Аналіз, контроль і регулювання процесу розробки родовищ.

1. Задачі і методи регулювання розробки.

2. Контроль процесу розробки.

3. Аналіз процесу розробки.

Регулювання розробки нафтових родовищ

Регулювання розробки нафтових родовищ - це процес керуванні рухом рідин і газів у пласті за допомогою системи свердловин у рамка раніше прийнятих технологічних рішень (під час проектування аналізів розробки) з урахуванням зміни уявлень про фізико-геологічн характеристики об'єкта в процесі його розробки.

Мета регулювання - досягнути найкращого поєднання технологіч­них (коефіцієнт нафтовилучення, темп відбирання нафти) і еконо мічних показників процесу розробки з виконанням вимог охорони надр і довкілля.

Регулювання (оптимізацію) процесу розробки проводять на основ великої кількості часткових критеріїв, серед яких можна виділити такі

а) технологічні - забезпечення максимального поточного рівш видобутку нафти, максимального накопиченого відбору нафти, міні- мального об'єму видобутої або запомпованої води, максимальнш коефіцієнтів охоплення витісненням та ін.;

б) економічні - забезпечення мінімальних капітальних вкладень або експлуатаційних витрат, мінімальної собівартості та ін.

Велика кількість часткових критеріїв зумовлена складністю вирі шення задач оптимізацїї розробки родовища, проте усі вони маюті бути підпорядковані основному принципу розробки родовища

який охоплює таю критерії: виконання державного замовлення на обсяги видобутку нафти за мінімальних витрат і максимально можливого коефіцієнта нафтовилучення.

Оскільки ця задача є багатокритеріальною із суперечливими критеріями, то впровадження кожного методу регулювання в умовах конкретного родовища має забезпечити економічну ефективність.

Доцільно також враховувати запас міцності системи розробки родовища (можливість перевищення поточного дебіту над розрахун­ковим для одного і того ж моменту часу) та системну надійність (реакція системи розробки на різні збурення, які виникають у процесі експлуатації - запізнювання введення свердловин у роботу чи будівництво об'єктів, перевезення свердловин на механізованому експлуатацію і т.ін.)

За ознакою зміни системи діяння на поклад методи регулювання можна поділити на дві групи:

а) методи регулювання в рамках застосованої системи розробки;

б) методи регулювання із частковою зміною системи розробки. До першої групи можна віднести такі методи регулювання.

1. Діяння на привибійну зону пласта: а) покращення гідро­динамічної досконалості свердловин і збільшення продуктивності та приймальності свердловин; б) ізоляція (обмеження) припливу води до видобувних свердловин; в) вирівнювання і розширення профілю прип­ливу нафти і поглинання води (газу) по товщині пласта у видобувних і нагнітальних свердловинах.

2. Зміна технологічних режимів роботи свердловин: а) оптимізація вибійного тиску у видобувних і нагнітальних свердловинах; б) збільшення або обмеження подавання піднімального обладнання аж до відключення видобувних свердловин чи до форсованого відбирання рідини;

в) переведення свердловин на ефективніші способи експлуатації; г) періодична зміна відборів; ґ) збільшення або обмеження витрат нагнітальної води; д) зміна напрямів фільтраційних потоків, періодичне або циклічне заводнення, перерозподіл витрат нагнітальної води між свердловинами; е) створення підвищених тисків нагнітання; є) збільшення коефіцієнта експлуатації свердловин.

3. Одночасно-роздільна експлуатація (відбирання, нагнітання) кіль­кох пластів у одній свердловині на багатопластових родовищах і т.д.

До другої групи можна віднести такі методи регулювання.

1. Оптимізація іустоти сітки свердловин: а) добурюванням видобувних і нагнітальних свердловин, кількість яких визначено в проектному документі (резервні свердловини), або свердловин-дублерів на заміну ліквідованих; б) поділом експлуатаційних об'єктів на дрібніші об'єкти; в) поверненням свердловин з інших об'єктів.

2. Часткова зміна системи діяння на поклад: а) організацією вибіркового, осередкового і бар'єрного заводнення; б) вдосконаленням системи внутрішньоконтурного заводнення; в) наближенням до зони відбирання лінії нагнітання (добурюванням свердловин і перенесенням нагнітання в існуючі свердловини); г) застосуванням фізико-хімічних методів підвищення нафтовилучення.

3. Повна зміна системи діяння на поклад: а) переходом із законтурного на внутрішньоконтурне заводнення; б) розрізанням покладу рядами нагнітальних свердловин на окремі блоки і т.д.

Регулювання розробки здійснюється протягом усього "життя" (тривалості експлуатації) родовища. Перелік задач, що вирішуються застосуванням методів регулювання, визначається переважно стадією процесу розробки. Стосовно до режиму витіснення нафти водою можна назвати такі основні задачі регулювання.

На першій стадії може виникнути потреба в збільшенні гідродинамічної досконалості і продуктивності свердловин, у вирівнюванні і розширенні профілю припливу нафти.

На другій стадії розробки одна із головних задач регулювання -забезпечити якнайдовший період стабільного видобутку нафти. Для цього використовують різні методи, які забезпечують вирішення ряду часткових задач.

Найзастосовуванішими методами є буріння резервних свердловин, зміна режимів їх роботи, діяння на привибійну зону пласта.

Ефективними є також обмеження дебітів високообводненнх свердловин зовнішніх рядів або навіть їх зупинка та збільшення відбору із безводних і малообводнених свердловин внутрішніх рядів. Цим вирішуються також задачі попередження або скорочення передчасного проривання води по окремих напрямках ("язики" обводнення) або по пластах.

Доцільно застосовувати методи регулювання другої групи. Необідність зміни системи діяння на поклад або системи роз­робки покладу може бути зумовлена вимогами підвищення поточного видобутку нафти із покладу у зв'язку із зростанням потреб країни в нафтопродуктах, зміною уявлень про геологічну будову і запаси родовища, недосконалістю проектних рішень через обмеженість і неточність вхідної інформації. Наприклад, дефіцит нафти в країні зумовлює перегляд існуючих і складання нових проектних документів на розробку конкретних родовищ.

На третій стадії основні задачі регулювання полягають у сповільненні темпів падіння видобутку нафти і забезпеченні заданого видобутку за можливо менших об'ємів відбору води. Широке застосування отримали методи регулювання, які пов'язані з ізоляцією обводнених пропластків і вирівнюванням профілів припливу рідини та поглинання води по товщині пласта.

На четвертій завершальній стадії задачею регулювання є дренування невироблених пропластків і ділянок покладів, що можна досягнути зміною напрямку фільтраційних потоків, організацією осердкового заводнення, застосуванням форсованого відбирання рідини, добурюванням свердловин та ін.

Оскільки процес видобування нафти характеризується гідравлічно нерозривним зв'язком системи "пласт - свердловини - нафтогазозбірні трубопроводи - устатковання підготовки нафти і води - водо-трубопроводи утилізації пластової води", то межі та можливості ме­тодів регулювання зумовлені обмежувальним впливом цих елементів загальної системи. Врахування їх впливу необхідно здійснювати під час вибору методів регулювання. Розрізняють технологічні, технічні і планово-економічні обмеження методів регулювання.

До основних технологічних обмежень можна віднести такі: кількість свердловин, їх розміщення і почерговість введення; тип системи заводнення; обмеження за тиском і дебітами свердловин. У міру згущення сітки свердловин дебіт покладу спочатку збільшується, досягаючи максимуму, а відтак може зменшуватися в разі фонтанної експлуатації свердловин. З розрідженням сітки свердловин цінність кожної свердловини і вимоги до її технічного стану підвищуються, збільшуються питомі відбори на одну свердловину, що призводить до змен­шення "запасу міцності" системи розробки родовища і можли­востей маневрування відборами по свердловинах і регулювання процесом розробки. Чим інтенсивніша система заводнення, тим вищі темпи відбирання. Обмеження тиску і дебітів свердловин визначаються умовами фонтанування свердловин (мінімальний вибійний тиск фонтанування), винесення піску (руйнування слабкозцементованого пласта), конусоутворення підошовної води і верхнього газу, недопущення значного виділення газу із нафти в пласті (р_в > 0,75 р_н), зриву подавання насоса через шкідливий вплив вільного газу та ін.

Технічні обмелсення накладаються: а) системою ППТ (максимальні тиски та подавання насосів, обмеженість ресурсів води, максимальна потужність устатковань підготовки води та обладнання для одночасно-роздільного запомповування води і ін.); б) підіймальним обладнанням свердловини (максимальна продуктивність); в) системою збирання і транспортування продукції (максимальні пропускна здатність трубо­проводів і потужність насосних станцій); г) системою підготовки нафти (максимальна продуктивність устатковань, яка залежить від обводненості і стійкості емульсії, вимог кондиції товарної нафти); г) системою очищення і утилізації пластової води (максимальні потужність устатковань і пропускна здатність).

До економічних обмежень можна віднести річне замовлення на видобуток нафти (граничний мінімальний відбір із покладу), еконо­мічні показники (капітальні вкладення, собівартість та ін.).

Проявлення розглянутих обмежень пов'язано зі стадією процесу розробки і зумовлює вибір методу регулювання.

Контроль процесу розробки родовищ

Прийняття рішень щодо вибору методу регулювання і встановлення ефективності процесу розробки родовищ базується на даних його контролю й аналізу.

Під контролем процесу розробки розуміють збирання, оброблення і узагальнення первинної інформації про нафтовий поклад.

Мета контролю - отримати інформацію про стан пластової системи і вироблення запасів нафти з періодичністю і в обсязі, які необхідні для ідентифікації математичних моделей об'єкта і процесу вилучення нафти.

Задача контролю - забезпечення високої якості первинної інформації.

Якість інформації визначається переліком, обсягом, репрезен­тативністю інформації, точністю вимірювань і методом оброблення. Інформація має містити увесь перелік необхідних для аналізу відомостей. Обсяг інформації про родовище визначається обсягом інформації про кожну свердловину, яка залежить від вибору періодичності вимірювань показників, а репрезентативність - від вибору моменту часу (періодичності) і тривалості проведення вимірювань у свердловині.

Для визначення обсягу інформації і підвищення її точності використовуються методи математичної статистики, теорії випадкових функцій, теорії похибок і т. д. Впровадження автоматизованої системи збирання і оброблення інформації як підсистеми автоматизованої системи керування технологічним процесом (АСК ТП) підвищило якість інформації і надійність прийнятих рішень. Ця система, в загальному випадку, містить Головний (ПОЦ), кущові (КЮЦ) і районні (РІОЦ) інформаційно-обчислювальні центри, територіальний інформаційний центр (ТЩ) і на підприємствах інформаційні пункти (ІП), а також абонентські пункти (АП), через які здійснюється введення поточної інформації в ЕОМ. Автоматизоване інформаційне забезпечення зводиться до зберігання на машинних носіях, оброблення, пошуку і видавання інформації для вирішення конкретних задач керування.

Належна організація банку даних про родовище і свердловини дає змогу аналізувати різні процеси, планувати застосування методів діяння на привибійну зону пласта і режими роботи свердловин, прогнозувати видобуток нафти.

Задачі контролю в початковий період експлуатації зводяться до підготовки вхідних даних для складання проекту розробки. У наступний період основними задачами є дослідження характеристик процесів вироблення запасів нафти; визначення показників ефектив­ності систем розробки і методів її регулювання.

Можна назвати чотири види контролю процесу розробки, зокрема це контроль:

а) вироблення запасів;

б) експлуатаційних характеристик пластів і енергетичного стану покладу;

в) технічного стану свердловин і роботи технологічного обладнання;

г) ускладнювальних умов видобування нафти.

Контроль вироблення запасів зводиться до таких окремих задач, які доводиться вирішувати нафтопромисловим службам із застосуванням гідродинамічних, геофізичних і лабораторних методів:

а) вимірювання (див. гл. 11) та облік кількості продукції і об'єму нагнітання води (газу);

б) вивчення переміщення ВНК і ГНК;

в) вивчення повноти вироблення продуктивних пластів (охоплення нагнітанням і заводненням, поточний і кінцевий коефіцієнти нафтовилучення, початкова і залишкова нафтонасиченість пласта).

Контроль експлуатаційних характеристик пластів і енергетичного стану покладу охоплює такі задачі:

а) вимірювання тисків (пластового, вибійних, гирлових і затрубних) чи рівня рідини у свердловинах (див. гл. 5);

б) вивчення зміни температури в покладі (див. гл. 4 і 5);

в) дослідження профілю припливу і приймальності (див. гл. 5), розподілу потоків по площі родовища;

г) дослідження свердловин і пластів гідродинамічними і промислово-геофізичними (термометрія, глибинна витрато- і дебітометрія, каротажі) методами;

ґ) вивчення зміни фізико-хімічних властивостей і речовинного складу видобувної продукції (нафти, газу, води) за пластових і поверхневих умов;

д) дослідження процесів фізико-хімічного і теплового діяння на пласт. Контроль технічного стану свердловин і роботи технологічного

обладнання вміщує задачі:

а) визначення негерметичності експлуатаційної колони;

б) виявлення заколонного перетікання флюїдів і внутрішньо- свердловинних перетікань;

в) виявлення зім'яття обсадних колон, зносу обладнання, ефек- тивності використання обладнання;

г) динамометрія штангово-насосних свердловин і т. д. Контроль ускладнювальних умов видобування нафти зводиться до

задач:

а) вивчення умов випадання парафіну і солей у пласті, привибійних зонах і свердловинах;

б) визначення умов руйнування пласта і утворення піщаних пробок;

в) вивчення анізотропії проникності тріщинуватого пласта, почат- кових градієнтів тиску, граничних безводних і безгазових дебітів і т. д.

