Контроль за разработкой нефтяных залежей. Регулирование процесса разработки нефтяных залежей

Контроль за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений осуществляется в целях:

- оценки эффективности применяемой системы разработки в целом, а также отдельных технологических мероприятий по регулированию выработки запасов нефти;

- оценки эффективности новых технологий, используемых на отдельных участках залежи;

- получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

В процессе контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений изучаются:

- динамика текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также динамика закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам;

- охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением;

- энергетическое состояние залежи, динамика пластового и забойного давлений в зонах отбора, закачки, газовой шапки, законтурной водоносной области и т.д.;

- изменения коэффициентов продуктивности и приемистости скважин, газового фактора, гидропроводности пласта;

- состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами;

- наличие перетоков нефти из нефтенасыщенной части пласта в газонасыщенную зону в пределах разрабатываемого объекта;

- изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки;

- фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по регулированию разработки;

- построение характеристик вытеснения нефти по скважинам, участкам, залежам.

Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежей и работу отдельных скважин. Результаты приводятся в виде таблицы (таблица П.9.1).

При проведении опытно-промышленных работ в проектном документе обосновываются виды, объемы и периодичность дополнительных и специальных исследовательских работ, предусматриваемых для контроля выработки запасов.

Обязательные системные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных и контрольных скважин. Они должны содержать следующие виды работ:

- замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;

- замеры пластового и забойного давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;

- гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;

- исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;

- отбор и исследование глубинных и поверхностных проб продукции скважин (нефти, газа, воды);

- специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку.

В технологических проектных документах составляется программа исследовании, в которой в обязательном порядке предусматривается оборудование всех эксплуатационных скважин для индивидуального замера дебита жидкости, газа и приемистости закачиваемого агента. Обосновываются потребности специального оборудования, агрегатов, аппаратуры и всех технологических средств, необходимых дня комплексного контроля за процессом разработки, мощности служб учета продукции скважин и контроля за разработкой. Обосновывается необходимость бурения специальных контрольных и наблюдательных скважин, указывается их местоположение.

Под pегулированием процесса разработки понимается целенаправленное изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений.

К основным методам и мероприятиям по регулированию разработки относятся:

- изменение режимов работы добывающих скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, отключение высокообводненных скважин, а также скважин с аварийными прорывами свободного газа, форсированный отбор жидкости, периодическое изменение отборов и т.д.);

- изменение режимов работы нагнетательных скважин (увеличение или ограничение закачки рабочего агента, перераспределение закачки по скважинам, циклическая закачка, применение повышенного давления нагнетания и т.д.);

- увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, различные методы воздействия на призабойную зону скважин, гидроразрыв пласта и др.);

- изоляция или ограничение притока попутной воды и прорвавшегося газа в скважинах (различные способы цементных заливок, создание различных экранов, применение химреагентов и т.д.);

- выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (селективная закупорка с помощью химреагентов и механических добавок, закачка инертных газов, загущенной воды, ПДС и др.);

- перенос интервалов перфорации;

- одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях;

- совершенствование применяемой системы заполнения (преобразование одной системы заводнения в другую, очаговое заводнение, перенос фронта нагнетания и др.);

- бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин.

Для конкретных геолого-физических условий и для различных стадий разработки проектируется своя конкретная система контроля и регулирования разработки (учет добычи, закачки, их регулирование).

Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.

Идея искусственного воздействия теплом на пласт с целью более эффективной выработки запасов нефти возникла давно. В 20-30-ые годы Губкин, Архангельский, Голубятников предсказывали большую роль тепловых методов при разработке месторождений высоковязких нефтей. Основоположниками фундаментальных теоретических и экспериментальных исследований, термодинамических исследований в нефтяных пластах были: Шейман, Чарный, Рубинштейн и др. Большой вклад в развитие тепловых методов добычи в/вязких нефтей внесли: Малофеев Г.Е., Желтов, Чекалюк, Баксерман, Байбаков, Мирзаджанзаде и др.

Практика освоения месторождений в/вязких нефти показала, что наиболее эффективными способами теплового воздействия на пласты (более 50мПас, на Гремихинском месторождении – 125 МПас) являются: паротепловая обработка призабойной зоны добывающих скважин (ПТОС), нагнетание пара в пласт, перегретой воды с созданием тепловых оторочек (ПТВ, ВГВ), внутрипластовое горение. Тепловые (термические) методы постоянно совершенствуются. В настоящее время существует несколько способов, но наибольшее развитие получили способы нагнетания теплоносителя в пласт.

Воздействие на пласт теплоносителя приводит к проявлению целого ряда факторов способствующих увеличению нефтеизвлечения. К ним относятся: снижение вязкости пластовой нефти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения.

Термический метод – это метод интенсификации добычи нефти, при котором проявляется гидродинамическое воздействие, когда происходит изотермическое воздействие на пласт и термодинамическое, когда возникают сложные условия влияния на пласт, в результате чего изменяется не только давление, но и температура. Известно, что нефтеизвлечение зависит от отношения вязкости нефти и воды и, как известно, многие авторы говорят о том, что температура оказывает влияние на снижение вязкости. Таким образом, увеличение температуры приводит к существенному увеличению коэффициента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких нефтей наиболее технологически эффективной может быть при использовании тепловых методов.

Эффективность теплового воздействия на пласт в значительной степени зависит от правильности выбора рабочего агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлечению с учетом геолого-промысловых характеристик объекта разработки.

Выбор типа теплоносителя необходимо осуществлять с учетом геологического строения месторождения, физико-химических свойств нефти и конкретных условий с учетом экономических перспектив разработки месторождений.

Насыщенный водяной пар, по сравнению с горячей водой, имеет большую энтальпию, т.е. больше теплосодержание и при одинаковых массовых расходах вытесняющих агентов количество вводимого в пласт тепла при паре выше. Кроме этого, при вытеснении нефти паром в большей степени проявляется механизм дистилляции легких фракций углеводородов, что приводит к увеличению КИН. Однако в некоторых случаях нагнетание горячей воды может оказаться предпочтительнее пара. Если при добыче легкой нефти большое значение имеет термическое расширение, т.е. величина относительной вязкости μ_о при этом слабо зависит от температуры, то в случае вязкой нефти величина относительной вязкости μ_н резко падает с ростом температуры, а тепловое расширение значительно меньше влияет на эффективность процесса. Поэтому для конкретной нефти имеется свой определенный диапазон температур, где наблюдается интенсивное снижение вязкости нефти μ_о.

При воздействии на пласт горячей водой или паром в пласте образуется водонефтяная эмульсия. При одинаковых температурах пара или горячей воды, эмульсии, полученные при нагнетании пара, значительно устойчивее, чем эмульсии, образовавшиеся при закачке воды, что приводит к увеличению затрат на деэмульсацию нефти. Нефти, в которых содержится большое количество парафино-асфальтеново-смолистых веществ, относятся к неньютоновским системам. Фильтрация их в пористой среде затруднена из-за наличия начального градиента давления, что является одной из причин низкого нефтеизвлечения из таких залежей. Исследователями установлено, что повышение температуры нефти сопровождается значительным уменьшением градиента динамического давления сдвига, а также увеличением подвижности нефти. Исследования свойств аномальных нефтей при различных температурах показали, что наибольшее изменение реологических параметров нефти наблюдается при температуре до 50С, дальнейшее же увеличение температуры сопровождается незначительными изменениями вязкости нефти.

При выборе теплоносителя следует руководствоваться экономическими соображениями, например, к воде, используемой для выработки пара в парогенераторах предъявляются более высокие требования, чем к воде используемой в обычных водогрейных установках. Таким образом, затраты на подготовку воды в парогенераторах будут выше, чем для водогрейных установках, т.к. использование солесодержащей воды для них невозможно из-за конструктивных особенностей.

Таким образом, в зависимости от конкретных условий литологического строения залежи, физико-химических свойств нефти, экономическая эффективность результатов применения горячей воды в качестве теплоносителя может быть предпочтительнее других видов теплоносителя. Малофеев установил, что тепловой эффект нагнетания горячей воды, тем больше, чем больше толщина пласта и выше скорость фильтрации. Всвязи с чем наиболее предпочтительными для этого являются пласты толщиной более 6 м, при меньшей толщине наблюдаются теплопотери.

Установлено, что с увеличением темпа нагнетания теплоносителя эффективность прогрева однородного пласта увеличивается. В слоисто неоднородном пласте эффективность прогрева определяется потерями тепла в окружающие пласт породы и потерями тепла с добываемой жидкостью. При низком темпе ввода теплоносителя возможны значительные потери тепла, при высоких темпах увеличиваются потери с добываемой жидкостью, поэтому изменение коэффициента вытеснения в зависимости от скорости нагнетания теплоносителя может быть различным. По результатам исследования влияния температуры на капиллярную пропитку сделан вывод о том, что пропитка увеличивается с нарастанием температуры, но мало зависит от темпа нагнетания.

Нагнетание пара и горячей воды в промышленных масштабах применяется на месторождениях Камчатки, Сахалина, Коми, Удмуртии.

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два различных вида:

1. Нагнетание (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты.

2. Основан на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин применением забойных нагревательных устройств с последующим перемещением фронта горения путем нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение).

Метод нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила, в зависимости от вида используемого теплоносителя, название ПТВ, ВГВ.

Вторая – на паротепловой обработке ПЗП добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар. Передача тепловой энергии осуществляется через систему паронагнетательных скважин закачкой в них теплоносителя. Для приготовления и последующей закачки теплоносителя требуется значительный расход топлива для теплогенерирующих установок. В качестве топлива используется природный газ или попутный нефтяной газ. В применяемых отечественных парогенераторных установках типа УПГ 9/120, УПГ 60/160 для приготовления теплоносителя температурой 260С при суточной номинальной производительности первой установки 212 т и второй – 1440 т потребляемое количество природного газа составит соответственно 8,4 тыс.м³ и 55,7 тыс.м³ или мазута – 7,3 т или 48,8 т.

Таким образом, одной из важнейших задач при тепловых методах является снижение объёмов закачки теплоносителя на тонну добытой нефти и получение при этом наивысшего нефтеизвлечения и высоких экономических показателей. В процессе нагнетания теплоносителя через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой скважины формируется динамическая (постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружающую среду (через кровлю и подошву продуктивного пласта) процесс теплопереноса отстает от массопереноса. То есть формируются два внутрипластовых фронта вытеснения – фронт холодного и теплового вытеснения. В процессе теплового воздействия на пласт, тепловой фронт значительно отстает от фронта холодного вытеснения. Эти особенности требуют при проектировании системы разработки учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и с учетом этого определять формы сеток скважин и расстояние между скважинами.

Суммарные объемы закачки теплоносителя в каждую нагнетательную скважину определяются расчетным путём, исходя из необходимости прогрева пласта от нагнетательной скважины до окружающих добывающих.

ПТВ. В процессе закачки пара нефтяной пласт прогревается в первую очередь за счет скрытой теплоты парообразования. При этом пар, поступая в поровое пространство, конденсируется, нагрев пласта в дальнейшем осуществляется за счет использования теплоты горячего конденсата, вследствие чего конденсат охлаждается до начальной температуры пласта.

При вытеснении нефти паром имеет место улучшение испарения УВ за счет снижения их парциального давления.

Снижение парциального давления связано с наличием в зоне испарения паров воды. Из остаточной нефти испаряются легкие компоненты и переносятся к передней границе поровой зоны, где она снова конденсируется и растворяется в нефтяном валу, образуя оторочку растворителя, которая обеспечивает дополнительное увеличение нефтеизвлечения. При температуре 375С и атмосферном давлении может дистиллироваться (перегоняться) нефть плотностью 934 кг/м³.

При тепловом воздействии в пласте образуются три зоны:

· Зона вытеснения нефти паром

· Зона горячего конденсата, где реализуется механизм вытеснения нефти водой.

· Зона, неохваченная тепловым воздействием, где происходит вытеснение нефти водой пластовой температуры.

Все эти зоны испытывают взаимное влияние. Повышение нефтеизвлечения из продуктивного пласта при закачке пара достигается за счет снижения вязкости нефти в результате увеличения охвата пласта воздействием за счет расширения нефти, перегонки ее паром, экстрагирования растворителем, что повышает коэффициент вытеснения.

С повышением температуры вязкость нефти увеличивается более интенсивно, чем вязкость воды, что также положительно влияет на повышение нефтеизвлечения.

Снижение вязкости нефти при ее нагреве приводит к увеличению коэффициента подвижности нефти, что существенно влияет на коэффициент охвата вытесняющим агентом, как по толщине пласта, так и по площади.

При принятии решения об использоании ПТВ необходимо учитывать, что нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта должно быть не менее 6м (если толщина будет меньше, будет неэкономичным из-за значительных потерь тепла через кровлю и подошву залежи). Глубина залегания пласта не должна превышать 1000м из-за потерь теплоты в стволе скважины, которые достигают 3% на каждые 100м. проницаемость пласта не должна быть менее 0,1 мкм². Если общие потери будут больше 50% - неэффективно и неэкономично.

Установлено, что при применении паротеплового воздействия имеется несколько факторов, которые оказывают влияние на вытеснение нефти

– за счет снижения вязкости нефти;

– за счет эффекта термического расширения;

– за счет эффекта дистилляции;

– за счет газонапорного режима;

– за счет увеличения подвижности нефти.

Таким образом, проведя исследования установили, что при использовании ПТВ и ВГВ неизбежны большие потери теплоты, а также температуры теплоносителя при закачке от устья до забоя скважины.

Объем оторочки теплоносителя для каждого месторождения определяется расчетным путем с учетом геологического строения залежи, типа коллекторов, физико-химических свойств нефти. Обычно его принимают равным 0,6-0,8 объема пор пласта, а затем закачивают 2-3 объема порового пространства холодной воды.

При применении технологии ВГВ и ПТВ КИН достигается до 0,25-0,27. ПТВ ВГВ применяются на месторождениях глубиной 700-800 м. В среднем при ПТВ и ВГВ для извлечения 1т нефти расходуется 6,5-10 т теплоносителя. Себестоимость добычи нефти при ПТВ и ВГВ в 2-3 раза выше, чем при заводнении.

В Удмуртнефти разработаны новые технологии воздействия на залежи, содержащие в/вязкую нефть, теплоносителем, в основе которых заложен принцип энергосбережения, введено новое понятие – эффективная температура. Это температура, выше которой дальнейшее снижение вязкости будет незначительным. В этих технологиях, ИДТВ и ТЦВП, существенно снижен расход теплоносителя (более чем в 2 раза) и увеличена глубина применения тепловых методов, более 1000 м. Капитальные затраты по сравнению с технологиями ВГВ и ПТВ меньше на 25%, эксплуатационные затраты меньше на 27%, себестоимость нефти по сравнению с заводнением меньше на 10%.

Date: 2015-07-27; view: 2883; Нарушение авторских прав