Составление проектных документов

Проектный документ начинают составлять с обоснования постановки работы по проектированию и общих географических и геологических сведений о месторождении. Далее приводят геолого-физическую характеристику месторождения, цель которой – геологическое обоснование параметров месторождения, которые затем используют при подсчете запасов нефти и газа и в расчетной модели разработки месторождения. Геологическое описание строения месторождения сопровождают графическим материалом – структурными картами, геологическими профилями, картами распространения коллекторов.

Приводят данные о пористости пластов, их проницаемости, нефтенасыщенности и газонасыщенности, толщине отдельных прослоев и общей толщине пласта; данные, определенные по отдельным скважинам, так и средние по пластам месторождения, полученные с применением вероятностно-статистических методов.

Особо выделяют данные о неоднородности, необходимые для построения модели слоисто-неоднородного пласта, используемой затем в процессе расчета разработки месторождения.

В проектный документ включают параметры, характеризующие физико-химические свойства нефти, газа и воды, параметры фазового состояния смесей углеводородов (вязкость, плотность, начальное газосодержание, давление насыщения и объемный коэффициент). Для пластовой воды важно знать ее плотность, вязкость, основной состав растворенных в ней веществ.

Необходимо знать геологические запасы нефти в пластах месторождения, разработка которого проектируется, а также запасы растворенного в нефти и свободного газа.

При подготовке впервые составляемой для месторождения технологической схемы анализируют параметры эксплуатации разведочных или опытных скважин. В результате комплексного геолого-геофизического изучения месторождения, данных об эксплуатации разведочных скважин, на основе опыта разработки аналогичных месторождений рассматривают возможные варианты системы разработки с различным объединением пластов в объекты разработки и применением различных технологий извлечения нефти из недр.

Для расчета показателей разработки обосновывают и принимают различные модели разработки и расчетные схемы. На основе моделей разработки определяют технологические показатели для рассматриваемых вариантов. До расчетов приводят сводку принятых исходных данных.

Если систему в проекте не предполагается существенно изменять, можно использовать эмпирические методики прогнозирования разработки месторождения, адаптированные к данным предыдущей разработки.

На основе системы и технологических показателей в различных предполагаемых вариантах разработки месторождения, рассчитывают технико-экономические и экономические показатели. Определяют по вариантам максимальный (проектный) уровень добычи нефти и жидкости, максимальный темп разработки, год выхода месторождения на максимальный уровень добычи нефти, продолжительность добычи нефти на этом уровне. За первые 5,10 и 15 лет определяют накопленную добычу нефти, накопленную добычу жидкости, объем закачиваемой воды или других веществ в пласты. Оценивают срок разработки месторождения и конечную нефтеотдачу.

Для характеристики систем разработки в различных вариантах учитывают параметры S_c, N_кр, w и w_p, а также фонд добывающих, нагнетательных и обустройства отдельных объектов разработки.

Далее по вариантам устанавливают экономические показатели. Указывают за 5, 10 и 15 лет общие капитальные вложения, текущие и эксплуатационные затраты, себестоимость продукции, приведенные затраты.

Если проектируется разработка нефтяного месторождения с применением новой технологии извлечения нефти из недр, обеспечивающей большую нефтеотдачу по сравнению с ранее применявшейся, базовой технологией, то сравнивают технологические и технико-экономические показатели разработки с использованием базовой и новой технологии.

Особо определяют дополнительную добычу нефти, которая будет получена при использовании новой технологии, а также дополнительные капитальные вложения, себестоимость дополнительно добытой нефти, приведенные затраты, на дополнительно добытую нефть.

В технологических схемах обычно оценивают распределение скважин по способам эксплуатации. В проектах же разработки рассчитывают распределение по годам действующего фонда скважин по основным четырем способам эксплуатации: фонтанному, газлифтному, ЭЦН и ШГН. Конструкция добывающих и нагнетательных скважин должна быть приведена в технологической схеме разработки. Однако окончательно ее устанавливают во время составления проекта разработки. Определяют также вид и перечень эксплуатационного оборудования, для подъема нефти из скважин, а также оборудования для воздействия на пласты месторождения с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

В технологических схемах и проектах разработки особое внимание уделяют инженерному решению вопросов охраны недр и окружающей среды.

7. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для круговой залежи.

Жестководонапорный режим

При жестко-водонапорном режиме движение нефти в пласте к забоям скважин происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих постоянное пополнение из поверхностных источников за счет атмосферных осадков, талых.

Жестководонапорный режим

- Источник пластовой энергии: напор краевых (или подошвенных) вод.

- Запасы вод постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов.

- Особенность: поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть.

- Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

 

- Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

- Коэффициент нефтеотдачи пластов – 0,5-0,8 (самый высокий).

- Происходит фонтанирование скважины. Важно: отбор нефти не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратиться.

Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для круговой залежи.

В расчетах для круговой залежи применяют понятие приведенного контура питания:

Где R_p– расчетный контур питания, определяемый по формуле:

Дебит одной скважины, работающей в круговой батарее, определяется по формуле:

Где р_к и р_с – соответственно давления на контуре кругового пласта и в скажинах; R_k и R_б – соответсвенно радиус контура питания и радиус батареи скважин; r_c – радиус скважин; n – число скважин в батарее, причем

Где s - половина расстояния между скважинами.

Если принять R_k>>R_б, то

Причем =R_с а, =R₁, где R_c является внешним, а R₁ – внутренним сопротивлениями скважинамы.

Суммарный дебит всех скважин, работающих в круговой батарее(дебит ряда) определяется по формуле:

Где =W - внешнее сопротивление рядов, а

=v - внутреннее. Причем полное сопротивление потоку движущейся жидкости между рядами будет равно , в призабойной зоне - .

Общая схема составления системы уравнений остается аналогичной полосообразной, но в случае круговой залежи внешние и внутренние сопротивления рядов изменяются.

Сложный фильтрационный поток в одной скважине в круговом пласте можно разделить на плоскорадиальный от контура до круговой галереи и плоскорадиальный скважине внутри галереи. Приток ко всем скважинам аналогичен паралельному соединению проводников с одинаковым сопротивлением R=v+W.

Для круговой залежи также целесообразно одновременная работа не более чем трех рядов.

Приведенные методы гидродинамических расчетов для полосообразных и круговых залежей позволяют при различных вариантах расстановки рядов скважин определить суммарные отборы и дебиты каждой скважины.

Для определения оптимальных условий разработки необходимо рассматривать не менее трех вариантов размещения, для которых должна быть определена продолжительность эксплуатации и экономическая эффективность разработки.

 

8. Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и законтурного заводнения.

Дебит одной скважины, работающей в единственном бесконечном ряду в полосовой залежи при равных вязкостях воды и нефти, можно по формуле:

Удельный дебит, приходящийся на единицу расстояния между скважинами:

Суммарный дебит всех скважин, работающий в ряду:

Где h – толщина пласта, м; P_k – давление на контуре питания залежи, Мпа;

L – расстояние между контуром питания и рядом, м; 2s - расстояние между скважинами, м; r_c – радуисгидродинамически совершенной скажины, м.

Решая уравнение выше относительно Dp=p_k-p_c=p_i-1-p_i, получим

где =W - внешнее сопротивление ряда, а =v - внутреннее сопротивление призабойной зоны. Поэтому:

или в общем виде:

Формуле в электрической теории соответствует закон Ома:

Или закон Кирхгофа для цепи:

где DU – изменение напряжения между двумя узлами электрической цепи;

I_jR_j– произведение силы тока на сопротивление участка цепи; n- число участков между узлами.

Таким образом, по электрической аналогии можно сопоставить:

1) изменение напряжения DU с перепадом давления DР; 2) силу тока I с дебитом жидкости Q. 3) электрическое сопротивление Rc гидравлическим сопротивлением в пласте:

В наиболее общем виде формулы интерференции рядов одновременно работающих скважин имеют вид:

Причем j=1,2,3…n; p_c0=p_k

Приведенные выше формулы справедливы, если:

1) скважины в рядах находятся на одинаковом расстоянии, но эти расстояния в разных рядах могут быть различны;

2) забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы, но эти давления в разных рядах могут отличаться.

3)радиусы всех скважин одного и того же ряда, а для несовершенных скважин их приведенные радиусы одинаковы, но могут различаться по рядам;

4) дебиты скважин одного ряда в однородном пласте считаются одинаковыми;

5) расстояние от контура питания до первого ряда скважин больше половины расстояния меду сквадинами в ряду;

6) полосовая залежь предпологается неограниченной по ширине или же принимают, что её границы перпендикулярны рядам скважин.

При решшении задач по определению дебитов при их совместной работе оказывается, что максимальный суммарный дебит пр любой расстановке рядов и скваин можно получить, эксплуатируя одновременно три ряда скважин. Если все скважины трех работают при одинаковом забойном давлении, то дебит второго ряда составит примерно 30-40%, а третьего – 15-20% от дебита первого ряда. Четвертый ряд практически прироста в дебите не дает, и средства на бурение и освоение скважин этог ряда не оправдываются.

Гидродинамические расчеты по определению дебитов рядов скважин в случае круговой залежи проводятся по формулам, также полученным исходя из принципов электроаналогии.

 

 

9 Разработка нефтяных месторождений при жестко-водонапорном режиме. Гидродинамические расчеты отборов жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной залежи и внутриконтурного заводнения.

