницаемость НПК, капиллярные давления, анизотропия коллектора
Капиллярная пропитка - из-за микронеоднородности коллектора и его гидрофильных свойств часть нефти в мелких порах малопроницаемых участков залежи замещается водой;
1.Высокая сжимаемость коллектора (деформационные процессы); 2.Повышение сжимаемости системы за счет частичного разгазирования нефти. Рзабойное=0.9Рнасыщения. Капиллярные силы активизируются при низких гидродинамических градиентах – капиллярная пропитка. Капиллярная пропитка является основным механизмом извлечения нефти из низкопроницаемых составляющих. В указанных целях применяется циклическое заводнение. Цикл состоит из двух этапов: полуцикл закачки и полуцикл остановки нагнетательных скважин. Продолжительность полуциклов зависит от геолого-промысловых особенностей. В полуцикле падения пластового давления активизируется капиллярная пропитка и обмен нефтью между низко и высокопроницаемыми слоями. Упругие силы, которые возрастают при закачке, способствуют этому обмену. Забойное давление нагнетательных скважин должно быть близко к давлению гидроразрыва. При этом, чтобы приемистость была больше, возможны мероприятия по интенсификации. Если основным механизмом извлечения нефти является капиллярная пропитка, то полуцикл остановки должен быть больше, чем полуцикл закачки.
Блоки 4 и 5. После проведения ГТМ по управлению разработкой на возмущающей скважине проводятся гидродинамические исследования, при которых оценивается прирост коэффициента продуктивности и изменение всех остальных параметров (kпзс, Rпзс и др. в соответствии с методикой, которая была изложена раньше) и увеличивается приток к забою. Увеличение дебита достигается при оптимизации работы скважин, т.к. при базовых типоразмерах и режимах работы скважина будет работать с заниженным дебитом (при завышенном забойном давлении). Необходимо использовать адекватные методики подбора оборудования. На реагирующих скважинах может произойти снижение дебитов при одновременном снижении забойного давления (вплоть до прекращения подачи). Это происходит из-за снижения давления на контурах питания реагирующих скважин. Поэтому оценка эффективности ГТМ должна осуществляться с учетом взаимовлияния по группе скважин. Явление интерференции (взаимодействия) скважин заключается в том, что под влиянием пуска, остановки или изменения режима работы одной группы скважин изменяются дебиты и забойные давления другой группы скважин, эксплуатирующих тот же пласт. Интерференция скважин обусловлена тем, что нефть, газ, вода подвижны, а поры продуктивных пластов, в которых они содержатся, связаны в единую систему поровых каналов и трещин. При этом скважины одинакового назначения влияют друг на друга, перехватывая притекающую к ним жидкость (или газ). В результате дебит каждой из нескольких работающих скважин всегда меньше дебита единичной скважины при прочих равных условиях. Этот факт обусловливает принципиальную особенность разработки месторождений жидких (газообразных) полезных ископаемых: все эксплуатационные нефтяные (газовые или водяные) скважины рассматриваются только в совокупности — в их взаимодействии в общем технологическом процессе разработки. Суммарная добыча нефти из месторождения по мере ввода в эксплуатацию новых скважин, находящихся в одинаковых условиях, растет медленнее, чем число скважин (рис. 2).
Вновь вводимые скважины взаимодействуют с существующими. Это явление взаимодействия и взаимовлияния скважин называется интерференцией. Рассмотрим несколько задач интерференции скважин. Методы оценки интерференции: - статистический (по фактической динамике параметров работы скважин); - аналитические; - численные исследования по гидродинамическим моделям. В общем виде интерференция скважин в установившемся режиме может быть описана следующей системой уравнений (на примере двух скважин)
Пусть в горизонтальном пласте толщиной h, расположены две скважин А1 и А2 с радиусами rсi,работающие с забойными потенциалами Рсi,где (i=1, 2,..., n) Так как контур питания находится далеко от всех скважин, то можно приближенно считать, что расстояние от всех скважин до всех точек контура питания одно и то же и равно Rk. Давление Рк на контуре питания считается заданным. Pк – давление на удаленном контуре питания (общее для группы скважин); A11 (A22) – коэффициенты самовлияния скважин; A12= A21 – коэффициенты взаимовлияния первой и второй скважин.
|
||||
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-26; просмотров: 885; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.118.1.63 (0.008 с.) |