Методы интенсификации притока

ВЫводы

 

Опытно-промышленные работы по термическим методам добычи нефти, показали высокую эффективность этих методов как обеспечивающих высокую выработку нефтенасыщенного пласта и получили дальнейшее развитие.За последние годы значительно расширились масштабы исследований в этом направлении как в научно-исследовательских, проектных и конструкторских организациях, так и в деле практического внедрения термических методов почти во всех нефтедобывающих регионах страны.

Для большей концентрации работ в области термических методов разработки нефтяных месторождений и придания им целенаправленного характера создано специальное научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти Союзтермнефть, которое возглавило работы по ускорению научно-технического прогресса в нефтяной промышленности путем разработки нефтяных месторождений указанными методами. Такая концентрация научного и промышленного потенциала, подчиненная единой цели, была своевременной, поскольку наметились серьезные изменения как в технологии, так и в области технических средств разработки месторождений термическими методами.

Разработаны и серийно выпущены парогенераторы и оборудование для внутрипластового горения, которые проходят промышленные испытания на нефтяных промыслах. На этой основе разработаны и создаются более совершенные и технологичные технические средства для нагнетания в пласты рабочих агентов.

На ближайшую перспективу определены основные направления по разработке и выпуску технических средств, обеспечивающих эффективное осуществление термических методов добычи нефти в различных условиях, в том числе при больших глубинах залегания пласта и в условиях Крайнего Севера под слоем вечной мерзлоты.

Основной технологией термического воздействия на пласт стало сочетание термического воздействия (создание мощных тепловых оторочек) с заводнением. Проведены и проводятся планомерные теоретические и экспериментальные исследования по испытанию различных технологических процессов теплового воздействия на пласт для применения их в конкретных физико-геологических условиях.

Начались исследования и критический анализ основных принципов разработки и прежде всего вопросов, связанных с выбором сетки скважин и продуктивных мощностей пласта.

Уже стало бесспорным, что для достижения максимального теплового эффекта и обеспечения высокой нефтеотдачи потребуется сравнительно плотная сетка скважин и соответствующие оптимальные мощности продуктивного пласта для более полного его охвата нагнетаемыми рабочими агентами.

Проведены технико-экономические исследования и обоснован выбор месторождений для термических методов добычи нефти. С целью получения в короткие сроки конечных результатов все залежи нефти в зависимости от физико-геологических особенностей пластов и насыщающих жидкостей классифицированы в несколько характерных групп, в составе которых выбраны базовые объекты, где начаты крупномасштабные опытно-промышленные работы.

Основная цель этих работ - решение принципиальных задач, к которым относятся:

определение оптимальной плотности сетки скважин для эффективного ведения каждого из проектируемых процессов;

отработка способов контроля и регулирования разработки и выявления наиболее технологичных систем расстановки скважин;

реализация и проверка в промысловых условиях новых научных идей, результатов теоретических и экспериментальных исследований различных сторон механизма термического воздействия на пласт, новых технологических процессов и технических средств, Обеспечивающих дальнейший прогресс в области термических методов разработки нефтяных месторождений.

Полученные результаты на опытно-промышленных промыслах позволят расширить процесс как на данных объектах, так и внедрить их на аналогичных в геолого-физическом отношении месторождениях.

Учитывая большое народнохозяйственное значение проблемы увеличения нефтеотдачи пластов в одиннадцатой и последующих пятилетках, подготовлена программа комплексных научно-технических мероприятий, направленная на повышение степени извлечения нефти из недр. Эта программа не только для Министерства нефтяной промышленности, но и для министерств химической промышленности, химического и нефтяного машиностроения, приборостроения, средств автоматизации и систем.

В результате выполнения указанной программы и расширения внедрения термических методов добычи нефти будут решены основные технические и технологические задачи, позволяющие выбрать наиболее эффективные по нефтеотдаче и технико-экономическим показателям варианты термического воздействия на пласт.

Все работы имеют большое научное и практическое значение. Их широкое внедрение в промышленность позволит решить важную народнохозяйственную проблему максимального использования природных ресурсов страны.

Термические методы добычи нефти в сочетании с другими новыми методами воздействия на пласт, в области которых в настоящее время проводятся исследования, явятся новым важным шагом на пути решения этой крупной народнохозяйственной проблемы.

 

 

Для повышения эффективности эксплуатации месторождений, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или воды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвижных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью передвижных установок или электронагревателей. Для эффективного прогрева призабойной зоны пласта необходимо 15-30 м 3 горячих нефтепродуктов или сырой нефти, нагретых до 90-95 °С.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей промывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работы скважины по подъемным (насосно-компресорным) трубам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке тепловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незначительно.

Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного подземного оборудования и спуска насосно-компресорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают горячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10-12 м3 горячей нефти и 80-100 кг ПАВ). По истечении 6-7 часов после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90-95 °С и добавляют ПАВ (0,5-1% объема воды). Приготовленную таким способом воду в количестве 70-80 м3 под давлением закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов теплового воздействия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8-15 МПа при следующих благоприятных условиях:

- глубина продуктивного пласта не более 1200 м;

-толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами,не менее15 м;

- вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа*с;

- остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50 %;

- плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3.

Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

Перед закачкой пара проводят исследование скважин.

- замер дебита нефти;

- замер дебита газа;

- замер дебита воды;

- замер пластового давления;

- замер температуры;

- замер статического уровня.

Затем промывают забой, спускают насосно-компресорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглубоких скважинах (до 500-600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компресорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудование, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компрессора с телескопическим устройством.

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых установок (ППУ), парогенераторных установок (ПТУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Имеются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизированные передвижные парогенераторные установки типа УПГ -9/120 с подачей пара до 9 т/ч и рабочим давлением 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управление работой оборудования осуществляется из кабины оператора.

Парогенераторную установку (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора своим давлением вытесняет нефть из НКТ и поступает в пласт. После закачки пара (не менее 1000 т) устье скважины герметизируют на 2-5 суток для передачи тепла в глубь пласта. Затем извлекают НКТ, спускают насосное оборудование и скважину вводят в эксплуатацию.

Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей, спускаемых в скважину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель состоит из трех основных узлов: головки, клеменной полости, трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН). Головка соединяется болтами с гидрофланцем.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в течении 5-7 суток, радиус повышенного температурного поля достигает при этом 1-1,2 м.

Метод применяется обычно на месторождениях с маловязкими нефтями.

Паронагнетательные установки УПГ-60/160 и УПГ-50/60 предназначены для паротеппового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Техническая характеристика

Показатель	УПГ-60/160	УПГ-50/60
производительность на пару, т/ч
теплопроизводительность, Гкал/ч	34,4	25,4
номинальное давление пара, МПа	16,0	6,0
установленная электрическая мощность, кВт	1528,0	1294,5
температура отработанных газов, °С
КПД установки, °/о	80,0	83,9
вид топлива	газ	газ, нефть

Паронагнетательная установка УПГ-50/60 состоит:

- дроссельное устройство;

- парогенератор;

- подогреватель топлива;

- дутьевой вентилятор;

- подогреватель воздуха;

- топливный насос;

- деаэратор;

- охладитель деаэрированной воды;

- электронасосный агрегат;

- сульфоугольный фильтр;

- насос химочищенной воды;

- бак химочищенной воды;

- насос исходной воды;

- подогреватель исходной воды;

- фильтр химводоочистки.

Парогенераторная установка УПГ-60/160:

- подогреватель воздуха;

- электровинтилятор;

парогенератор;

- ГРП;

- дроссельное устройство;

- деаэратор;

- охладитель деаэрированной воды;

- питательный насос;

- сульфаугольный фильтр;

- деаэраторный насос;

- бак химочищенной воды;

- насос исходной воды;

- подогреватель исходной воды;

- фильтр химводоочистки.

Паронагнетательная установка ППУА-1600/100 состоит из цистерны для воды, емкости для топлива, парогенератора, питательного насоса, вентилятора высокого давления, топливного насоса, привода установки, приборов и трубопроводов.

Техническая характеристика

производительность по пару, т/ч	1,6
давление пара, МПа	9,81
температура пара, °С
теплопроизводительность, Гкал/ч	0,94
масса установки без заправки водой и топливом, кг
вместимость цистерны, м3	5,2

 

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1 предназначена для герметизации устья скважин при паротепловом воздействии на пласт.

