Ефективність застосування методів підвищення нафтовилучення

Оцінка технологічного ефекту проводиться шляхом екстраполяції видобутку нафти та інших показників розробки. Оцінка технологічного ефекту базується на розрахункових показниках розробки дослідної ділянки, або ж на фактичних результатах розробки іншої ділянки родовища.

Для унеможливлення впливу неточності вихідних даних, розрахунок проводять шляхом застосування багатофакторного аналізу. В другому випадку, прогнозування проводять шляхом співставлення фактичних результатів розробки малого за розміром досліджуваного поля із показниками розробки такого ж поля, дані по якому отримані за результатами складеної ефективності математичної моделі.

Показником ефективності підвищення нафтовіддачі служить річний, економічний ефект на основі співставлення приведених витрат базового варіанту розробки та варіанту розробки із застосуванням методу підвищення нафтовилучення. При цьому приведені витрати виражають:

В=С+Е*К

де К-питомі капітальні вкладення у виробн.фонди ,грн./т

Е-нормативний коефіцієнт ефективності капітальних вкладень

С-собівартість 1т видобутої нафти.

При визначенні річного економічного ефекту повинна забезпечуватись порівняльність базового та впровадженого варіанту розробки за об’єктом видобутку нафти.

Для співставлення приведені витрати в базовому варіанті збільшуєть на суму яка необхідна для одержання того ж об’єму видобутку нафти що й у варіанті із застосуванням методу підвищення нафтовіддачі.

Збільшення приведених витрат рівне добутку додатково видобутої нафти на норматив приведених питомих витрат на 1т приросту видобутої нафти . Тоді річний добуток :

Ɛ=Вб*qб+НΔq-Вп*qп

де Ɛ-річний економіний ефект

Вб,Вп- приведені витрати на видобування 1т нафти при базовому варіанті і впроваджуваному методі розробки

qб, qп- видобуток нафти річний при базовому і впровадженому методах

Δq- додатковий видобуток нафти

Н-норматив питомих приведених витрат на 1т приросту видобутку нафти

12.04.13

Газовилучення газових родовищ при газовому та водонапірних режимах. Газовилучення газових родовищ при газовому режимі.

1. Режими розробки родовищ природних газів.

Родовища природних газів можуть розроблятися на режимах виснаження пластової енергії (природних режимах) або з частковим чи повним підтримуванням пластового тиску, шляхом закачування в продуктивні пласти різних агентів (води, пари, різних рідин та вуглеводневих розчинів).

При розробці на виснаження без введення в пласт додаткової енергії розрізняють 2 режими: газовий і водонапірний.

При газовому режимі приплив газу до вибою свердловин відбувається під дією енергії стиснутого газу. Характерним для газового режиму є те, що початковий контур газоносності залишається нерухомим або наявне незначне проникнення в продуктивний пласт крайової чи підошовної води, яка не чинить помітного впливу на процес розробки. По мірі зниження пластового тиску газонасичений поровий об’єм може зменшуватися у випадку колекторів, що деформуються, а також в результаті випадання в продуктивному пласті вуглеводневого конденсату, а збільшуватись у випадку випаровування зв’язаної води, усадки залишкової нафти та розкладання гідратів при наявності газогідрат них відкладів. Також газонасичений поровий об’єм може залишатись постійним. Газовий режим спостерігається в екранованих (замкнутих) пластах, а також при розробці родовищ приурочених до водонапірного басейну обмежених розчинів або у випадку погіршених колекторських властивостей пластів в зоні ГВК.

Більшість родовищ природних газів розробляються при водонапірному режимі.

В цьому випадку газ рухається до вибою свердловини як за рахунок енергії стиснутого газу так і за рахунок напору крайової або підошовної води. Надходження води в родовище створюється переміщення ГВК, що призводить до зменшення газонасиченого порового об’єму і скорочення площі газоносності. В залежності від геологічної будови родовища і умов відбору, активність прояву водонапірного режиму може бути різною.

При повній компенсації відбору газу припливом законтурної води та пластовий тиск в процесі розробки родовища залишається постійним і видобуток газу проходить виключно за рахунок напору пластової води. Це різновид водонапірного режиму називають жорстководонапірним режимом. Однак в переважній більшості відбір газу із родовища супроводжується падінням пластового тиску. При цьому сили пружності колектора і води відіграють неістотну роль у порівнянні з іншими джерелами пластової енергії. Тому згідно прийнятої класифікації режимів розробки природних газів вживають термін водонапірний режим замість пружноводонапірний режим.

Переважно початковий період розробки газового родовища при водонапірному режимі тиск падає як і при газовому режимі.

Тривалість даного періоду зростає із збільшенням розмірів родовища. Сповільнення надходження води в газове родовище може бути спричинене наступним:

1. Наявністю граничного градієнту тиску у водоносному пласті;

2. Розгазуванням пластової води при зниженні тиску;

3. Погіршенням проникності порового середовища області початкового контуру газоносності;

Досвід розробки газових родовищ показує, що замітний вплив і прояв водонапірного режиму починається при зниженні пластового тиску від 3 до 30% від початкового пластового тиску.

З промислової практики також відомі випадки коли пластова вода починає надходити тільки на заключній стадії розробки родовища. При введенні з поверхні енергії реалізується газовий або водонапірний режим та їх поєднання. У випадку часткового підтримування пластового тиску родовище розробляється на змішаному режимі. Як і у нафтових родовищ можливе послідовне чергування режимів: спочатку газовий, а потім водонапірний.

Визначення режиму розробки за промисловими даними

Для оцінки режиму розробки родовищ природного газу за промисловими даними будують залежність зведеного пластового тиску від накопиченого видобутку газу:

P_пл(t) – середньозважений за поточним газонасиченим об’ємом порового простору родовища тиск на момент часу t.

Q_вид(t) – сумарний (накопичений) видобуток газу з родовища на момент часу t, приведений до стандартних умов.

Для газового режиму у випадку нестисливих колекторів названа залежність є прямолінійною і відтинає на осі абсцис відрізок, який відповідає початковим запасам газу.

Для колекторів, що деформуються при зменшенні пластового тиску ця залежність розміщується вище відповідної лінії при відсутності деформації порід.

При водонапірному режимі ця залежність в початковий період відбору газу практично збігається з лінією для газового режиму. Однак надходження води в поклад сповільнює темп падіння пластового тиску. Тому з певного моменту часу залежність для водонапірного режиму відхиляється від прямої лінії для газового режиму.

Заключний період у зв'язку зі зниженням запасів газу в газовій частині пласта і викликане цим падіння пластового тиску крива для водонапірного режиму переважає залежність для газового режиму і відтинає на осі абсцис відрізок , який відповідає запасам защемленого газу.

Зменшення темпу відбору газу в заключний період може призвести до стабілізації пластового тиску (крива 4) або навіть до зростання (крива 5) за рахунок зростання ступеня компенсації відбору газу припливом законтурної води. В практиці розробки родовищ природних газів поширюються випадки коли можлива прямолінійна залежність і у випадку водонапірного режиму. Однак вона розміщується вище, ніж для газового режиму.

-

-

-

- зміна пластового тиску на площі газоносності, положення статичного рівня води в свердловині, вибійних температур у п’єзометричних свердловинах, результати промислових геофізичних досліджень свердловин, дані про зміну в часі дебітів газу і води.

При водонапірному режимі, на невеликих за розмірами родовищах та низьким темпом відбору газу, пластовий тиск після зниження на деяку величину може залишатись постійним (крива 8).

При водонапірному режимі і осередненні пластового тиску за початковим газонасиченим поровим об’ємом можлива крива 6.Про прояв водонапірного режиму свідчать дані про зниження тиску (рівня води) і збільшення вибійної температури у п’єзометричних свердловинах. Переміщення (підняття ) газоводяного контакту, обводненість свердловин, зростання водного фактору, зростання дебітів контурної води, збільшення мінералізації пластових вод.

У випадку газоконденсатних родовищ , які розробляються в умовах конденсації вуглеводневої суміші, обводнення передує зміною густини, в’язкості та поточним видобутком конденсату у цих свердловинах.

Підвищення газовилучення з газових родовищ в умовах газового режиму

Основні фактори, що визначають газовилучення газових родовищ в умовах газового режиму.

Коефіцієнт газовилучення β родовища характеризує ступінь видобутку газу з родовища і є відношенням кількості видобутого газу до його початкових запасів:

, (1)

де Q_вид=Q_{зап.поч}-Q_{зап.зал}

(2).

Замість терміну коефіцієнт газовилучення також використовують термін коефіцієнт газовіддачі.

Розрізняють поточну і кінцеву газовіддачу. Кінцева газовіддача характеризується відношенням кількості видобутого газу за весь період розробки (на поточну дату) до початкових запасів.

Вираз для визначення коефіцієнта газовіддачі можна отримати використовуючи рівняння матеріального балансу для газового родовища при газовому режимі.

Q_{зап.поч.}=Q_{зап.зал.}+Q_вид(t) (3)

(4)

Підставляючи в рівняння (2) значення початкових і залишкових запасів газу можна отримати наступні залежності для визначення коефіцієнтів поточної і кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі розробки:

(5)

Аналізуючи залежності (5) випливає, що на коефіцієнт газовіддачі при газовому режимі найбільше впливають значення кінцевого і поточного пластового тисків. Значення кінцевого пластового тиску відповідає межі рентабельної розробки.

Для оцінки значень кінцевого пластового тиску на стадії проектування розробки родовища використовують наступні залежності:

P_кін=-0,345+0,00113H (6)

де Н – середня глибина залягання продуктивних відкладів.

P_кін=-0,05P_поч+0,8274 (7)

P_кін=0,12P_поч+0,5309 (8)

P_кін=0,1P_поч (9)

Коефіцієнт кінцевого газовилучення за залежностями (6-9) характеризує газовіддачу на момент припинення подачі газу в магістральний газопровід. Як свідчать промислові дані по родовищах України, РФ, США коефіцієнт газовіддачі при газовому режимі коливається в межах β=(70-99%), становлячи в середньому (85-90)%.