 

Метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений (метод Борисова)

Данный метод называется методом Борисова и позволяет сложный фильтрационный поток в пласте при совместной работе нескольких батарей эксплуатационных и нагнетательных скважин разложить на простейшие потоки – к одиночно работающей скважине и к одиночно работающей батареи. Реализация данного метода достигается введением понятий внутреннего и внешнего фильтрационных сопротивлений, которые придают простейший физический смысл членам уравнений, используемых для подсчетов дебитов и значений потенциальных функций. Законом Ома I=U / R, где I – ток, U – разность потенциалов и R – сопротивление. Фильтрационное сопротивление определяется величиной знаменателя правой части (7.30), который состоит из двух слагаемых. Если в (7.30) оставить только первое слагаемое, то оно будет выражать дебит в прямолинейно-параллельном потоке через площадь величиной nh s на длине L. Таким образом, первое слагаемое выражает фильтрационное сопротивление потоку от контура питания к участку прямолинейной бесконечной цепочки, занятому n скважинами, в предположении замены батареи галереей. Борисов назвал эту часть фильтрационного сопротивления – внешним фильтрационным сопротивлением:

. (7.32)

Оставим теперь в (7.30) только второе слагаемое. В этом случае получим аналог формулы Дюпюи для суммарного дебита n скважин при плоскорадиальном течении и в предположении, что каждая скважина окружена контуром питания длиной s. Таким образом, второе слагаемое выражает местное фильтрационное сопротивление, возникающее при подходе жидкости к скважинам. Появление этого сопротивления объясняется искривлением линий тока у скважин и, по Борисову, оно получило название внутреннего

. (7.33)

На внешнее и внутреннее фильтрационные сопротивления разделяется также полное фильтрационное сопротивление кольцевой батареи:

. (7.34)

Здесь r выражает фильтрационное сопротивление потоку от контура питания к кольцевой батареи радиуса а в предположении, что поток плоскорадиален и батарея заменена галереей. Внутреннее сопротивление r ^/ – это сопротивление плоскорадиального потока от воображаемого контура окружности длиной 2pа/n к скважине. Величина 2pа/n – длина дуги сектора радиусаа, который содержит одну из скважин батареи.

Рис. 7.12. Схема одной Рис. 7.13 Электрическая батареи схема одной батареи

 

Электрическая схема в случае одной батареи (рис.7.12) имеет вид (рис.7.13). На рис.7.12 затемнены области внутреннего сопротивления.

Рис.7.14. Схема n-батарей с двумя контурами питания: а) линейные батареи; b) кольцевые батареи

 

 

Рассмотрим случай притока к n эксплуатационным и нагнетательным батареям скважин и составим схему сопротивлений. Предположим, что скважины i - йбатареи имеют забойные потенциалы j_сi (i = 1,...,n), пласт имеет контурные потенциалы j_к1и j_к2(рис. 7.14). Пусть j_к1 > j_к2. Очевидно, поток от контура питания к первому ряду скважин будет частично перехватываться первой батареей и частично двигаться ко второй. Поток ко второй батарее будет частично перехватываться второй батареей, частично двигаться к третьей и т.д. Этому движению отвечает разветвленная схема фильтрационных сопротивлений (рис. 7.15).

Рис. 7.15. Электрическая схема n-батарей с двумя контурами питания

 

 

Расчет ведется от контура с большим потенциалом к контуру с меньшим потенциалом, а сопротивления рассчитываются по зависимостям:

· прямолинейная батарея

(7.35)

· круговая батарея

(7.36)

где L_i – расстояние между батареями (для i = 1 - L₁ = L_к1); r_i – радиусы батарей (для i = 1 - r₀ = r_к); k_i – число скважин в батарее.

Дальнейший расчет ведется, как для электрических разветвленных цепей, согласно законам Ома и Кирхгоффа:

· - алгебраическая сумма сходящихся в узле дебитов равна нулю, если считать подходящие к узлу дебиты положительными, а отходящие – отрицательными.

· - алгебраическая сумма произведения дебитов на сопротивления (включая и внутренние) равна алгебраической сумме потенциалов, действующих в замкнутом контуре. При этом и дебиты и потенциалы, совпадающие с произвольно выбранным направлением обхода контура, считаются положительными, а направленные навстречу обходу отрицательными.

Следует помнить, что для последовательных сопротивлений r = Sr_i, а для параллельных:

Рис.7.16. Электрическая схема n-батарей с двумя контурами питания (проницаемым и непроницаемым)

 

Если одна из границ непроницаема, то расход через неё равен нулю, и в соответствующем узле схемы фильтрационных сопротивлений задаётся не потенциал, а расход. На рис. 7.16 показана схема в случае непроницаемости второго контура, где вместо потенциала j_к2 (рис.7.15) задано условие SG_i= 0.

 

Приведенные формулы тем точнее, чем больше расстояние между батареями по сравнению с половиной расстояния между скважинами. Если расстояние между скважинами много больше расстояния между батареями, то расчет надо вести по общим формулам интерференции скважин, или использовать другие виды схематизации течения, например, заменить две близко расположенные соседние батареи скважин с редкими расстояниями между скважинами (рис. 7.17,а) эквивалентной батареей – с суммарным числом скважин и расположенной посредине (рис.7.17,b).

 

Рис. 7.17. Схема замены соседних батарей скважин одной батареей