Техническая характеристика

тип арматуры	АП-65/210	АП-65/50х16У1
рабочее давление, МПА
максимальная температура, °С
условный проход, мм

Устьевая арматура АП-65/210, АП-65/50х16У1:

-устьевой сальник;

- задвижка;

- устьевое шарнирное устройство;

- специальная труба.

Термостойкие пакеры ПВ-ЯГМ-Г-122-140, ПВ-ЯГМ-Г-140-140 предназначены для герметизации ствола скважины при нагнетании теплоносителя.

Термостойкий пакер:

-переводник;

-верхний шлипсовый узел;

-уплотнитель;

-нижний шлипсовый узел;

-гидроцилиндр;

-клапанный узел;

-фильтр.

Техническая характеристика

типпакеров	ПВ-ЯГМ-Г-122-140	ПВ-ЯГМ-Г-140-140
диметр обсадных труб, мм
максимальный перепад давлений, МПа	14,0	14,0
максимальная температура, °С
условный диаметр обсадных труб, мм
давление при посадке пакера, МПа
диаметрпакера, мм
длинапакера, мм

Газовые винтовые компрессоры Компрессорные установки, изготавливаемые на базе винтовых газовых компрессоров с подачей 10...50 м3/мин, по условиям всасывания применяются в нефтяной промышленности для сбора и внутрипромыслового транспорта нефтяного газа после концевых ступеней сепарации, включая «горячую» вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных скважин.

По назначению эти компрессоры подразделяют на две группы:

- компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКГ-30/7, 7ВКГ-50/7 предназначены для сбора нефтяного газа с давлением на приеме, близкому к атмосферному и давлением нагнетания 0,6...0,7 МПа;

- компрессор 6ГВ-18/6-17, дожимающий газ с начального давления 0,6 до 1,7 МПа.

Техническая характеристика компрессорных установок приведена в таблице 10.

Таблица 10

Показатели	Компрессорная установка
	5ВКГ-10/6	6ГВ-18/6-17	7ВКГ-30/7	7ВКГ-50/7
Подача по условиям всасывания, м3/мин
Давление газа на всасывании, МПа	0,08...0,12	0,6	0,08...0,12	0,08...0,12
Давление нагнетания, МПа	0,6	1,7	0,7	0,7
Температура газа на приеме, °С		15...45	5...45	5...45
Температура газомасляной смеси на нагнетании, °С	80...100

 

Компрессорные установки - автоматизированные, включают в себя следующие блоки:

- компрессорный агрегат, в который входят:

- компрессор;

- электродвигатель;

- фильтры масла грубой и тонкой очистки;

- трубопроводы;

- запорная и регулирующая арматура;

- местный щит контроля и управления. все узлы смонтированы к общей раме;

- блок маслоохладителя в установке 7ВКГ-50/7 состоит из двух параллельно функционирующих воздушных холодильников;

- дистанционный щит управления:

корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с двумя вертикальными разъемами; состоит:

- камеры всасывания и нагнетания;

- блока цилиндров.

- роторы (ведущий и ведомый) — Стальные, с винтовой нарезкой зубьев асимметричного профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба, ведомый - шесть зубьев. Отношение длины ротора к его диаметру в установке-1,35.

Каждый ротор упирается на два опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых сил на роторах установлены радиально-упорные шарикоподшипники. Уплотнение на выходном конце ведущего ротора -торцовое графитовое.

- система смазки - циркуляционная под давлением; впрыск масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смазки и охлаждения винтов и подшипников.

- Система автоматики обеспечивает управление установкой, контроль основных параметров и защиту от аварийных режимов работы.

Компрессорная установка 7ВКГ-50/ состоит:

- электродвигатель;

- местный щит контроля и управления;

- компрессор;

- блок маслоохладителя;

- рама;

- компенсатор;

- камера всасывания;

- блок цилиндров;

- ведомый и ведущий роторы;

- роликоподшипник;

- камера нагнетания;

- блок шарикоподшипников;

- разгрузочный поршень;

- торцевое уплотнение.

Вопрос 19. Оценка технологической эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов, проводимых на скважинах действующего фонда

Эксплуатация нефтегазовых месторождений на поздней стадии разработки характеризуется постоянным плавным падением добычи. Это связано, прежде всего, с истощением запасов, снижением пластового давления и увеличением обводненности продукции добывающих скважин. Для поддержания добычи на прежнем уровне или для снижения темпов ее падения применяют различные методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН), что позволяет вести разработку более эффективно и в итоге увеличить конечный коэффициент нефтеотдачи (КИН).

Для оценки технологической эффективности МУН необходимо определить величину дополнительной добычи нефти от проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), для чего существует целый ряд методик, основанных на сопоставлении базовой (прогнозной) и фактической добычи нефти со скважины на конец расчетного периода. Именно эта разница и определяет величину дополнительной добычи нефти.

Базовая добыча рассчитывается по характеристикам вытеснения, которые более всего подходят к данным условиям разработки объекта, то есть имеют максимальную сходимость с фактическими данными объекта. С другой стороны, оценка технологической эффективности МУН должна быть связана с прогнозированием добычи на будущий период, так как при этом также планируется эффективность ГТМ. Другими словами, планирование добычи нефти или планирование дополнительной добычи нефти и оценка технологической эффективности ГТМ должны осуществляться по одним и тем же методикам или методикам, в которые заложен один и тот же принцип расчета.

Применяемая в настоящее время методика оценки технологической эффективности ГТМ (МУН) основана на методике прогнозирования добычи нефти, разработанной специалистами ТНК-ВР в 2007 году. Суть методики состоит в том, что прогнозирование добычи нефти осуществляется с учетом потерь, возникающих в результате истощения и роста обводненности разрабатываемого объекта, а также вывода скважин из эксплуатации. Расчет потерь нефти осуществляется по экспоненциальной зависимости, учитывающей темп падения дебита скважин на будущий период, определяемый на основе аналогичных показателей предшествующего периода. При этом для более точного прогнозирования потерь темп падения дебитов рассчитывается отдельно для скважин базового фонда – без ГТМ (МУН) – и скважин фонда с ГТМ (МУН), причем в последнем случае расчеты выполняются по каждому виду ГТМ (МУН) отдельно, так как тренды падения дебита могут существенно отличаться.
Существующая методика оценки технологической эффективности ГТМ

Применяемая в настоящее время методика оценки технологической эффективности ГТМ (МУН) предусматривает расчет дополнительной добычи нефти по следующему алгоритму.

Сначала определяется экспоненциальный коэффициент падения дебита сква- жин базового фонда, включающего все скважины месторождения, не подверженные воздействию ГТМ (МУН) в предшествующий период, без учета их расположения по площади месторождения и эксплуатируемых объектов (пластов). Расчет проводится по среднесуточным дебитам всех скважин за первый и двенадцатый месяц года.

Аналогично определяется экспоненциальный коэффициент падения дебита по скважинам с ГТМ (МУН). В расчете участвуют все скважины с проведенными на них ГТМ при аналогичных условиях (без учета расположения по площади месторождения и эксплуатируемых объектов (пластов)).

После этого выполняется прогнозный расчет базовой среднесуточной добычи и среднесуточной добычи, полученной от МУН, на 12 месяцев с учетом темпа падения по предыдущему периоду. При этом начальным дебитом для скважин после применения МУН является дебит с учетом минимально-необходимого прироста.

Наконец, дополнительная годовая добыча рассчитывается как разница между прогнозной накопленной базовой добычей и прогнозной накопленной добычей после применения МУН с учетом времени работы скважин за этот период.

Таким образом, основным критерием прогнозирования дополнительной добычи нефти и оценки технологической эффективности ГТМ является темп падения дебита, рассчитанный по экспоненциальной зависимости (I).

Рассматривая динамику изменения суточного дебита и экспоненциальные коэффициенты падения дебита по объектам (Табл. 1) и элементам разработки (Табл. 2), можно заметить, что они изменяются существенно – это связано с различиями геолого-физических характеристик пластов (объектов) и физико-химических характеристик добываемой жидкости, а также с энергетическим состоянием объектов, компенсацией отборов закачкой и другими факторами.

Таким образом, если базовый фонд месторождения в большинстве своем эксплуатирует один объект, а ГТМ (МУН) проводится на другом объекте, то дополнительная добыча от ГТМ (МУН) может быть рассчитана некорректно. Иными словами, при оценке технологической эффективности ГТМ темп падения дебита нужно рассчитывать индивидуально по
каждому объекту и по возможности с привязкой к элементу разработки.

Индивидуальный подход к каждому элементу разработки
Предлагаемая новая методика расчета эффективности МУН с учетом темпа падения, полученного по одному объекту и одному элементу, также строится на расчете темпа падения базовой добычи и добычи от скважин с МУН. Для примера рассмотрим оценку технологической эффективности двух видов ГТМ – оптимизация и обработка призабойной зоны (ОПЗ) при подземном ремонте скважин (ПРС), выполненных на скважинах элемента М-1 объекта БВ10(1-2) Самотлорскогоместорождения (Рис. 1).

Сначала подбирается группа скважин объекта, не подверженная ГТМ (МУН) в предшествующем периоде (один год), – в нашем случае, расчет проводился по скважинам 800е, 815е, 801е, 888е и 845е. По выбранным скважинам определяется средний дебит на начало и конец периода и по формуле (I) рассчитывается темп падения базовой добычи нефти – по элементу М-1 объекта БВ10(1-2) экспоненциальный коэффициент падения базовой добычи составил 93,2% (Табл. 3).

После этого подбираются скважины того же эксплуатационного объекта, на которых в предшествующий период (один год) был выполнен один и тот же вид МУН. В нашем случае расчет проводился по скважинам 806е и 814е (вид МУН – оптимизация) и 881е и 843е (вид МУН – ОПЗ при ПРС). По выбранным скважинам также определяется средний дебит на начало и конец периода и по формуле (I) рассчитывается темп падения суточной добычи – по фактическим данным скважин 806е, 814е, 881е и 843е, экспоненциальный коэффициент падения составил 79,6% по оптимизации и 67,1% по ОПЗ при ПРС (Табл. 4).

Прогнозный расчет базовой добычи проводится с учетом темпа падения, полученного по скважинам базового фонда в предшествующем периоде (Табл. 3), начальным дебитом при этом является фактический дебит скважины на дату проведения МУН. Прогнозная добыча, получаемая после проведения МУН, рассчитывается по тому же принципу, но с учетом темпа падения по видам МУН (Табл. 4); здесь начальным дебитом является ожидаемый дебит скважины после МУН (ожидаемый прирост после проведения оптимизации составляет 5 т, после проведения ОПЗ – 3 т). В результате прогнозного расчета эффект от МУН составил 1 395 т по оптимизации и 947 т по ОПЗ при ПРС (Табл. 5).

Оценка фактической эффективности ГТМ проводится аналогично прогнозированию, только стартовым дебитом скважины является дебит, полученный после МУН в первый месяц эксплуатации. Дополнительная добыча определяется как разница между прогнозной накопленной базовой добычей, полученной с учетом темпа падения, и фактической накопленной добычей нефти на конец расчетного периода. В результате фактической оценки технологического эффекта дополнительная добыча от МУН составила 2 052 т по оптимизации и 179 т по ОПЗ при ПРС (Табл. 6, Рис. 2).

Как мы видим, в результате полученного расчета прогнозная добыча значительно расходится с фактической, причина этому – малая выборка скважин для расчета темпов падения и воздействие систем подержания пластового давления. Вместе с тем, предложенное дополнение к методике оценки эффективности ГТМ (МУН) позволяет более точно определить величину дополнительной добычи нефти со скважины, а в некоторых случаях повысить ее за счет более корректной оценки базовой добычи. Кроме того, это допол- нение позволит учесть интерференцию скважин: при оценке скважин одного элемента разработки ее влияние будет выражено более ярко.

Вопрос 24. Определение профилей притока и приемистости рабочих агентов. Управление процессом разработки на различных стадиях. Способы эффективной разработки нефтегазовых месторождений

Определение профилей притока в эксплуатационных скважинах является задачей, от корректного решения которой во многом зависит принятие решений по максимально эффективной разработке месторождений нефти и газа или проведению работ по капитальному ремонту конкретной скважины. Основными задачами, решение которых осуществляется при выполнении комплексов ГИС являются:

• определение максимально отдающих, а следовательно наиболее перспективных для разработки интервалов притока или наоборот потенциально опасных на предмет обводнения, если скважина находится в зоне близкой к ВНК.

• определение слабо отдающих или не работающих интервалов, которые в дальнейшем могут быть подвержены работам по интенсификации притоков (кислотные обработки, термогазохимическое воздействие, ГРП и т.п.) с целью увеличения добычи.

Характерной чертой эксплуатации многих нефтегазовых месторождений является снижение пластовых давлений в период разработки, что влечет за собой снижение добычи нефти и газа и ряд других негативных явлений. Для поддержания давлений на достаточно высоком уровне на месторождениях, как правило, выполняется бурение специализированных водонагнетательных скважин, либо в разряд нагнетательных скважин переводятся скважины, эксплуатация которых по тем или иным причинам становиться неэффективной. Фонд таких скважин на месторождении может составлять до 30 – 35 % от общего объема пробуренных и более. Закачка жидкости в скважины «в слепую» зачастую может оказаться не только неэффективной, а давать отрицательные результаты. С целью избежать неэффективного использования нагнетательного фонда, нефтедобывающими компаниями проводиться ряд мероприятий составной частью которых являются геофизические исследования для определения профилей приемистости скважин. В настоящее время производственными подразделениями ТОО НПП «УралНефтеГазСервис» выполнены комплексы ГИС с целью определения профилей приемистости в более чем 500 нагнетательных скважинах.

Основными регистрирующими комплексами при выполнении работ по определению профилей притока/приемистости являются малогабаритные комплексные скважинные приборы серии Сова, позволяющие за один спуск выполнять регистрацию 9-ти параметров одновременно.

 

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости n в
(отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Т дн, жидкости Т дж и обводненности продукции n в при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержаниевысокого уровня добычи нефти; 3 ‑значительное снижение добычи нефти; 4
– завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта — характеризуется:

— интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов);

— быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6¸0,8 от максимального;

— резким снижением пластового давления;

— небольшой обводненностью продукции n в
(обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35% при повышенной вязкости);

— достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К н (около10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Т дн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти — характеризуется:

— более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ¸ 2 года — при повышенной вязкости;

— ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

— нарастанием обводненности продукции n в
(ежегодный рост обводненности составляет 2 ¸ 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

— отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

— текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи — 10¸15%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

— снижением добычи нефти (в среднем на 10 ¸ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

— темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %;

— уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

— прогрессирующим обводнением продукции n в
до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

— повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи К н
на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

— суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема отбалансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача — замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Т дн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности n в.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ¸ 90 % извлекаемых запасов нефти.

— Четвертая стадия — завершающая — характеризуется:

— малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Т дн (в среднем около 1%);

— большими темпами отбора жидкости Т дж
(водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3);

— высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

— более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до0,1);

— отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

 

Способы эффективной разработки нефтегазовых месторождений Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки многопластовых залежей углеводородов, где газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами плотных, но проницаемых пород. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи и газоконденсатоотдачи путем комплексного воздействия на нефтяные оторочки за счет рационального расположения в залежи стволов скважин, увеличения поверхности отбора нефти (зоны перфорации) и уменьшения депрессии на пласт. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных скважин с обсаженными ответвлениями. Одно из этих ответвлений, дальнее от устья, направлено вверх на пересечение газоносного интервала залежи. Остальные ответвления направлены вниз на пересечение нефтенасыщенного интервала залежи. Используют естественный газлифт нефти. Вскрывают нефтенасыщенный интервал. Создают фильтрационный экран. Согласно изобретению горизонтальные участки добывающих скважин проводят выше нефтенасыщенного интервала. Фильтрационные экраны создают на границе водонефтяного контакта, где продольная пластовая проницаемость больше поперечной. Экраны создают путем закачки через каждое нижнее ответвление под водонефтяной контакт жидкости с вязкостью, большей, чем у нефти. В каждой скважине для регулирования естественного газлифта нефти устанавливают эжектор и регулировочное перепускное устройство между нефтенасыщенными интервалами-коллекторами и газоносными интервалами-источниками энергии, которыми управляют с поверхности. 2 ил.

Начало формы

Конец формы

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки многопластовых залежей углеводородов, где газовые, нефтяные и водоносные пласты разделены пластами плотных, но проницаемых пород.

Известен способ разработки нефтегазовых месторождений (патент №2158820, МПК 7 Е 21 В 43/16, опубл. 10.11.2000 г., бюл. №31), включающий бурение горизонтальных добывающих скважин, вскрытие нефтенасыщенного интервала, создание фильтрационного экрана, добычу нефти в режиме критических безгазовых дебитов. Однако в нем умалчивается о соответствии критерию промышленной применимости, так как в нем не пояснено, каким образом будет устанавливать