Курсовое проектирование по «Разработке и эксплуатациинефтяных и газовых месторождений»

Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Введем понятие об объекте разработки месторождения.

Объект разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

С момента начала распространения депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта (ВНК) в законтурную водоносную область вода внедряется в нефтяную зону и вытесняет нефть к забоям добывающих скважин. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пластовых термодинамических условиях, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным вследствие равенства количеств отобранной жидкости (нефти, воды} и вторгшейся в залежь воды. Существование его связывают с наличием контура питания и с закачкой в пласт необходимых объемов воды для выполнения этого условия. В естественных условиях такой режим в чистом виде не встречается, однако его выделение способствует успешному и достаточно надежному проектированию процесса извлечения нефти. Нарушение равновесия между отбором жидкости и поступлением воды приводит к тому, что начинают играть роль энергии других видов: при увеличении поступления воды — энергия упругости; при уменьшении поступления воды (увеличении отбора) и снижении давления ниже давления насыщения — энергия расширения растворенного газа. При водонапорном режиме нефть в пласте находится в однофазном состоянии; выделения газа в пласте не происходит, как и при упругом режиме.

При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через системунагнетательных скважин.

Условие существования водонапорного режима

Рпл>Рнас,

где Pпл – среднее пластовое давление, Pнас – давление насыщения.

При этом условии свободного газа в пласте нет и фильтруется только нефть или нефть с водой. Проницаемый пласт 2 (рис. 2.3) обеспечивает гидродинамическую связь области отбора нефти 1 с областью питания 3, которой может служить естественный водоем – русло реки. В результате процессов складкообразования пористый и проницаемый пласты могут получить выход на дневную поверхность в районе, например, речного русла 3, из которого происходит непрерывная подпитка пласта водой при отборе нефти через скважины 4. Пласт-коллектор должен иметь достаточную проницаемость на всем протяжении от залежи до мест поглощения поверхностных вод. Это и обусловливает активность законтурной воды.

Как правило, пластовое давление в подобных залежах равно гидростатическому давлению столба воды высотой, равной глубине залегания пласта. Причем давление после некоторого снижения в начальной стадии разработки остается в дальнейшем практически постоянным при установленных темпах отбора жидкости (2 – 8 % от извлекаемых запасов в год).

При водонапорном режиме извлечение нефти сопровождаются ее замещением законтурной или нагнетаемой водой, что объясняет достаточно стабильные во времени дебиты скважин,

  
пластовое давление и газовый фактор. Стабильность газового фактора обусловлено еще и тем, что при Pпл > Pнас выделения газа в пласте не происходит, поэтому с каждой тонной нефти добывают только то количество газа, которое было в ней растворено при пластовых условиях (рис. 2.4). Обводнение скважины происходит относительно быстро. Однако при сильной слоистой неоднородности пласта обводнение скважин может растягиваться во времени, так как по хорошо проницаемым прослоям пластовая вода быстро достигает забоев скважин, а по плохо проницаемым – медленно. При водонапорном режиме происходит достаточно эффективное вытеснение нефти и достигаются наиболее высокие коэффициенты нефтеотдачи.

В отличие от естественного водонапорного режима при искусственном непрерывный напор воды, вытесняющей нефть, создают ее нагнетанием с поверхности через систему нагнетательных скважин. В таком случае пласт-коллектор не обязательно должен иметь выход на дневную поверхность для получения непрерывного питания.

При водонапорном режиме количество отобранной жидкости из залежи (нефть, вода) всегда равно количеству вторгшейся в залежь законтурной воды в пластовых термодинамических условиях.

Перераспределение давления в пласте, которое происходит при изменении отборов жидкости из скважин, должно при этом режиме происходить быстро (теоретически мгновенно), поэтому этот режим еще называют жестким. Депрессионная воронка вокруг скважины устанавливается также мгновенно. Этот режим теоретически изучен наиболее полно. В настоящее время более 80 % всей добываемой нефти получается из месторождений, разрабатываемых в условиях водонапорного режима (главным образом искусственного).

 

 

4. Гидродинамические расчеты отборов  жидкости по методу электроаналогии (метод Борисова) для полосообразной  залежи и внутриконтурного заводнения

Рассматриваются основные методы гидродинамических исследований скважин, технология их проведения и анализа результатов.  Отмечены достоинства и недостатки методов,  пути их развития.  Предложен способ анализа гидродинамических состояний скважин с использованием метода наименьших квадратов  (МНК)  в качестве алгоритма идентификации модели «пласт — призабойная зона — скважина»  с оценкой переходных процессов в скважине на основе устьевых измерений в режиме нормальной эксплуатации.

К гидродинамическим исследованиям принято относить весь комплекс

мероприятий,  направленных на измерение ряда параметров скважины  (давление,  температура, расход, время и др.) на установившихся и неустановившихся режимах ее работы. Основные цели гидродинамических исследований:

— определение параметров призабойной зоны скважины и пласта;

— определение свойств насыщающих залежь флюидов; 

— определение параметров фильтрации флюидов и основных характеристик скважин, в том числе коэффициенты проницаемости и пьезопроводности;

— контроль запаса выработки углеводородов.

Различают два основных метода гидродинамических исследований скважин — на стационарных и на неустановившихся режимах работы.

Исследование скважин на стационарных режимах работы

Технология исследования по данному методу предполагает спуск глубинного манометра и замер забойного давления в различных по характеристикам,

но обязательно установившихся режимах работы. Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы  (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления),  при известном пластовом давлении (рис. 1а),  Q = f P заб — при неизвестном пластовом давлении (определяется путем экстраполяции индикаторной линии до значения q = 0) (рис. 1б).

Прямолинейная индикаторная диаграмма (рис. 1а, линия 1) получается

при режиме фильтрации, описываемом законом Дарси:

На практике чаще всего получают диаграммы с искривлением в сторону оси депрессий (режим истощения) или в сторону оси дебитов (действие различных участков залежи с различной проницаемостью [6]; действие неустановившихся режимов фильтрации), обобщенное уравнение притока имеет вид:

 

Рис. 1. Типичные индикаторные диаграммы скважин:

а —в координатах Q = f (ΔP) ; б — в координатах Q = f (P заб);

в — в координатах

Для анализа сложных индикаторных кривых используют интерпретацию кривой зависимостью вида: , где — скорость фильтрации; b — коэффициент, характеризующий пористую среду и флюид. Итоговое выражение для расчета по сложным индикаторным прямым имеет вид:

,

где , . Изменение формы индикаторной линии объясняется наличием дополнительных факторов влияния на режим фильтрации: образованием области с двухфазной фильтрацией, изменением проницаемости, изменением скорости движения жидкости в пласте, различным по времени вступлением в режим фильтрации разных прослоев или пропластков залежи [3].

При исследовании скважин методом установившихся отборов за R k обычно принимают радиус зоны дренирования данной скважины, равный половине среднего расстояния до ближайшей скважины. В этом случае давление на границе рассматриваемого контура питания будет ниже, чем       P пл, что также вносит неточность в расчеты коэффициента проницаемости [4].

Существенным недостатком метода исследования скважин по индикаторным диаграммам является необходимость в замерах давления на установившихся режимах работы, что означает длительный интервал времени выдержки скважины в заданном режиме. К тому же процесс исследования предполагает вывод скважины из режима нормальной эксплуатации и применения глубинного оборудования, требующего значительных эксплутационных затрат.

Исследование скважин на нестационарных режимах работы

В основе исследований скважин на нестационарных режимах работы лежит получение и анализ кривой восстановления давления (КВД) — зависимость забойного давления по времени после изменения режима работы скважины.

Рассматривается решение уравнения пьезопроводности для задачи притока упругой жидкости к скважине в бесконечном упругом пласте после ее внезапной остановки [3]:

- изменение давления в упругом  пласте в точке, удаленной от  точки возмущения на расстояние r через время t ( — коэффициент пьезопроводности, характеризующий способность пласта к передаче возмущений, вызванных изменением режима работы скважин). В данном уравнении  r = , -  изменение давления на стенке скважины при пуске скважины с постоянным дебитом Q или ее останов после работы с дебитом Q. Для практических исследований данную формулу упрощают с использованием разложения в ряд Тейлора (формула М. Маскета):

   (3)

Перед исследованием скважины (при работе ее на стационарном режиме) замеряется дебит скважины. В работающую скважину спускают на забой глубинный манометр. После контроля стационарности режима работы скважину закрывают на устье. Манометр, находящийся на забое и зафиксировавший забойное давление при стационарном режиме работы, после остановки скважины регистрирует так называемую кривую восстановления забойного давления (КВД) (рис. 2а).

Для анализа КВД по формуле (3) ее линеаризуют следующим образом:

    (4)

Рис. 2. Вид сложных индикаторных диаграмм скважин:

а — КВД; б — КВД в координатах P(t) - lnt;

в — КВД в координатах

По КВД, построенной в координатах P(t) - lnt; (рис. 2б), определяются тангенс угла α и отрезок A, численные значения которых равны слагаемым в уравнении (4). Затем по известным Q, b и измеренному тангенсу угла α определяется коэффициент гидропроводности , по значению длины отрезка A — приведенный радиус скважины. Необходимым условием для работы по данному методу является достаточная длительность выдержки скважины на стационарном режиме работы до начала исследования (T>>t, где t — время исследования). При невозможности соблюдения данного условия используют метод Хорнера — построение КВД в координатах (рис. 2в), который позволяет также оценить пластовое давление Pпл.

Другим существенным недостатком данного метода является нелинейность получаемых КВД, что обусловлено наличием притока продукции в скважину после ее закрытия, который не учитывается формулой (4). Приток флюида в скважину происходит при разности давлений в скважине и призабойной зоне вследствие сжимаемости ГЖС при увеличении забойного давления, а также из-за инерционности масс жидкости в скважине. Таким образом, формула (4) не учитывает динамику наполнения скважины жидкостью после ее остановки на устье.

Есть большое количество методик, позволяющих косвенно учитывать

приток в скважину после ее остановки. Среди них выделяют дифференциальные и интегральные методы.

Дифференциальный метод предложен Ю. П. Борисовым и упрощен Г. В. Щербаковым и Ф. А. Требиным в варианте, когда приток учитывается по данным регистрации забойного, межтрубного и буферного давлений. Метод предусматривает внесение поправок в ординаты фактической кривой восстановления давления с таким расчетом, чтобы получить точки, соответствующие условиям, когда нет дополнительного притока. Дифференциальный метод исследования скважин на неустановившихся режимах поразумевают разбитие процесса восстановления давления на этапы по времени, в пределах которых предполагается линейный закон изменения параметров; на каждом этапе вычисляется поправка для p [11]. Общий вид зависимости для обработки КВД по данному методу: