Гиматудинова Справочная книга по добыче нефти

Настоящая книга «Справочного руководства по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» посвящен технологии эксплуатации скважин различными способами и обустройству промыслового хозяйства. Основное внимание при компоновке материалов уделялось методам расчета технологических процессов добычи нефти, выбору оборудования и режима его работы. По всем этим вопросам в нефтепромысловой литературе опубликован обширный материал, содержащий различные методики решения задач проектирования. В Справочном руководстве помещены установившиеся и, как правило, опробованные методы расчета технологических процессов или же последние разработки в этой области, выполненные научно-исследо- вательскими центрами и ведущими специалистами нашей страны. Особо важное значение при проектировании технологических процессов, применяемых при извлечении нефти из недр, имеют полнота и точность информации о свойствах продуктивных пластов и их строении. Неполный объем этой информации — одна из причин недостаточной обоснованности принимаемых решений при проектировании технологических процессов и, как следствие этого, неудач при их практическом осуществлении. В Справочном руководстве изложены основы стандартных гидродинамических исследований скважин и пластов, применяемых, в основном, на промыслах в настоящее время. Особо важные проблемы стоят в области изучения строения коллекторов и неоднородности их свойств на ранних стадиях разбуривания залежи. Достаточный объем информации о строении пластов в начальный период позволяет с высокой эффективностью решить многие сложные задачи разработки нефтяных месторождений (расстановка окважин на залежи с учетом неоднородности его строения, увеличение коэффициента охвата пластов воздействием, существенное повышение конечной нефтеотдачи, сокращение числа резервных скважин и т. д.). Одним из средств ранней диагностики строения коллекторов может служить изучение волновых процессов, генерируемых в пласте и наблюдаемых в скважинах. Для этого необходимы приборы, позволяющие улавливать слабые импульсы, распространяющиеся в пористых средах, в связи с тем, что даже интенсивные волновые процессы, возбуждаемые скважинами, быстро затухают в пласте. Для уверенного выделения основных сигналов среди многочисленных шумов, интенсивность которых сравнима с величиной изучаемого сигнала, необходимо активно развивать теоретические основы специальных методов распознавания образов.

Большое значение при проектировании технологии эксплуатации скважин различными методами имеет учет работы газа при движении газожидкостных смесей в вертикальных трубах. В той или иной степени «газлифтный эффект» проявляется при эксплуатации нефтяных скважин всеми способами.

В связи с введением в разработку большого числа месторождений, разбросанных на обширных пространствах Западной Сибири, Севера европейской части страны и Среднеазиатских республик, возникла необходимость комплексного решения стратегических вопросов промыслового обустройства,

транспортных и энергетических коммуникаций с учетом планов развития всего региона. Поэтому в Справочном руководстве, кроме традиционных методов проектирования объектов сбора нефти и газа, приведены материалы по системе проектирования генеральных схем промыслового обусгройства (СПГСО) с использованием экономико-математических моделей, позволяющих использовать ЭВМ для поиска оптимальных проектных решений. Система проектирования генеральных схем обустройства разработана вычислительным центром АН СССР в содружестве с Министерством нефтяной промышленности и успешно применяется на практике.

Все предложения и замечания по книге следует направлять по адресу: 103633, Москва, Третьяковский проезд, 1/19, издательство «Недра».

ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН

ВИДЫ ИССЛЕДОВАНИИ И ИХ НАЗНАЧЕНИЕ

Для оценки продуктивности скважин и свойств призабойной зоны коллектора наиболее широко применяют метод установившихся отборов (закачек), технология которого разработана как для фильтрации однородной жидкости гари водонапорных режимах, так и для фильтрации в пористой среде газированной жидкости при режиме растворенного газа. В условиях упруго-водонапорного режима эксплуатации коллекторские свойства и строение пластов в удаленных от забоя зонах изучают методом восстановления (падения) забойного давления при прекращении отбора (нагнетания) жидкости из скважины или изменении режима ее работы ('метод КВД). Этот метод исследования скважин в условиях режима растворенного газа в настоящее время находится в стадии разработки.

Для исследования строения пластов в условиях упруго-водонапорного- режима применяют метод гидропрослушивания, основанный на изучении процессов взаимодействия скважин при изменении режимов их работы.

Быстро развиваются термогидродинамичеокие методы исследования коллекторов призабойной зоны, основанные на изучении тепловых эффектов, наблюдающихся при истечении жидкостей и газов из пористой среды в скважину вследствие проявления эффектов Джоуля — Томсона.

Для изучения строения пласта и призабойной зоны в промысловой практике широко используют методы глубинной дебитометрии. Профили притока и поглощения, построенные по данным скважинных дебитомеров, позволяют судить о степени загрязнения пород в процессе вскрытия пластов и об условиях притока жидкостей и газов в окважины.

Упомянутые методы имеют ряд модификаций. Для сокращения времени исследования скважин на приток методом установившихся отборов предложены экспресс-методы снятия индикаторных диаграмм, которые позволяют получить продуктивную характеристику пластя и оценить свойства пород призабойной зоны, не ожидая на каждом режиме установившейся работы скважины. Теоретически они основаны на использовании элементов теории упругого режима и стационарного притока жидкости в скважины.

Экопресс-методы разработаны также для исследования скважин методом КВД. При этом изменение давления в пласте осуществляется путем кратковременного отбора или закачки в скважину некоторого количества жидкостей (как правило, не более одного ее объема). Эти методы обычно приме няют для исследования длительно простаивающих скважин.

Предложены также различные модификации 'методов гидропрослушивапия, которые отличаются по характеру возбуждаемых в пласте волн давления— в виде импульсов, гар-моничеоких колебаний и др.

При гидродинамических исследованиях скважин получают ценную информацию о свойствах и строении коллекторов для определения свойств пород, изучения строения пласта внутри и вне контура нефтеносности, определения типа коллекторов, строения и свойств призабойной зоны скважин. Гидродинамические методы исследования позволяют оценить трещинную пористость и проницаемость, ориентацию трещин, их среднюю раскрытость, разморы бло-

ков, слагающих трещиноватый коллектор. Успешно используются эти методы для изучения геологической неоднородности пластов, определения текущего положения водонефтяного контакта (ВНК) между исследуемыми скважинами, а также для определения нефтенасыщенности пластов и других целей.

Поэтому наряду с различными методами оценки остаточной нефтенасыщенности пород (удельные отборы нефти из скважин, геофизические измерения и другие) целесообразно использовать результаты исследований, позволяющих судить о степени неоднородности коллекторских свойств пласта в зоне (расположения скважин как об одном из свойств, имеющих связь с остаточной нефтенасыщенностью. По результатам исследований неоднородность Свойств пород больше в зоне тех скважин, профили притока в которых хаоактеризуются значительной амплитудой колебаний притоков из различных пропластков. Кроме того, следует учитывать, что кривые восстановления давления скважин, эксплуатирующих неоднородные участки пласта, в координатах Ар—In t обычно имеют вид ломаных линий. Результаты гидродинамических исследований скважин позволяют более обоснованно выбрать, например, технологию кислотной обработки, поскольку существенное значение при этом имеют тип коллектора, строение и свойства призабойной зоны пласта. Точно так же и состав кислотной смеси необходимо выбирать, кроме всего прочего, с учетом строения и свойств призабойной зоны пласта. Если, например, окажется, что тоещиноватый карбонатный коллектор сложен нефтенасыщенными блоками малой проницаемости и плохо отдающими нефть, то целесообразен состав кислоты, обладающей высокой способностью капиллярного впитывания в блоки и замедленной реакцией взаимодействия с породой. При этом вероятность более глубокого охвата блоков кислотной обработкой возрастает. Однако следует отметить, что необходимо выбивать методы и объем исследований, дающие достаточную и необходимую информацию для обоснованного проектирования технологии избранного метода воздействия на пласт. Например, недостаточно исследовать неоднородное строение пласта методами математической статистики для проектирования форсированного отбора жидкости из пласта с целью увеличения нефтеотдачи обводненного пласта. Как известно, при форсировании отбора жидкости по некоторым избранным скважинам происходит перераспределение пластовоге давления и линий тока жидкостей, сопровождающееся включением в разработку ранее слабо дренированных участков пласта. Остаточная нефть в обводненных пластах залегает в тупиковых зонах, у непроницаемых границ и на участках с уменьшенной проницаемостью пород. Поэтому выбирать окважины для форсирования отбора и очередность их перевода на новый режим работы следует с учетом геометрии расположения участков, насыщенных нефтью, т. е. необходимо гидропрослушивание пласта.

Хорошие результаты определения параметров пласта получены при обработке импульсного гидропрослушивания «методом площадей». Сравнительный анализ точности различных методов обработки кривых восстановления давления по гипотетическим скважинам показал, что наибольшей точност'мо в определении параметров пласта по КВД обладают дифференциальные методы Ю. П. Борисова, И. А. Чарного и И. Д. Умрихина и интегральные И. Д. Умрихина, И. А. Чарного и Б. А. Богачева, Ю. А. Медведева. При высоких темпах падения интенсивности притока жидкости в скважину после

ее остановки удовлетворительные результаты дает дифференциальный метод

Ф. А. Требина, Г. В. Щербакова, а "при средних и малых темпах падения притока хорошие результаты получены при обработке КВД универсальным методом Э. Б. Чекалюка.

УСЛОВИЯ ПРИМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ИССЛЕДОВАНИИ

М е т о д у с т а н о в и в ш и х с я о т б о р о в используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств планетов в условиях, когда процесс фильтрации в районе скважин с достаточной точностью можно описать уравнениями установившейся фильтрации и,

аналитических или корреляционных методов (например, методом В. И. Щурова).

Принципиально более точные оценки параметров г и е можно получить при совместном исследовании скважин методом установившихся отборов и методом восстановления давления.

Для установления фазовой проницаемости необходимо независимыми способами определить вязкость жидкости в пластовых условиях (специальные исследования) и толщину пласта (по данным геофизических исследований).

М е т о д в о с с т а н о в л е н и я д а в л е н и я используется для изучения гидродинамических характеристик скважин и фильтрационных свойств пластов в их районе, но в условиях ярко выраженной неустановившейся фильтрации жидкости и газа.

К наиболее простым по технологии исследований и обработки их результатов относится остановка скважины, достаточно длительное время работавшей с постоянным дебитом жидкости. Если при ее остановке дебит практически мгновенно изменился до нулевого значения, то процесс восстановления давления на забое скважины достаточно точно описывается следующей формулой:

где Ар=р —Рзаб; р — давление на забое скважины в момент t после ее остановки, МПа; Рзаб — забойное давление до остановки скважины (установившееся), МПа; х — коэффициент пьезопроводности пласта в районе скважины (усредненный), м 2 /с.

Тот же процесс с хорошим приближением описывается другой формулой:

Формула (1.3) используется при обработке результатов исследований для указанных условий. Формулы (1.2) и (1.3) в одинаковой мере описывают процесс изменения давления на забое скважины не только при ее остановке, но и при любом скачкообразном изменении дебита. Тогда в правые части формул следует подставить AQ (изменение дебита скважины) вместо Q.

Процесс промысловых исследований при скачкообразном изменении дебита сводится к измерению дебита до остановки (или до и после его изменения) и регистрации изменения давления на забое скважины.

Однако, если значительная часть объема ствола работающей скважины заполнена газом, на практике условие мгновенного (скачкообразного) перехода с одного установившегося дебита на другой не соблюдается (например, после остановки насосной скважины в ее ствол продолжает поступать жидкость и приток из пласта затухает лишь постепенно). В таких случаях для обработки материалов исследований применяют более сложные по сравнению с (1.2) и (1.3) соотношения, а сам процесс исследований сводится к получению экспериментальных зависимостей Ap(t) и Q(t).

В результате обработки материалов исследований скважины методом восстановления давления определяются комплексные параметры е и х/г 2 .

Параметр х можно оценить по формуле

где т — пористость пласта; h — толщина пласта, м; §ж — коэффициент сжимаемости пластовой жидкости, МПа- 1 ; ($ п — коэффициент сжимаемости по- роды-коллектора, МПа -1.

Величины т, Л, р ж и р п определяют по данным независимых исследований (лабораторных и геофизических), а г — по известным х/r 2 и х.

Несмотря на то что относительная ошибка определения пьезопроводности по формуле (1.4) может быть весьма значительной (главным образом, за

счет погрешностей оценки ($ ж и р п ), указанный метод расчета т с практической точки зрения вполне приемлем.

Кроме того, следует заметить, что приведенный радиус г с достаточной для практики точностью допустимо определять с погрешностью, достигающей даже нескольких десятков процентов, так как основные параметры, которые в конечном итоге интересуют специалистов (Q, К и др.), зависят от In г.

М е т о д и с с л е д о в а н и я в з а и м о д е й с т в и я с к в а ж и н (гидропрослушивание) используется для определения усредненных значений гидропроводности е и пьезопроводности у. пластов на участках между исследуемыми скважинами в условиях неустановившейся фильтрации жидкости.

Для исследований выбирают минимум две скважины. Одна из них, по которой контролируется изменение дебита (в большинстве случаев скачкообразное), называется возмущающей, другая, в которой наблюдается изменение забойного давления, вызванное данным возмущением, — реагирующей. В качестве возмущающей может быть использована любая добывающая или нагнетательная скважина, в качестве реагирующей — простаивающая или специально остановленная (до начала исследований) скважина. В одном исследовании может одновременно участвовать несколько реагирующих скважин.

При скачкообразном изменении дебита возмущающей скважины процесс изменения забойного давления в реагирующей скважине описывается формулой (1.2) с той лишь разницей, что под знаком функции Ei(— х) вместо - следует подставить R — расстояние между реагирующей и возмущающей скважинами.

Имеются решения и для периодического и произвольного изменения дебита возмущающей скважины, а также для работающей реагирующей скважины, в которой фиксируется изменение во времени не только забойного давления, но и дебита.

При исследованиях методом гидропрослушивания важно выполнение следующих технологических требований:

1) по реагирующим скважинам до изменения дебита возмущающей скважины должно быть прослежено изменение забойного давления

в течение времени, в 1,5 раза и более !февышающего предполагаемый период наблюдений после начала возмущения (последний предварительно оценивается расчетным путем по фор муле (1.2));

2) для наблюдений за забойным давлением после изменения дебита возмущающей скважины используются лишь те реагирующие скважины, по которым возможна, достаточно надежная экстраполяция на этот период динамики забойного давления, зафиксированной до начала возмущения;

3) исследования должны проводиться в обстановке, исключающей в данный период посторонние возмущения, обусловливающие изменение забойных давлений в реагирующих скважинах (пуски или остановки других близко расположенных скважин и т. п.).

ОБРАБОТКА РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН МЕТОДОМ УСТАНОВИВШИХСЯ ОТБОРОВ

Основные типы возможных индикаторных диаграмм для скважин, эксплуатирующих однопластовые объекты, приведены на рис. 1.1.

Рие. 1.1. Характерные типы индикаторных диаграмм:

/, 2, 3, 4 — для добывающих скважин; /', 2', 3' — для нагнетательных скважин

более сложные формы индикаторных кривых. Это зависит от подключения пли отключения отдельных пластов при определенных забойных давлениях, перетоков жидкости между пластами, различных характеров фильтрации жидкости в них и т. п.

Обработка прямолинейных индикаторных диаграмм

При эксплуатации скважиной однопластового объекта данные исследований представляются в табличной форме (данные о забойных давлениях, приведенных к середине интервала перфорации, и дебитах на нескольких режимах) или в виде индикаторной диаграммы, построенной в координатах

Q — р 3 аб или Q—Арзаб.

В данном случае коэффициент продуктивности скважины — величина по-

стоянная | А = "XT'= tg 9 = const) Из формулы (1.1) следует, что

Здесь К имеет размерность см 3 /(с-МПа).

По формуле (1.5) определяется коэффициент гидропроводности пласта в районе скважины, если предварительно независимыми способами оценены

Расстояние R K в практических расчетах принимается равным половине среднего расстояния между данной скважиной и соседними, ее окружающи-

Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

Название: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти
Автор: Ш. К. Гиматудинов
Страниц: 455
Формат: PDF
Размер: 21,5 Мб
Качество: Отличное
Язык: Русский
Год издания: 1983

Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти.Приведены основные данные по технологии добычи нефти и оборудованию скважин при различных способах эксплуатации нефтяных месторождений; описаны основные методы воздействия на призабойную зону и нефтесодержащий пласт. Описана методика выбора систем промыслового обустройства.
Для инженерно-технических работников нефтяной промышленности, а также студентов нефтяных вузов и факультетов.

С этой книгой бесплатно скачивают:

djvu 3 mb - Евченко В.С.

djvu 11,87 mb - Силаш А.П

pdf 16.15 мб - Ф.И. Котяхов.

pdf 30,06 мб - Мищенко И.Т.

pdf 14,69 мб - Желтов Ю. П.

Благодаря электронной библиотеке Kodges.ru вы получите доступ к необходимым книгам в любое удобное время и совершенно бесплатно. Разделы сайта постоянно обновляются, навигация совершенствуется, а выбор изданий растет — вот почему стоит обратиться именно к нам. Библиотека позволяет скачивать литературу в различных форматах. Kodges.ru — настоящая находка для книголюбов вне зависимости от возраста и предпочтений. В разделе «Наука и образование» можно найти такие интересные издания, как «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти», а также погрузиться в увлекательный мир эзотерики, психологии и истории.

Kodges.ru — сервис, позволяющий бесплатно скачать книги в различных форматах. Кроме этого, ресурс библиотеки постоянно пополняется, благодаря чему даже самые притязательные читатели смогут найти для себя что-то интересное. В разделе «Технические издания» представлена такая специализированная литература, как «Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти», а также другие книги для узких специалистов и любознательных читателей. Путешествовать по разделам библиотеки Kodges.ru удобно и увлекательно.

Поделитесь ссылкой на книгу со своими друзьями:

Ссылка для форумов:

Просмотров: 2 066 | Комментарии (0)

Навигация по сайту

© 2006 - 2016 KodGes.RU

Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений: Добыча нефти

Автор: Мищенко И.Т. Издательство: Альянс Год: 2007 Количество страниц: 455 Дата загрузки: 15 июня 2009 2010-04-07

Описание: В справочном руководстве изложены основные данные по технологии добычи нефти и оборудованию скважин при различных способах эксплуатации нефтяных месторождений. Описаны основные методы воздействия на призабойную зону и нефтесодержащий пласт. Изложена методика выбора систем промыслового обустройства. Первое издание выпущено в 1983 году издательством «Недра». Справочное руководство рассчитано на студентов нефтяных вузов и факультетов, а также на инженерно-технических работников нефтяной промышленности.

Посетители, находящиеся в группе Гости. имеют ряд ограничений .
После регистрации будут доступны все ссылки для скачивания, открыты комментарии, а также скрыта реклама на сайте.

Все произведения в нашей библиотеке используюутся для некоммерческих целей. Все имущественные и неимущественные права на книги с данного сайта принадлежат их авторам. Коммерческое использование любой книги без согласия автора или правообладателя запрещено. Копирование произведений осуществляется пользователями сайта исключительно по собственной инициативе. Если Вы не согласны с изложенным выше, то просьба покинуть этот сайт.

Гиматудинова Ш

Автор: Гиматудинова Ш. К.

Название: Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений

Год издания: 1983

Приведены основные данные по технологии добычи нефти и оборудованию скважин при различных способах эксплуатации нефтяных месторождений; описаны основные методы воздействия на призабойную зону и нефтесодержащии пласт. Описана методика выбора систем промыслового обустройства. Для инженерно-технических работников нефтяной промышленности, а также студентов нефтяных вузов и факультетов.

Настоящая книга «Справочного руководства по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений» посвящена технологии эксплуатации скважин различными способами и обустройству промыслового хозяйства. Основное внимание при компоновке материалов уделялось методам расчета технологических процессов добычи нефти, выбору оборудования и режима его работы. По всем этим вопросам в нефтепромысловой литературе опубликован обширный материал, содержащий различные методики решения задач проектирования. В Справочном руководстве помещены установившиеся и, как правило, опробованные методы расчета технологических процессов или же последние разработки в этой области, выполненные научно-исследовательскими центрами и ведущими специалистами нашей страны. Особо важное значение при проектировании технологических процессов, применяемых при извлечении нефти из недр, имеют полнота и точность информации о свойствах продуктивных пластов и их строении. Неполный объем этой информации — одна из причин недостаточной обоснованности принимаемых решений при проектировании технологических процессов и, как следствие этого, неудач при их практическом осуществлении. В Справочном руководстве изложены основы стандартных гидродинамических исследований скважин и пластов, применяемых, в основном, на промыслах в настоящее время. Особо важные проблемы стоят в области изучения строения коллекторов и неоднородности их свойств на ранних стадиях разбуривания залежи. Достаточный объем информации о строении пластов в начальный период позволяет с высокой эффективностью решить многие сложные задачи разработки нефтяных месторождений (расстановка скважин на залежи с учетом неоднородности его строения, увеличение коэффициента охвата пластов воздействием, существенное повышение конечной нефтеотдачи, сокращение числа резервных скважин и т. д.). Одним из средств ранней диагностики строения коллекторов может служить изучение волновых процессов, генерируемых в пласте и наблюдаемых в скважинах. Для этого необходимы приборы, позволяющие улавливать слабые импульсы, распространяющиеся в пористых средах, в связи с тем, что даже интенсивные волновые процессы, возбуждаемые скважинами, быстро затухают в пласте. Для уверенного выделения основных сигналов среди многочисленных шумов, интенсивность которых сравнима с величиной изучаемого сигнала, необходимо активно развивать теоретические основы специальных методов распознавания образов.

ТЕХНОЛОГИЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

Глава 1. Гидродинамические методы исследования пластов и скважин (В. Н. Васильевский)

Виды исследований и их назначение (Ш. К. Гиматудинов)

Условия применения гидродинамических исследований

Обработка результатов исследований скважин методом установившихся отборов

Обработка данных исследований при фильтрации в пласте газированной нефти

Определение параметров трещиноватых коллекторов по данным исследования скважин на установившихся режимах их работы (А. Т. Горбунов)

Обработка результатов исследований скважин на неустановившихся режимах их работы

Обработка результатов исследования взаимодействия скважин

Исследование скважин, эксплуатирующих месторождения с аномальными свойствами нефти (Ш. К. Гиматудинов)

Изучение неоднородности свойств и строения пластов по данным их гидродинамических исследований (Ш. К. Гиматудинов)

Глава II. Техника измерений и приборы для промысловых исследований (А. И. Петров)

Измерение давления в скважинах

Измерение уровня жидкости

Измерение расходов жидкости и газа в скважине

Комплексные приборы для исследования скважин

Агрегатный комплекс скважинных приборов

Глава III. Выбор оборудования для фонтанных и газлифтных скважин и установление режима их эксплуатации (Р. С. Андриасов, В. А. Сахаров)

Выбор методики расчета газожидкостного подъемника

Подготовка исходных данных

Движение газожидкостных смесей в колонне насосно-компрессорных труб

Движение газожидкостной смеси в вертикальных трубах

Расчеты при фонтанной эксплуатации скважин

Расчеты при газлифтной эксплуатации скважин

Графический метод расчета газлифтной скважины

Глава IV. Штанговые насосные установки для эксплуатации нефтяных скважин (И. Т. Мищенко, Г. И. Богомольный)

Основные задачи проектирования эксплуатации скважин штанговыми насосными установками

Потери давления в клапанных узлах

Расчет производительности и коэффициента подачи штанговой насосной установки

Нагрузки, действующие на колонну насосных штанг

Формулы для расчета экстремальных нагрузок «а штанги за цикл работы насоса

Силы сопротивления при работе насосной установки

Напряжения в штангах

Конструкция колонны насосных штанг

Крутящий момент на валу редуктора станка-качалки

Энергетические показатели работы насосной установки

Коэффициент эксплуатации и межремонтный период работы штанговой насосной установки

Затраты на подъем нефти из скважины

Последовательность расчетов при выборе штанговой насосной установки Пример выбора штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающего заданный отбор нефти

Периодическая эксплуатация насосных скважин

Глава V. Эксплуатация скважин штанговыми установками с гидравлическим приводом АГН (А. Г. Молчанов)

Определение типа и размера установки

Устройство и принцип действия установки с использованием колонны насосно-компрессорных труб в качестве уравновешивающего груза

Гидравлическая схема установки и ее работа

Номограмма для определения параметра уравновешенности

Влияние промысловых факторов на работу привода

Проектирование технологического режима работы установки

Эксплуатация установок АГН

Транспортировка, монтаж и демонтаж установки

Монтаж и демонтаж установки на скважине

Глава VI. Подбор установки погружного центробежного электронасоса (П. Д. Ляпков)

Методики подбора УЭЦН

Объемные соотношения фаз и кинематические параметры потока скважинной продукции

Типы и условия существования скважинных эмульсий

Структурные формы потока продукции нефтяной скважины

Коэффициент сепарации свободного газа из газожидкостной смеси

Равновесное и неравновесное давления насыщения жидкости нефтяным газом, коэффициент фазовой равновесности газожидкостной смеси

Система скважина — установка центробежного электронасоса и характеристика ее элементов

Температура потока на различных участках пути движения продукции скважины

Некоторые теплофизические свойства фаз и продукции нефтяной скважины

Вычисление истинных долей фаз в скважинной продукции

Число Рейнольдса и коэффициент гидравлического трения газожидкостного потока в канале постоянного поперечного сечения

Объемные расходы фаз н скважинной продукции в целом

Распределение давления вдоль колонны НКТ и эксплуатационной колонны

Рабочая характеристика насоса при откачке скважинной продукции

Глава VII. Теплофизические методы воздействия на призабойную зону пласта (Э. М. Симкин)

Выбор способов воздействия и расчеты технологических режимов на отдельных скважинах

Прогнозирование экономической эффективности

Глава VIII. Методы воздействия на призабойную зону скважин (П. М. Усачев)

Диагностика состояния пласта в призабойной зоне

Гидравлический разрыв пласта

Вибровоздействие на призабойную зону скважин (Ш. К. Гиматудинов)

Электрогидравлическое воздействие на призабойную зону скважины (И. Г. Ахметов)

ПРОЕКТИРОВАНИЕ СХЕМ ПРОМЫСЛОВОГО ОБУСТРОЙСТВА

Глава I. Проектирование генеральных схем промыслового обустройства на ЭВМ (СП ГСО) (В. Р. Xачатуров)

Основные технологические системы промыслового обустройства и их классификация

Выбор проекта генеральной схемы обустройства

Основные экономико-математические модели и методы оптимизации Задача проектирования генеральных схем комплексного промыслового обустройства и методы ее решения

Глава II. Системы проектирования генеральных схем промыслового обустройства на ЭВМ (В. Р. Xачатуров)

Общая схема функционирования Системы

Порядок прохождения программ в Системе

Общие принципы формирования задач и подбора информации для различных технологических решений

Многоэтапная обработка результатов расчетов

Глава III. Информационное обеспечение СПГСО (В. Р. Xачатуров)

Вид информации, подготавливаемой в отделах проектного института

Подготовка информации для загрузки в ЭВМ

Пример проекта генеральной схемы промыслового обустройства условного месторождения, полученного с помощью СПГСО

Глава IV. Основные принципы проектирования объектов нефтегазосборных систем

Глава V. Технологические расчеты промысловых трубопроводов (А. И. Гужов, В. Ф. Медведев)

Классификация промысловых трубопроводов

Гидравлический расчет нефтепроводов

Гидравлический расчет трубопроводов для вязкоплаетичных нефтей Гидравлический расчет трубопроводов для нефтяных эмульсий

Гидравлический расчет газопроводов

Гидравлический расчет трубопроводов в системах совместного сбора нефти, газа и воды

Тепловые расчеты трубопроводов

Глава VI. Расчеты разделения продукции скважин (А. И. Гужов, В. М. Медведев)

Определение пропускной способности и диаметра нефтегазовых сепараторов

Выбор числа ступеней сепарации и давлений в сепараторах

6 проектирование и регулирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений

6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

6.1. ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И УТВЕРЖДЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА ВВОД В РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Нефтяные и газонефтяные месторождения вводятся в промышленную разработку на основе технологических схем и проектов разработки. Условия и порядок ввода месторождений (залежей) определяются "Правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений". Подготовленность разведанных месторождений (залежей) нефти и газа для промышленного освоения определяется степенью их геолого-промысловой изученности.

Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условий:

осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин, а при необходимости – пробная эксплуатация залежей или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения;

балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, утверждены ГКЗ (государственной комиссией по запасам) РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн т и газа до 3 млрд м 3 осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ-нефть (центральной комиссией по запасам нефти) Роскомнедра;

утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80% категории С₁ и до 20% категории С₂. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории С₂ более 20% устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета;

состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения;

в районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа;

имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод;

составлены рекомендации по разработке мероприятий, направленных на предотвращение загрязнения окружающей среды и обеспечение безопасности проведения работ;

утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно- сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата и сопутствующих ценных компонентов в случае установления их промышленного значения;

получена лицензия на право пользования недрами.

Технологические проектные документы на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений составляются, как правило, специализированными организациями (НИПИ), имеющими лицензии на право проектирования, и рассматриваются в установленном порядке Центральной комиссией по разработке Минтопэнерго РФ.

Технологические проектные документы служат основой для составления проектов обоснования инвестиций и ТЭО проектов, проектов обустройства и реконструкции обустройства месторождений, технических проектов на строительство скважин, схем развития и размещения нефтегазодобывающей промышленности района, разработки годовых и перспективных прогнозов добычи нефти и газа, объемов буровых работ и капиталовложений, геолого-технических мероприятий, внедряемых на месторождении.

Проектирование разработки, как и разработка месторождений, носит стадийный характер. Технологическими проектными документами являются:

проекты пробной эксплуатации;

технологические схемы опытно-промышленной разработки;

технологические схемы разработки;

уточненные проекты разработки (доразработки);

В случае получения новых геологических данных, существенно меняющих представление о запасах месторождения, базовых объектах разработки, а также в связи с изменением экономических условий разработки или появлением новых эффективных технологий, в порядке исключения, могут быть составлены промежуточные технологические документы:

дополнения к проектам пробной эксплуатации и дополнения к технологическим схемам опытно-промышленной разработки;

дополнения к технологическим схемам разработки.

Проектные технологические документы на разработку месторождений и дополнения к ним рассматриваются и утверждаются ЦКР (Центральной комиссией по разработке) Минтопэнерго РФ, а также территориальными комиссиями, создаваемыми по согласованию с Минтопэнерго РФ.

Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добывных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов.

Для месторождений, разведка которых не закончена или при отсутствии в достаточном объеме исходных данных для составления технологической схемы разработки, составляются проекты пробной эксплуатации. Проект пробной эксплуатации месторождения составляется по данным его разведки, полученным в результате исследования, опробования, испытания и пробной эксплуатации разведочных скважин. Проект пробной эксплуатации должен содержать программу работ и исследований по обоснованию дополнительных данных, необходимых для выбора технологии разработки, подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов.

Технологические схемы опытно-промышленной разработки составляются как для объектов в целом или участков месторождений, находящихся на любой стадии промышленной разработки, так и для вновь вводимых месторождений в целях проведения промышленных испытаний новой для данных геолого-физических условий системы или технологии разработки.

Технологическая схема разработки является проектным документом, определяющим предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин.

Технологические схемы разработки составляются по данным разведки и пробной эксплуатации.

В технологических схемах в обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэффициента нефтеизвлечения гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и другими методами.

Коэффициенты нефтеизвлечения, обоснованные в технологических схемах, подлежат дальнейшему уточнению после проведения опытно-промышленных и промышленных работ и по результатам анализа разработки.

Проект разработки является основным документом, по которому осуществляется комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению нефти и газа из недр, контролю над процессом разработки.

Проекты разработки составляются после завершения бурения 70% и более основного фонда скважин по результатам реализации технологических схем разработки с учетом уточненных параметров пластов. В проектах разработки предусматривается комплекс мероприятий, направленных на достижение максимально возможного экономически коэффициента нефтеизвлечения.

Уточненные проекты разработки составляются на поздней стадии разработки после добычи основных извлекаемых (порядка 80%) запасов нефти месторождения в соответствии с периодами планирования. В уточненных проектах по результатам реализации проектов и анализа разработки предусматриваются мероприятия по интенсификации и регулированию процесса добычи нефти, по увеличению эффективности применения методов повышения нефтеизвлечения.

Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу, объектов разработки и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки и повышение их эффективности.

При авторском надзоре контролируется реализация проектных решений и соответствие фактических технико-зкономических показателей принятым в технологических схемах или проектах разработки, вскрываются причины, обусловившие расхождение. Осуществляются мероприятия, направленные на достижение проектных показателей.

6.2.ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К СОСТАВЛЕНИЮ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Составление технологических проектных документов на промышленную разработку нефтяных и газонефтяных месторождений является комплексной научно-исследовательской работой, требующей творческого подхода, учета передового отечественного и зарубежного опыта, современных достижений науки и практики разработки (нефтепромысловой геологии, физико-химии пласта и подземной гидродинамики), компьютерных методов, технологии и техники строительства и эксплуатации скважин, обустройства промыслов, экономико-географических факторов, требований охраны недр и окружающей среды.

Исходной первичной информацией для составления технологических схем разработки месторождений являются: данные разведки, подсчет запасов, результаты лабораторных исследований процессов воздействия, пробной эксплуатации разведочных скважин или первоочередных участков, требования технического задания на проектирование и нормативная база. При составлении проектов разработки дополнительно используются геолого-промысловые данные, полученные в процессе реализации утвержденной технологической схемы, результаты специальных исследований, данные авторского надзора и анализа разработки.

В проектных документах на разработку обосновываются:

выделение эксплуатационных объектов;

системы размещения и плотность сеток добывающих и нагнетательных скважин;

выбор способов и агентов воздействия на пласты;

порядок ввода объекта в разработку;

способы и режимы эксплуатации скважин;

уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов, обеспечивающие наиболее полную выработку;

вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением;

вопросы, связанные с особенностями применения физико- химических, тепловых и других методов повышения нефтеизвлечения из пластов;

выбор рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования;

мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин;

требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин;

требования к системам поддержания пластового давления (ППД) и качеству используемых агентов;

требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин;

мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки;

комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин;

специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеизвлечения из пластов с учетом состояния объектов окружающей среды;

объемы и виды работ по доразведке месторождения;

вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

В составе проектов разработки (доразработки) рекомендуются дополнительные таблицы, отражающие:

структуру остаточных запасов нефти;

показатели эффективности внедрения методов повышения нефтеотдачи пластов;

данные по обоснованию бурения дополнительных скважин и скважин-дублеров.

В технологических схемах число расчетных вариантов должно быть не меньше трех, а в проектах и уточненных проектах разработки – не менее двух вариантов.

В каждом из вариантов разработки устанавливается проектный уровень добычи нефти по месторождению. Период стабильной добычи из условия, чтобы величины максимальной и минимальной добычи за этот период не отличались более чем на 2-5% от проектного уровня.

Во всех проектных документах один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Им, как правило, является утвержденный вариант разработки по последнему проектному документу с учетом изменения величины запасов нефти.

Во всех рассматриваемых вариантах разработки в технологических схемах и проектах разработки предусматривается резервный фонд скважин. Количество резервных скважин обосновывается в проектных документах с учетом характера и степени неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин основного фонда и т.д. Число резервных скважин в технологических схемах может составлять 10-25% основного фонда скважин, в проектах – до l0%.

В технологических схемах и проектах разработки обосновывается возможность или необходимость применения методов повышения нефтеизвлечения или необходимость их опытно-промышленных испытаний.

Экономические показатели вариантов разработки определяются с использованием действующих в Минтопэнерго РФ методов экономической оценки на основе рассчитанных технологических показателей и системы рассчитываемых показателей, выступающих в качестве экономических критериев: дисконтированный поток денежной наличности, индекс доходности, внутренняя норма возврата капитальных вложений, период окупаемости капитальных вложений, капитальные вложения на освоение месторождения, эксплуатационные затраты на добычу нефти, доход государства (налоги и платежи, отчисляемые в бюджетные и внебюджетные фонды РФ).

В технологических схемах и проектах разработки должны предусматриваться наиболее прогрессивные системы разработки и передовая технология нефтедобычи, обеспечивающие достижение или превышение утвержденной величины коэффициента извлечения нефти.

Если в процессе реализации утвержденного документа резко изменяются представления о геологическом строении, темпе разбуривания или освоения системы разработки и другие условия, то составляется дополнение к проектному документу. В нем уточняются технологические показатели с учетом изменившихся условий разработки. Дополнения являются неотъемлемой составной частью утвержденных технологических схем и проектов разработки. Рассмотрение и утверждение дополнений производится в установленном порядке.

При составлении проектных документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений следует руководствоваться:

законами Российской Федерации ;

Указами Президента России;

постановлениями Правительства Российской Федерации;

Основами законодательства Российской Федерации о недрах, налогового законодательства России и др.;

правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений.

6.3. ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИЕ ГЕОЛОГО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В последнее время одним из главных направлений повышения качества проектирования, управления и контроля за разработкой нефтяных и газонефтяных месторождений стало применение компьютерных постоянно действующих геолого-технологических моделей (ПДГТМ).

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия (ГТМ) по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

Адресная постоянно-действующая геолого-технологическая модель(ПДГТМ) – это объемная имитация месторождения, хранящаяся в памяти компьютера в виде многомерного объекта, позволяющая исследовать и прогнозировать процессы, протекающие при разработке в объеме резервуара, непрерывно уточняющаяся на основе новых данных на протяжении всего периода эксплуатации месторождения.

Постоянно действующие геолого-технологические модели, построенные в рамках единой компьютерной технологии, представляют совокупность:

цифровой интегрированной базы геологической, геофизической, гидродинамической и промысловой информации;

цифровой трехмерной адресной геологической модели месторождения (залежей);

двухмерных и трехмерных, трехфазных и композиционных, физически содержательных фильтрационных (гидродинамических) математических моделей процессов разработки;

программных средств построения, просмотра, редактирования цифровой геологической модели, подсчета балансовых запасов нефти, газа и конденсата;

программных средств и технологий, позволяющих по установленным в процессе моделирования правилам уточнять модели по мере постоянного поступления текущих данных, порождаемых в процессе освоения и разработки месторождений.

Под цифровой трехмерной адресной геологической моделью(ГМ) месторождения понимается представление продуктивных пластов и вмещающей их геологической среды в виде набора цифровых карт (двухмерных сеток) или трехмерной сетки ячеек, характеризующих:

пространственное положение в объеме резервуара коллекторов и разделяющих их непроницаемых (слабопроницаемых) прослоев;

пространственное положение стратиграфических границ продуктивных пластов (седиментационных циклов);

пространственное положение литологических границ в пределах пластов, тектонических нарушений и амплитуд их смещений;

средние значения в ячейках сетки фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС), позволяющих рассчитать начальные и текущие запасы углеводородов;

пространственное положение начальных и текущих флюидных контактов;

пространственные координаты скважин (пластопересечения, альтитуды, координаты устьев, данные инклинометрии).

Программный комплекс ГМ должен обеспечивать (вычисления, получение файлов, просмотр на экране, получение твердых копий):

формирование модели в виде, требуемом для передачи в системы фильтрационного моделирования;

формирование сеток и построение карт параметров пласта, структурных и литологических карт;

построение геологических и палеопрофилей, просмотр каротажных диаграмм, результатов обработки и интерпретации ГИС (ГИС – геофизические исследования скважин);

просмотр результатов интерпретации 2D и 3D сейсморазведки, включая результаты трассирования горизонтов, выделения тектонических нарушений, карт изохрон, глубин и сейсмических атрибутов, положение сейсмических профилей, площади 3D сейсморазведки;

дифференцированный подсчет запасов нефти, газа и конденсата.

Программный комплекс ГМ должен иметь информационную связь с интегрированной базой данных для оперативного получения сведений о результатах исследований скважин, интервалах перфорации, динамике работы скважин, состоянии фонда скважин, проведенных на скважинах ГТМ, истории бурения и испытаний скважин. Он должен обеспечивать выполнение вычислений, получение файлов, просмотр данных на экране, получение твердых копий.

Под цифровой фильтрационной (гидродинами-ческой) моделью(ФМ) понимают совокупность представления объекта в виде двухмерной или трехмерной сетки ячеек, каждая из которых характеризуется набором идентификаторов и параметров геологической модели, дополнительно включая:

фильтрационные параметры – относительные фазовые проницаемости, капиллярные давления, данные PVT и другие дополнительные данные;

массив данных по скважинам, который содержит – интервалы перфорации, радиус скважины, пластовое или забойное давление, данные о дебитах (расходах) фаз, коэффициенты продуктивности (приемистости) скважин, сведения об ОПЗ (обработка призабойных зон), РИР (ремонтно-изоляционные работы), ГРП (гидравлический разрыв пласта), результатах испытаний, обустройстве месторождения.

Указанные сведения должны охватывать весь период разработки объекта.

Программный комплекс ФМ должен осуществлять:

численное решение уравнений сохранения и фильтрации фаз или компонентов;

анализ фильтрационных течений и расчетных технологических показателей;

выбор мероприятий по регулированию процесса разработки;

редактирование модели при внесении новых данных.

Фильтрационные модели должны учитывать все основные геолого-физические и технологические факторы моделируемого (реализуемого) процесса разработки:

многопластовый характер эксплуатационных объектов;

неоднородность пластов по толщине и простиранию, их линзовидность и прерывистость;

многофазность фильтрационных потоков;

капиллярные и гравитационные силы;

порядок разбуривания, систему размещения и режимы работы скважин, их интерференцию.

Фильтрационная модель отличается от геологической модели наличием дополнительных параметров, большей схематизацией строения, возможным объединением нескольких геологических объектов в единый объект моделирования. При наличии истории разработки необходима адаптация ФМ к данным разработки, что также отличает ее от геологической модели.

При построении ПДГТМ должны быть проведены следующие работы:

оцифровка всей исходной геологической и технологической информации, занесение в базу данных;

оценка качества и, при необходимости, переобработка и переинтерпретация данных ГИС и сейсморазведки;

исследования кернов и проб пластовых флюидов;

детальная корреляция разрезов скважин, выделение продуктивных пластов;

уточнение петрофизических и функциональных зависимостей, являющихся основой комплексной интерпретации данных ГИС (геофизические исследования скважин), исследований керна и сейсморазведки, переобработка данных ГДИ (гидродинамические исследования) и их комплексная интерпретация с данными ГИС и разработки;

построение схем обоснования флюидных контактов;

геометризация каждого продуктивного пласта, оценка его параметров и эксплуатационных характеристик;

палеотектонический анализ, палеогеографические и палеогеоморфологические исследования;

фациально-формационный анализ, включая выявление седиментационных циклов осадконакопления;

детальный анализ разработки с отбраковкой ненадежных и недостоверных сведений и с проверкой представления о геологическом строении по данным разработки;

интерпретация данных дистанционных методов, исследований и контроля за разработкой.

Геолого-технологическое моделирование должно использоваться для достижения максимального экономического эффекта от более полного извлечения из пластов запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них сопутствующих компонентов, оптимизации и управления процессом разведки и разработки месторождений. Оно позволяет:

повысить эффективность геологоразведочного процесса;

оперативно управлять текущими запасами;

на ранних стадиях разработки классифицировать (группировать) запасы в соответствии с наиболее оптимальными для их извлечения технологиями;

осуществлять оперативное, экономически обоснованное управление разработкой;

сокращать непроизводительные затраты без ущерба для нефтеотдачи;

проектировать оптимальные с точки зрения прибыльности и затрат на добычу нефти системы разработки.

Постоянно действующие геолого-технологические модели создаются на всех месторождениях, вводимых в разработку, c балансовыми запасами свыше 1 млн т нефти, а также на разрабатываемых месторождениях сложного строения, независимо от объема балансовых запасов, и на разрабатываемых месторождениях, определяющих основной объем добычи нефтяной компании, независимо от формы собственности. Экспертиза ПДГТМ проводится в рамках экспертизы проектной документации на разработку месторождений Центральной и территориальными комиссиями по разработке.

6.4. ИЗМЕРЕНИЕ, РЕГИСТРАЦИЯ И АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

После принятия к реализации проектного документа, определяющего разработку нефтяного месторождения, приступают к разбуриванию месторождения, его обустройству и собственно добыче нефти и газа из месторождения. Начиная с ввода месторождения в разработку до самого окончания этого процесса, не прекращают измерения (исследования) геолого-физических свойств месторождения и показателей его разработки. При этом накапливаются многочисленные сведения, позволяющие не только лучше познавать характеристики месторождения и изучать ход его разработки, но и управлять процессами извлечения нефти из недр.

Основой для изучения свойств месторождения и характера процессов его разработки служат данные количественных гидродинамических и геофизических измерений, производимых в скважинах, а также данные исследования физико-химических свойств извлекаемых из пластов и закачиваемых в них веществ. При этом проводят следующие измерения и исследования:

1. Стандартные геофизические измерения кажущегося электрического сопротивления пород и потенциала собственной поляризации в геологическом разрезе, вскрываемом скважиной, во всех вновь пробуренных скважинах.

2. Исследования при помощи испытателей пластов в разведочных скважинах и в некоторых случаях бурения эксплуатационных скважин. В большинстве скважин отбирают керн из продуктивного пласта.

3. Исследования методами установившихся отборов и закачки с целью построения индикаторных кривых в добывающих и нагнетательных скважинах. Практически все скважины должны быть исследованы методом восстановления забойного давления. При этом такие исследования повторяют через 1 – 2 года или чаще, если происходит воздействие на призабойную зону скважин. Замеры забойного и пластового давления без снятия индикаторных кривых и кривых восстановления давления производят в среднем один раз в полгода.

Перед составлением технологических схем и проектов разработки в значительном числе скважин, расположенных на различных участках месторождения, отбирают глубинные пробы добываемой продукции. В отдельных скважинах такие отборы повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда, например, анализ глубинных проб нефти и воды позволяет судить о перемещении водонефтяного контакта или осаждении парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще.

Обязательны замеры дебитов нефти и воды на всех скважинах. Такие замеры проводят на групповых замерных установках.

Для анализа разработки нефтяных месторождений необходимы также одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода, забойной температуры при помощи комплексных глубинных приборов типа «Поток».

Для определения положения водонефтяного и газонефтяного контактов в скважинах используют методы нейтронного и импульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Такие исследования проводят в скважинах примерно один раз в полгода.

В некоторых случаях при исследованиях применяют радиоактивные изотопы (в частности, путем закачки в пласты трития), акустический каротаж, глубинное фотографирование и другие специальные виды исследований.

Всю информацию, включающую параметры, характеризующие пласты и скважины разрабатываемого месторождения, систему разработки, технологические, технико-экономические и экономические показатели, хранят в службах обработки информации, кустовых информационно-вычислительных центрах, имеющихся в нефтегазодобывающих управлениях и в объединениях, а также в главном информационно-вычислительном центре Минтопэнерго.

Отдельно регистрируются технологические и технические мероприятия, которые осуществляются на скважинах в процессе разработки месторождений, а также технико-экономические, экономические показатели, нормативы, плановые и другие заданные цифры.

Для хранения массивов информации о разработке нефтяных месторождений используют машинные носители информации: магнитные диски, магнитные ленты, перфокарты, перфоленты. Эти накопители информации подсоединяют к ЭВМ соответствующих информационных служб и вычислительных центров.

Программы выборки и обработки информации о разработке нефтяного месторождения предназначены для составления справок, отчетов, подготовки исходной информации, для составления проектных документов по разработке месторождений, для анализа и регулирования разработки, прогнозирования. Например, если требуется построить карту изобар на определенную дату, то соответствующая программа выбирает из всего информационного массива те данные, которые как раз и необходимы для построения этой карты.

Известны программы, позволяющие осуществить автоматические построения графиков и карт, в том числе карт изобар, при помощи графопостроителей. Если необходимо нанести на карту положения водонефтяного контакта на определенные даты, то программа осуществляет выборку из информационного массива соответствующих данных о замерах положений водонефтяного контакта и т. д. Однако чаще всего ЭВМ обеспечивает только выборку и распечатку исходных данных для построения отдельных зависимостей и карт, а построение осуществляют специалисты, анализирующие разработку месторождения.

При построении на базе всей совокупности имеющихся геолого-геофизических и промысловых данных постоянно действующих геолого-технологических моделей недропользователь имеет возможность отслеживать в динамике выработку остаточных запасов углеводородов, точнее прогнозировать добычу нефти и газа, моделировать геолого-технические мероприятия по повышению нефтеотдачи и эффективности работы предприятия, более обоснованно рассчитывать наиболее рациональные и экономически эффективные варианты разработки продуктивных пластов.

6.5. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие:

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных прослоев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков.

К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят:

1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов;

2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки.

Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и методы направленного изменения фильтрационных потоков, используемые при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих лекций настоящего курса, либо излагается в курсе технологии и техники добычи нефти.

Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтрационных потоков проводят путем изменения режимов работы отдельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем линиям движения, по которым он до этого продвигался медленно, и, наоборот, замедления его перемещения в других направлениях.

Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют путем периодического изменения режимов работы только нагнетательных скважин при постоянном режиме эксплуатации добывающих скважин для поддержания добычи жидкости на высоком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь около среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа закачки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до месяцев.

Периодическое изменение режимов работы скважин и текущих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещинах.

В цикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта.

Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков пласта гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно проникает вода, вытесняя нефть.

В цикле снижения давления вода удерживается капиллярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает в высокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта.

Направленное изменение фильтрационных потоков неразрывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вымыванием» нефти из областей пласта, где до изменения направлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими.

Проведение указанных мероприятий по регулированию разработки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затратами.

Если приведенные затраты на регулирование разработки месторождения находятся в пределах 10 – 20% от суммарных приведенных затрат, и если эти затраты не возрастают с течением времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче оптимального развития – добычи нефти в стране в целом, то ориентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку следует продолжать по принятому проектному документу. В противных случаях ставится вопрос о подготовке нового проектного решения о разработке месторождения.

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений.– М. Недра, 1990 – 427 с.

2. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений.– М. Недра,1977 – 261с.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений.– М. Недра,1986 – 332 с.

4. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебное пособие для вузов. / Ю.П.Желтов, В.А.Сахаров,и др. – М. Недра,1985 – 296 с.

5. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Учебник /. Ш.К. Гиматудинов и др. – М. Недра,1988 – 302 с.

6.Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки // Под ред. Ш.К.Гиматудинова.– М. Недра, 1983 – 463с.

7. А.И. Ширковский. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. – М. Недра, 1987 – 347 с.

8. Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. – М. Недра, 1968 – 428 с.

9. Борисов Ю.П. Рябинина З.К. Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных месторождений с учетом их неоднородности.– М. Недра, 1976.

10. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/ Миннефтепром. – М. Б.и. 1987.

11. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений. – М. Недра, 1971– 103 с.

12. Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 39-0147035- 207-86 / Миннефтепром. – М. Б.и. 1986 – 105 с.

13. Положение о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений:

РД 39 – 0147035 – 215 – 86/ Миннефтепром М. Б.и. 1986.

14. Методические указания по проведению авторского надзора за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтя-ных и нефтегазовых месторождений:

РД 39 – 0147035 – 203 – 87. – М. Б.и. 1986.

15. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений:

РД 39 – 0147035 – 205 – 86. – М. Б.и. 1985 – 144 с.

16. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39 – 0147035 – 202 – 87.– М. Б.и. 1987 – 46 с.

17. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. – М. Б.и. 1983.

18. Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов.– М. Б.и.,1984.

1.Системы и технология разработки нефтяных месторождений. 5

2. Классификация и характеристика систем разработки….….…..30

3. Моделирование процессов разработки… …………………. …47

4.Разработка нефтяных месторождений при естественных режимах……………………………………………………………..…. 60

5. Разработка нефтяных месторождений с применением заводнения……………………….………….…………………………. 81

6. Проектирование и регулирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений………….………………….………..123

текущего контроля по курсу

«Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Тема1 .СИСТЕМЫ И ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Что такое месторождение?

Что такое залежь?

Какие основные условия характеризуют объект разработки?

Какое основное условие обеспечивает упругий режим работы залежи?

Какое основное условие обеспечивает упруговодонапорный режим работы залежи?

Когда наступает жесткий водонапорный режим работы залежи?

Какое основное условие обеспечивает работу залежи в режиме растворенного газа?

Чем обеспечивается газонапорный режим работы залежи?

Что характеризует упругий газонапорный режим работы залежи?

Что характеризует жесткий газонапорный режим работы залежи?

Основное условие проявления гравитационного режима работы залежи?

Какие режимы работы залежи называются режимами истощения пластовой энергии?

Что такое текущая нефтеотдача?

Что такое темп разработки месторождения?

Что такое газовый фактор?

Что такое водонефтяной фактор?

Что характеризует первая стадия разработки месторождения?

Что характеризует вторая стадия разработки месторождения?

Что характеризует третья стадия разработки месторождения?

Что такое пластовое давление?

Что характеризует пьезопроводность пласта?

Тема 2. КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

Что такое фонд скважин ?

Для чего предусматривается резервный фонд скважин?

Что такое параметр плотности сетки скважин?

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова?

Для каких объектов целесообразна разработка без воздействия на пласт?

В каких случаях целесообразно применение системы законтурного воздействия на пласт?

Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при однорядной системе внутриконтурного заводнения?

Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при трехрядной системе внутриконтурного заводнения?

Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при пятирядной системе внутриконтурного заводнения?

Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при пятиточечной системе внутриконтурного заводнения?

Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при семиточечной системе внутриконтурного заводнения?

Чему равно отношение нагнетательных и добывающих скважин при девятиточечной системе внутриконтурного заводнения?

Для чего применяется баръерное заводнение?

Что такое сайклин-процесс?

Тема 3. МОДЕЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССОВ РАЗРАБОТКИ

Что отражает детерминированная модель пласта?

Что такое вероятностно-статистическая модель пласта ?

Что представляет собой модель однородного пласта?

Что представляет собой модель пласта с двойной пористостью?

Какой фундаментальный закон природы является основным при описании процессов разработки нефтяных месторождений?

Какой фундаментальный закон природы необходимо учитывать при изменении температурных условий в пласте при разработке нефтяных месторождений?

Какой физический закон часто используется для описания движения нефти в пласте?

Перед фронтом вытеснения фильтруется только нефть, а позади – только вода. Назовите модель вытеснения нефти?

Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади него - одновременно нефть и вода. Назовите модель вытеснения нефти?

Тема 4.РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЕСТЕСТВЕННЫХ РЕЖИМАХ

Укажите два основных условия существования упругого режима работы залежи.

Чем упруговодонапорный режим принципиально отличается от замкнуто-упругого?

Какие законы и уравнения используются при моделировании упругого режима работы залежи?

При каких исследованиях скважин используется теория упругого режима?

Источник пластовой энергии, определяющий водонапорный режим работы залежи?

Какие законы и уравнения используются при моделировании режима растворенного газа?

Какие законы и уравнения используются при моделировании газонапорного режима?

Тема 5. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМЗАВОДНЕНИЯ

Что такое коэффициент вытеснения?

Что такое коэффициент охвата пласта воздействием?

Как связаны коэффициент вытеснения, коэффициент охвата пласта воздействием и текущая нефтеотдача?

Гипотеза каких ученых заложена в основу изучения непоршневого вытеснения нефти из однородного пласта?

Каким образом происходит обводнение добывающих скважин при поршневом вытеснении нефти водой?

Что такое функция Баклея – Леверетта? Что она описывает?

Как изменяется обводненность продукции скважин при непоршневом вытеснении нефти водой?

В чем заключается принцип электрогидродинамической аналогии?

Тема 6. ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Для чего составляются проекты пробной эксплуатации ?

Для чего и когда составляются проекты опытно-промышленной разработки?

С какой целью срставляется технологическая схема разработки?

На какой стадии разработки готовится проект разработки месторождения?

Когда и для чего составляются уточненные проекты разработки?

Назовите основные методы регулирования разработки месторождения?

Суть и назначение циклического воздействия на пласт?

Что такое постоянно-действующая геолого-технологическая модель месторождения?

– 688 с. 8. Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкойнефтяныхместорождений с применениемзаводнения. учеб.пособие/ Р.Х. Муслимов. – Казань. Изд.

показатели разработкинефтяногоместорождения. которые в конечном итоге будут влиять на рациональную разработкуместорождения и. скважин 4.выбор нескольких вариантов систем разработки с применениемзаводнения. пара, перегретой воды 5. Выбирается.

месторождениях и т.д.) требует все более детального промыслового изучения и применения. практике разработкинефтяныхместорождений большое. нефтяныхместорождений (Ромашкинское, Самотлорское) при закачке в них холодной воды при внутриконтурном заводнении.

конденсата Применение сайклинг-процесса. Разработкаместорождений при заводнений газоконденсатной залежи, особенности разработки газовых залежей с нефтяными оторочками.

заложении эксплуатационных скважин. Вовлечение в разработкунефтяныхместорождений с трещинно-поровыми коллекторами Бахурский Владислав. рассматривается возможность применения полимерного заводнения и водогазового воздействия на месторождениях ЯНАО. Данные.