Основні способи отримання інформації для контролю: вимірювання продукції свердловини на поверхні, дослідження місця припливу і складу рідини у стовбурі свердловини, а також пластів по розрізу свердловини і по площі.

Отже, задачі вирішуються і відносно окремих свердловин (оперативний контроль), і відносно покладів та родовища в цілому (системний контроль).

Аналіз процесу розробки

Процес розробки контролюється систематично. У міру накопичення даних періодично, а також перед складанням кожного проектного документа виконується аналіз процесу розробки.

Аналіз процесу розробки - це комплекс досліджень, розрахунків і логічних висновків.

Мета аналізу - встановити основні тенденції розвитку явищ у покладі, причини сформованого перебігу процесу, закономірності зміни показників, стану та властивостей пластової системи і обґрунтувати методи регулювання процесу розробки.

Важлива частина аналізу - зіставлення фактичних показників роз­робки з даними проекту і попереднього аналізу, виявлення причин зміни кожного показника, виявлення взаємозв'язку і вплив основних чинників. Відхилення фактичних показників розробки від проектних може бути зумовлено неправильними вхідними даними проекту, неви­конанням проектних рішень (технологічних режимів роботи сверд­ловин, темпів видобування нафти і нагнітання води), допущеннями розрахункової методики і т. д. Обгрунтованіших висновків аналізу можна досягнути шляхом виконання окремих розрахунків і дослід­жень процесу розробки з використанням уточнених вхідних даних.

Основна задача аналізу - ідентифікація математичних моделей об'єкта розробки і процесу вилучення нафти, які використовувались під час проектування.

Коло задач аналізу визначається, в основному, режимом роботи пласта і стадією процесу розробки покладу.

Аналіз процесу розробки родовища на водонапірному режимі може охоплювати такі задачі.

1. Аналіз геологічної моделі родовища:

а) уточнення геологічної будови родовища;

б) уточнення закон)' і показників імовірніснсклатистичної моделі неоднорідних пластів (вибір імовірнісного закону, оцінка впливу помилок у виборі закону розподілу коефіцієнта проникності по товщині пласта на показники розробки, побудова імовірнісно- статистичної моделі шарово-неоднорідного пласта, розрахунки показників зональної неоднорідності і комплексної неоднорідності);

в) виявлення закономірностей поширення колекторів по площі об'єкта (вивчення впливу переривчастості пласта на показники процесу розробки, виділення застійних і тупикових зон, зон літологічного злиття пластів і базових пластів);

г) уточнення властивостей флюїдів.

2. Аналіз технологічних показників розробки (по родовищу, окремих об'єктах і ділянках):

а) перебігу показників розробки:

видобування рідини, нафти і газу (співпадання видобутку флюїдів із запомпованим об'ємом води, поточних і накопичених відборів із коефіцієнтом гідропровідності);

фонд видобувних і нагнітальних свердловин (причини зміни, встановлення зміни видобутку флюїдів і фонду за способами експлуатації);

розподіл видобутку флюїдів по площі і по товщині пласта (співвідношення накопиченого та поточного відборів і запомпованого об'єму по родовищу і пластах з виділенням характерних ділянок родовища за інтенсивністю їх розробки);

б) енергетичного стану родовища:

співпадання зміни пластового тиску зі зміною видобутку нафти і запомпованим об'ємом води, фактичного та розрахункового пластових тисків;

виявлення характеру розподілу фонду нагнітальних свердловин і кількості запомпованої води по площі і по товщині пласта;

виявлення кількості перетікаючої рідини в інші пласти і за контур нафтоносності;

вивчення взаємодії свердловин, пластів і родовищ із сусідніми родовищами;

вивчення характерних ділянок родовища за розподілом пластового тиску, за ступенем охоплення пласта впливом нагнітання;

в) стану обводнення родовища:

визначення впливу поточних темпів розробки на обводненість продукції;

вивчення ступеня і характеру обводнення свердловин по площі і по товщині родовища;

вивчення впливу відборів і запомпованих об'ємів на переміщення і швидкість просування контурів нафтоносності;

оцінка ступеня обводненості продукції залежно від відібраних запасів;

отримання залежності обводненості продукції від відбору нафти і запомпованого об'єму води;

г) стану вироблення запасів, тобто визначення:

поточного коефіцієнта нафтовилучення за промисловими даними і по картах ізохор обводнення;

втрат нафти в залежності від густоти сітки свердловин;

коефіцієнта охоплення і початкових балансових, видобувних і поточних запасів нафти по ділянках.