Оценка эффективности применяемой системы заводнения нефтяных пластов

Содержание

Введение……………………………………………………….......................2

1. Физическая сущность методов заводнения нефтяных пластов с

целью увеличения полноты извлечения нефти ………………………3

2. Краткое описание технологий заводнения нефтяных пластов………6
3. Характеристика и анализ текущего состояния объекта разработки нефтяной залежи Восточно-Правдинского месторождения……………………………………………………………...……….17
1. Общие сведения о месторождение………………………….………17
2. Геолого-физическая характеристика месторождения………...….21
3. Геологическое строение месторождения и залежей………...……21
4. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки……………………………………….…………….26
1. Анализ структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации……………………………………………………………….…..26
2. Динамика дебитов и обводненности…………………………………30
3. Характеристика отборов нефти, газа и воды……………...……..34
4. Проектирование изменения режимов работы нагнетательных скважин и показателей разработки объекта…………………………….40
1. Анализ системы ППД……………………………………………………..41
2. Контроль за нагнетательными скважинами………………………...55
3. Интенсификация добычи нефти на Восточно-Правдинском месторождение…………………………………………………………………....56
4. Комплексные обработки нагнетательных скважин……………….56
5. Основные выводы и рекомендации по Восточно-Правдинскому месторождению…………………………………………………………..59
6. Литература……………………………………………………………..64

 

 

 

ВВЕДЕНИЕ

Целью данного курсового проектирования по дисциплине «Разработка и проектирование нефтегазовых месторождений» является Оценка  эффективности  применяемой  системы заводнения нефтяных пластов на Восточно-Правдинском месторождение.

На основе проектного анализа системы разработки нефтяного месторождения осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным, в данном случае - улучшение систем ППД. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

В данном курсовом проекте для выполнения поставленной задачи используются расчеты на основе промысловых данных, анализирующие в течение всего срока разработки месторождения об эффективности использования применяемой системы заводнения нефтяных пластов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. Физическая сущность методов заводнения нефтяных пластов с

целью увеличения полноты извлечения нефти.

 

В настоящее время заводнение — самый распространенный в мире вид воздействия на пласты разрабатываемых месторождений. В РФ свыше 90% всей нефти добывают из заводняемых месторождений добычи нефти.

Заводнение нефтяного пласта – это введение в нефтяной пласт воды через нагнетательные скважины для целей поддержания пластового давления при разработке залежи нефти.

Заводнение может быть искусственным и естественным. Промышленное применение нашло искусственное заводнение, когда вода в пласт закачивается с поверхности.

Различают заводнение: законтурное, приконтурное, внутриконтурное.

1.1 Законтурное заводнение. Закачка воды производится через нагнетательные скважины, расположенные в законтурной части месторождения. Нагнетательные скважины бурят за пределами залежи, вблизи внешнего контура нефтеносности. Добывающие скважины располагают рядами. Применяется в том случае, если ширина водонефтяных зон небольшая, пласт обладает хорошими коллекторскими свойствами (кпор – 12-17 %, Кпрн. – 5 мД). Пример – Туймазинское месторождение (Башкирия).

1.2 Приконтурное заводнение. Нагнетательные скважины располагаются внутри залежи, в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Применяется для разработки небольших залежей (ширина не более 5 км). Применяют вместо законтурного, если наблюдается снижение проницаемости в законтурной зоне. Нашло применение на Дмитровском месторождении (Куйбышевская область).

1.3 Внутриконтурное заводнение. Нагнетательные скважины располагаются в чисто нефтяной части пласта. Впервые нашло применение на Ромашкинском месторождении (Татарстан).

Внутриконтурное заводнение подразделяется: на блоковое заводнение, площадное, избирательное, очаговое. Система внутриконтурного заводнения с разрезанием залежи на отдельные площади применяется на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с широкими водонефтяными зонами. Водонефтяные зоны отрезают от основной части залежи и разрабатывают их по самостоятельным системам.

1.3.1 Блоковое заводнение – нагнетательные скважины располагаются параллельными прямолинейными рядами, добывающие бурят рядами между нагнетательными. Таким образом, залежь может разрабатываться по блокам независимо друг от друга. Делятся по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные системы.

При однорядной системе – ряды нагнетательных и добывающих скважин чередуются, отношение скважин 1:1.

При трехрядной системе – отношение числа добывающих скважин к нагнетательным 3 (добывающие): 1 (нагнетательные).

Пятирядная система предусматривает бурение 5 рядов добывающих скважин между рядами нагнетательными, отношение 5 (добывающие): 1(нагнетательные). На практике применяют смешанные блоковые системы, когда нагнетательные ряды скважин располагают одновременно как в крест, так и параллельно.

Блоковые системы распространены по следующим причинам:

а)   В зависимости от коллекторских свойств применяют различную рядность:

• пятирядная система применяется – при высоких значениях Кпрн, низкой вязкости, неоднородность и прерывистость пласта незначительные.
• однорядная система – низкие значения проницаемости, высокая вязкость.

