Разработка нефтяных месторождений

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

Введение

Целью выполнения курсовой работы является оценка запасов и прогнозный расчет технологических показателей разработки.

Задачи курсовой работы:

1.изучить тему контроля и регулирования разработки нефтяных залежей;

2.выполнить подсчет запасов нефти в залежи за прошедший отрезок времени (с 1-го по 10-й год);

3.сделать прогнозный расчет годовой добычи нефти на следующие 10 лет (с 11-го по 20-й год).

При написании курсовой работы использовались учебные пособия по нефтепромысловой геологии, разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, учебно-методическое пособие по написанию настоящей курсовой работы.

Методы исследования: анализ литературных источников, структурный анализ, графический, вычислительный, аналитический, сравнительный и др.

Разработкой нефтяной (газовой) залежи или эксплуатационного объекта называют совокупность технологических мероприятий, обеспечивающих извлечение из продуктивных пластов нефти и газа путем управления процессом движения флюидов по пласту-коллектору к забоям добывающих скважин при использовании естественной энергии залежи или искусственном воздействии на нее.

Определение основных технико-экономических показателей является главной задачей проектирования или анализа разработки нефтяного и газового месторождения.

Количественная оценка различных вариантов разработки месторождения позволяет выбрать наиболее эффективный вариант, обеспечивающий максимально возможное извлечение углеводородов из недр при заданном уровне отбора и относительно низких капитальных затратах.

Как известно, объем технологических, гидродинамических и экономических расчетов по оценке основных показателей разработки месторождения исключительно велик, а аналитический расчет весьма трудоемок. Поэтому в настоящее время наиболее трудоемкая часть техникоэкономических расчетов выполняется на ЭВМ.

Вместе с тем аналитический как обязательный элемент методики обучения является эффективным средством изучения любой дисциплины. Он позволяет глубже усвоить теоретический курс, осмысленно подойти к количественной оценке показателей разработки, понять последовательность технико-экономических расчетов, без чего трудно дать объективную оценку результатам машинного расчета, поскольку в основе любой программы заложены те же самые аналитические формулы и зависимости.

В процессе выполнения курсовой работы необходимо: знать:

– источники пластовой энергии нефтегазового пласта;

5

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

–основы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений;

–определение показателей разработки нефтегазовых месторождений. уметь:

–распознавать характеристики энергетики нефтегазовых залежей;

–составлять план разработки нефтегазового месторождения;

–определять и анализировать основные показатели разработки;

–моделировать процессы вытеснения нефти и газа из пористой среды. владеть:

–методиками определения технологических показателей разработки, принципами проектирования и моделирования систем разработки.

В рассматриваемой курсовой работе требуется определить ряд

основных показателей, характеризующих процесс разработки нефтяной залежи. Именно решение этой задачи формирует логичность мышления, последовательность решения задач по разработке залежи.

6

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

1.Контроль и регулирование разработки нефтяных залежей

Нефтяные месторождения представляют собой послойно и зональнонеднородные многопластовые объекты разработки, отличающиеся сложным геологическим строением. В связи с этим исключительно важно организовать эффективный контроль за выработкой запасов нефти, включающий контроль за продвижением закачиваемой воды по площади распространения коллекторов, за положением ВНК, степенью отмыва нефти из пластов, техническим состоянием скважин и температурным режимом залежи. Решение перечисленных задач осуществляется путем проведения комплекса промыслово-гидродинамических исследований (ПГИ), лабораторных измерений (ЛИ), промыслово-геофизических (ГИС) и гидрохимических исследований.

Геолого-промысловые методы Геолого-промысловые исследования проводятся с целью контроля за

дебитами, приемистостью скважин, обводненностью продукции, изменением состава нефти, попутной воды, закачиваемой жидкости. Эти работы выполняются в промысловых условиях работниками нефтепромыслов, лабораториями цехов научно-исследовательских и производственных работ НГДУ.

По добывающим скважинам проводятся следующие работы:

•замер дебита жидкости и газа;

•отбор проб и определение обводненности продукции;

•отбор глубинных и поверхностных проб нефти и воды на химический

анализ;

•замер буферного и затрубного давлений.

Отбор глубинных и поверхностных проб нефти, а также отбор газа на лабораторный химический анализ проводится ежегодно по специальным скважинам, количество которых составляет 10% эксплуатационного фонда. Анализ этих данных позволяет проследить за характером изменения параметров пластовой нефти в процессе разработки. Отбор проб воды, поступающей вместе с добываемой нефтью, проводится по всему обводненному фонду один раз в квартал. Полученные данные используются для установления причин обводнения скважин в процессе проведения геолого-промыслового анализа.

В НГДУ периодически проводятся анализы попутной воды, химические анализы нефти, газа и анализы глубинных проб нефти. Для отбора глубинных проб используются глубинные пробоотборники. По нагнетательным скважинам проводятся определение приемистости скважин. В цехах ППД проводятся замер температуры и определение КВЧ и

7

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

химического состава закачиваемой воды.

Гидродинамические методы Важная информация о состоянии залежей может быть получена при

проведении гидродинамических исследований. Гидродинамические исследования включают в себя комплекс работ по контролю за энергетическим состоянием перфорированных пластов, за изменением гидродинамических параметров при изменении режима работы скважин (гидропроводность, проницаемость, коэффициент продуктивности). Определение коэффициента продуктивности необходимо проводить в добывающих и нагнетательных скважинах по индикаторным кривым или кривым восстановления давления один раз в два года, исследования глубинными дебитомерами и расходомерами – один раз в год. По данным замеров пластового, забойного давлений ежеквартально составляются карты изобар. Измерения забойных давлений по старому фонду скважин производятся один раз в полугодие, по новому – один раз в квартал. Для определения гидропроводности и пьезопроводности проводятся межскважинные исследования с помощью волн давления.

Проводятся следующие виды работ: По добывающим скважинам-

•исследования при установившемся режиме фильтрации и определение гидропроводности, пьезопроводности, коэффициента продуктивности;

•замеры рпл ( Нст), рзаб (Ндин);

•дебитометрия, влагометрия;

•определение Тпл;

•снятие индикаторных диаграмм;

По нагнетательным скважинам -

•исследования при установившемся и неустановившемся режиме фильтрации;

•определение кривой падения давления;

•замеры рпл, рбуф, Тпл;

•расходометрия.

В пьезометрических скважинах-

•замеры рпл (Нст);

•отбор проб жидкости;

•термометрия.

В контрольных скважинах (неперфорированные)-

•термометрия;

•определение нефтеводонасыщенности геофизическими методами. Промыслово-геофизические методы

Промыслово-геофизическими методами решаются задачи двух

8

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

больших направлений:

-контроль за заводнением и степенью выработки продуктивных пластов;

-решение разнообразных технических задач (определение нарушения обсадных колонн, высоты подъема и качества цементажа, контроль изменения толщины колонны при длительной эксплуатации скважины, наличие заколонных перетоков жидкости, установление местоположения пакеров и забоев скважин и т.д.)

Для контроля за заводнением терригенных коллекторов широко применяются импульсные нейтронные методы.

При этом в неперфорированных наблюдательных скважинах этот комплекс проводится один раз в год, а в зонах активного подъема ВНК и продвижения контуров нефтеносности – 2 раза в год. Для определения заводненных интервалов применяются нейтронные методы для выделения нефтеносных и водоносных пластов по разной скорости расформирования зоны проникновения, а также высокочастотные методы электрометрии: индукционный и диэлектрический каротаж для исследования скважин с креплением ствола в интервале продуктивных отложений стеклопластиковыми трубами.

Для выделения заводняемого пласта, из числа вскрытых перфорацией, рекомендуется также применять методы, позволяющие изучать состав жидкости и изменение скорости потока по стволу скважины в интервале пластов. Для этих целей проводятся измерения методом наведенной активности кислорода, гамма-плотностномером и механическим дебитомером. В последние годы нашло промышленное внедрение геофизическая аппаратура и методические приемы исследований в фонтанирующих и механизированных скважинах: малогабаритный скважинный генератор ИГН-2, ИГН-34, гамма-плотностномер, дебитомер СТД-1, СТД-2, глубинные дебитомеры различных конструкций. Для определения насыщенности пластов в обсаженных неперфорированных скважинах необходимо проводить исследования импульсным генератором нейтронов.

Для определения характера насыщенности пластов и выделения обводненных интервалов рекомендуется использовать информацию о скорости расформирования зоны проникновения, меченой индикаторными элементами, по данным импульсно-нейтронных методов. При этом индикаторы должны соответствовать следующим требованиям: быть безопасны для персонала и для окружающей среды; просты в обращении и дешевы; они не должны содержаться в пластовых жидкостях; не адсорбироваться на скелете горной породы; хорошо растворяться в

прослеживаемой жидкости и не растворяться в других флюидах,

9

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

насыщающих пласт.

Вкачестве индикаторной жидкости можно использовать водные растворы боропродуктов. Применение бора целесообразней, чем использование высокоминерализованной воды, так как микроскопическое сечение захвата тепловых нейтронов у бора в 23 раза выше, чем у хлора. Это позволяет по результатам временных нейтронных исследований при расформировании зоны проникновения промывочной жидкости выделить нефтеносные и водоносные пласты в обсаженных перфорированных пластах.

Для контроля за изменением нефтенасыщенности в процессе эксплуатации рекомендуется применять крепление скважин стеклопластиковыми трубами в интервале терригенного продуктивного горизонта в 10-12 % проектного фонда.

Врезультате проведенных промыслово-геофизических исследований может быть получена информация о текущей нефтенасыщенности в заводняемых зонах, проведены расчеты для получения данных о величине охвата пластов заводнением, а также построены на дату анализа карты разработки с отображением зон различной степени заводнения и т.д.

Для контроля за техническим состоянием эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования по определению дефектов в конструкционных элементах скважины по причинам коррозии стальных труб, разрушения цементного камня и нарушения сцепления его с породой или с колонной, потеря цементным камнем герметичности из-за несоответствия прочностных характеристик тампонажного материала величине градиента давления. Для выявления перечисленных причин дефектов технического состояния эксплуатационных колонн рекомендуется проводить исследования методами цементометрии – акустической и гаммаплотностной, позволяющей изучать состояние цементного камня, и гамматолщинометрии, предназначенной для диагностики технического состояния обсадной колонны; периодичность проведения исследований - 1 раз в два года.

Выявленные дефекты крепи скважин указывают на возможность возникновения затрубных циркуляций жидкости при наличии перепада давления между пластами. Наличие затрубных циркуляций в интервалах некачественного крепления скважины должны быть подтверждены результатами исследований других методов. К таким методам относятся термометрия, кислородный каротаж и метод меченого вещества. Для определения наличия заколонных перетоков рекомендуется использование радонового индикаторного метода

Радон-222 - это одноатомный газ с периодом полураспада Т/2=3,823 сут, является чистым альфа-излучателем. При распаде радона-222

образуются гамма-излучающие дочерние продукты (Pb-214, Bi-214),

10

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

которыми обусловлено более 99% интенсивности гамма-излучения. Радон лучше растворяется в органических жидкостях, чем в воде.

Радоновый индикаторный метод можно применять при любой конструкции и способе эксплуатации скважин, которые позволяют производить закачку меченого раствора и проводить измерения глубинным прибором ГК на кабеле.

Важным моментом при контроле за разработкой многопластовой залежи является получение информации о скорости и направлении фильтрационных потоков, данных о гидродинамической связи коллекторов по площади месторождения. Для этого рекомендуется применять индикаторные методы, основанные на закачке трития.

Тритий (3H) в настоящее время считается наилучшим трассирующим индикатором. Он является излучателем бета-лучей, имеет период полураспада 12,5 лет, хорошо растворяется в воде и нефтепродуктах (в бензоле), не сорбируется горными породами. Недостаток его – малая энергия излучения, из-за чего детектирование возможно только на пробах жидкости с использованием специальных лабораторных установок (жидкостной сцинтилляционный радиометр БЕТА).

Индикаторные методы могут быть использованы для оценки эффективности способов изоляции заводненных интервалов пластов. Для определения работающих интервалов и решения задачи об участии каждого из перфорированных пластов в работе скважины рекомендуется использовать механические и термокондуктивные расходомеры и дебитомеры. В меньшей степени подвержены искажениям из-за неоднородности состава потока показания механических расходомеров. Однако, они менее чувствительны к малым скоростям жидкости, чем термокондуктивные индикаторы. Поэтому рекомендуется их применять совместно. В случае малодебитных скважин необходимо применение пакерных устройств.

Гидрохимические методы Разработка нефтяных месторождений обычно сопровождается

поступлением в добывающие скважины значительных объемов попутно добываемой воды. Гидрохимический мониторинг как один из прикладных подходов к анализу и контролю разработки позволяет отслеживать изменения, происходящие в залежах нефтей, в том числе в отдельных продуктивных пластах. Для получения гидрохимической информации в большинстве случаев используют пробы, отобранные на устье скважины без ее остановки.

Гидрохимические методы контроля основаны на наблюдениях за химическим составом попутных вод, которые проводятся в комплексе и

11

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

одновременно с контролем обводненности продукции скважин. При этом определяют минерализацию, плотность и характерные компоненты химического состава попутной воды, а также содержание искусственных индикаторов, если они подаются в закачиваемую через нагнетательные скважины воду.

В связи с этим гидрохимические исследования являются более оперативными и менее затратными по сравнению с традиционными промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами. В частности, эти методы позволяют

1)диагностировать природу вод, поступающих в добывающие скважины с основной продукцией;

2)выявлять аварийные скважины, обводнение которых обусловлено притоками вод из других горизонтов;

3)прогнозировать время начала водопроявлений в скважинах;

4)прогнозировать темпы и характеристики обводнения скважин;

5)определять направления и скорости перемещения закачиваемых вод;

6)оценивать взаимосвязь добывающих и нагнетательных скважин;

7)выделять наиболее промытые участки залежей и участки, не охваченные процессом вытеснения, где могут находиться остаточные запасы нефти;

8)оценивать изменение объемов фильтрационных каналов в пластеколлекторе;

9)определять характер, объемы и закономерности поступления пластовых вод в залежи нефти, разрабатываемые с применением заводнения;

10)прогнозировать процессы солеотложений в пластовых условиях, в скважинном и наземном оборудовании;

12) оценивать качество проведения водоизоляционных работ в добывающих скважинах.

Кроме того, с использованием гидрохимических методов можно решать задачи, связанные с бурением и опробованием скважин, в том числе на стадии поисково-разведочных работ. Так, информация о химическом составе вод, полученная при испытании скважин, позволяет более точно оценивать характер насыщения пластов.

По результатам геолого-промысловых, гидродинамических и гидрохимических исследований на промыслах и в НГДУ ведется необходимая геолого-промысловая документация. Она включает документацию по скважинам и по эксплуатационному объекту в целом.

По скважинам:

•паспорт скважины,

•эксплуатационная карточка добывающей скважины,

•эксплуатационная карточка нагнетательной скважины,

12

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

•карточка по исследованию скважины,

•технологический режим работы скважин,

•месячный отчет по эксплуатации скважин,

•месячный отчет по закачке,

•расшифровка фонда скважин.

По объекту

•паспорт,

•каталог координат,

•геологический каталог,

•карта текущего состояния скважин ( карта разработки),

•карта суммарных отборов и закачки по скважинам,

•карта изобар,

•графики разработки.

Регулирование процесса разработки (РПР)

Нефтяные месторождения после их выявления разведываются и подготавливаются к промышленной разработке.

После подготовки месторождения нужно составить достаточно эффективную технологическую схему

В процессе проектирования необходимо выбрать такую систему разработки, чтобы она обеспечила достаточные уровни добычи нефти, обеспечивающие полную окупаемость капитальных вложение в течение 5-6 лет и максимум прибыли на последующих стадиях разработки.

Таким образом, следует указать, что научно-обоснованный выбор системы разработки на стадии составления технологической схемы разработки является определяющим для всей дальнейшей разработки месторождения.

Нефтяные месторождения как правило являются многопластовыми. По мере разбуривания залежей уточняется геологическое строение эксплуатационных объектов. Уже в период освоения залежей проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточнения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки.

Цели регулирования процесса разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработки. В первую очередь, с помощью регулирования должна быть обеспечена запланированная динамика добычи нефти по всем объектам месторождения.

Можно выделить три основные цели регулирования процесса разработки.

На начальной стадии разработки регулирование должно способствовать выводу всех объектов месторождений на максимальный

13

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts

проектный уровень отбора нефти за счет наиболее полного использования применяемой системы. Масштабы работ по регулированию разработки особенно возрастают в конце II и III стадии разработки, когда будет решаться задача сохранения максимального уровня добычи нефти возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи.

Другой важной целью регулирования разработки является достижение по всем залежам месторождения проектного коэффициента нефтеизвлечения (КНИ). Последнее решается с помощью применения новых методов повышения нефтеизвлечения и ОПЗ скважин.

Третья цель регулирования – всемерное улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеизвлечения отбора попутной воды.

Р.Х. Муслимов дает следующее определение регулированию разработки

Регулирование процесса разработки – это целенаправленное управление движением жидкости в пласте в соответствии с запроектированной системой разработки и постоянное ее совершенствование

сучетом:

•изменения представления о геологическом строении объекта,

•путем установления оптимальных режимов работы скважин,

•использования новейших научно-технических достижений для улучшения ТЭП разработки за счет сокращения добычи попутной воды и закачки агента, создания условий для долговременной эксплуатации скважин и оборудования в целях достижения проектной нефтеотдачи.

Регулирование процесса эксплуатации залежи начинается после начала разбуривания залежи и начала добычи нефти.

Учитывая, что процесс разработки нефтяной залежи является сложным технологическим процессом с большим количеством взаимосвязанной информации, параметры которой изменяются во времени, применяются сложные и многообразные технические средства, в проектах разработки обязательно дожжен быть раздел, в котором формулируются основные цели и основные технологические, технические и экономические ограничения регулирования процесса эксплуатации залежей.

Необходимость постоянного регулирования процесса разработки определяется следующими обстоятельствами:

1) как было уже указано выше, обоснование системы разработки при проектировании производится по данным ограниченного числа скважин, геологическое строение залежи еще изучено слабо. С появлением новых данных возникает необходимость уточнения геологической модели месторождения;

14