б)  Рядные системы в процессе освоения месторождения  позволяют без проблем переходить от одной системы к другой.

в)  Нет проблем по обустройству месторождения.

1.3.2  Площадное заводнение – добывающие и нагнетательные скважины располагают по площади по геометрической сетке – квадратной или треугольной.

Различают пяти-, семи- и девятиточечные системы. Пятиточечная система – квадрат, в углах расположены добывающие скважины, а в центре – нагнетательная. Семиточечная система – шестиугольник, в углах добывающие скважины, в центре нагнетательная скважина. Наиболее интенсивной считается девятиточечная система.

Недостаток площадного заводнения – назначение скважин, их расположение определяют на стадии проектирования – когда особенности строения пласта до конца не выявлены. Как результат – не все скважины (нагнетательные) из проектного фонда реализуются.

1.3.3   Избирательное  заводнение – скважины под нагнетание воды выбирают после того, как площадь уже разбурена. Местоположение каждой нагнетательной скважины определяют конкретными особенностями строения продуктивного пласта. Такая система как избирательное заводнение применяется при разработке сильно неоднородных пластов.

1.3.4   Очаговое заводнение – нагнетательные скважины выбираются среди добывающих или пробуренных специально. Применяют в качестве вспомогательного способа для вовлечения в процесс разработки отдельных частей пласта, не охваченных вытеснением.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Краткое описание технологий заводнения нефтяных пластов.

 

Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачивают в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми насосными станциями. К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов.

Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5—10 МПа, а в ряде случаев —15—20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный. Теория заводнения нефтяных пластов показывает, что расход qвс воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, согласно закону Дарси, должен быть пропорциональным перепаду давления. Однако фактически, согласно опытным данным, он нелинейно зависит от перепада давления, причем при незначительных его значениях зависимость близка к линейной (рис. 2.1), но при некотором перепаде давления ∆рс* расход qвс начинает резко увеличиваться. Это происходит по той причине, что при перепаде давления в призабойной зоне скважины раскрываются трещины и эффективная проницаемость пласта в этой зоне резко возрастает.

Рис.2.1. Зависимость расхода воды, закачиваемой в нагнетательную скважину, от перепада давления

Рис.2.2. Зависимость текущей нефтеотдачи от .

Нефтеотдача: – безводная; – конечная.

 

При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду. Если qвз — полный расход воды, закачиваемой в разрабатываемый пласт или месторождение в целом в единицу времени, qв — количество добываемой из пласта или месторождения воды в единицу времени (дебит воды), а qн — дебит нефти, то имеем следующие выражения:

 

 

1. Накопленное количество закачанной в пласт воды к моменту  времени t 

    2.1

2. Накопленное количество добытой из пласта нефти за тот же период времени t

                                                                 2.2

3. Накопленное количество добытой из пласта воды

                                                                                           2.3

 

Текущую  нефтеотдачу           при  разработке заводняемых месторождений выражают обычно в виде  зависимости от    или от ( — поровый объем пласта; G — геологические запасы нефти). Типичная зависимость ), получаемая при разработке пластов, содержащих маловязкую нефть (вязкостью 1—5*10-3 МПа*c), с применением заводнения показана на рис.2.2.

Извлекаемые запасы нефти в пласте или в месторождении в целом N определяют, естественно, следующей формулой:

                                                                                                         2.4

Зависимость текущей нефтеотдачи от отношения в том случае, когда заводнение применяют с начала разработки месторождения, имеет вид, показанный на рис.2.3.

Текущая обводненность ν продукции, добываемой из пласта или месторождения, составит

                           ;                                             2.5

На рис.2.3 показана типичная для месторождений маловязких нефтей зависимость текущей обводненности от .

Коэффициент текущей нефтеотдачи равен произведению коэффициента извлечения нефти из недр или, в случае заводнения, коэффициента вытеснения нефти водой на коэффициент охвата пласта процессом вытеснения.

Коэффициентом вытеснения нефти водой при разработке нефтяных месторождений с применением заводнения называется отношение извлеченной из пласта нефти к ее запасам, первоначально находившимся в части пласта, подверженной воздействию заводнением. Соответственно коэффициентом пласта воздействием называется отношение запасов нефти, первоначально находившихся в части пласта, подверженной воздействию заводнением, к геологическим запасам нефти в пласте.

Для уяснения понятий о коэффициентах вытеснения нефти водой и охвата пласта воздействием рассмотрим схему заводнения слоистого прямолинейного пласта (рис.2.4). Пласт состоит из четырех пропластков (1, 2, 3 и 4), причем только три нижних охвачены заводнением, а первый пропласток, вследствие того, что он прерывается из-за литологического выклинивания в области между нагнетательной галереей (х =0) и добывающей галереей (х=1), не разрабатывается — в него не поступает закачиваемая в пласт вода и из него не добывается нефть. Общие геологические запасы нефти в пласте:

                                                                                 2.6

 

Охваченные заводнением запасы равны следующей сумме запасов: