Каковы критерии регулирования процесса разработки кратко
Обновлено: 05.07.2024
Под регулированием разработки залежей нефти и газа понимается управление процессом извлечения УВ с помощью комплекса различных технологических и технических мероприятий. Регулирование заключается в целенаправленном изменении направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, в создании благоприятных условий для дренирования запасов. Оно осуществляется на протяжении всего периода разработки залежей.
Необходимость постоянного регулирования процесса извлечения запасов нефти и газа определяется следующими обстоятельствами.
Как было указано выше, обоснование системы разработки производится по данным редкой сетки разведочных скважин, когда детали строения залежи обычно еще слабо изучены. Поэтому проектирование ведется исходя из средних параметров залежи на базе ее приближенной геологической модели. Вследствии этого принятая система разработки не в полной мере отвечает всем деталям строения объекта разработки и уже в период освоения залежи проектные решения требуется дополнять мероприятиями, необходимость которых вытекает из уточнения представлений об особенностях строения залежи, т.е. осуществлять регулирование разработки.
Следующее обстоятельство заключается в том, что разрабатываемая залежь представляет собой сложную динамическую систему, непрерывно меняющуюся во времени. По мере отбора запасов постоянно меняются условия их извлечения на отдельных участках и в целом по залежи. Уменьшаются чисто нефтяные зоны пласта, сокращается нефте-газонасыщенная мощность, меняется фонд скважин и его состояние и т.д. Это также требует постоянного развития ранее принятых технологических решений, перераспределение объемов добычи и закачки рабочего агента между скважинами и участками залежи, принятия мер по вовлечению в разработку не охваченных воздействием зон и выявленных целиков нефти и т.д., т.е. проведения обширного комплекса мероприятий по регулированию разработки с учетом постоянно меняющихся условий выработки запасов.
Цели регулирования разработки подчинены требованиям, которые предъявляются к рациональным системам разработки. В первую очередь с помощью регулирования должна быть обеспечена предусмотренная проектным документом динамика добычи нефти по объекту разработки. На ранней стадии разработки ее регулирование должно способствовать выводу объекта на максимальный проектный уровень отбора нефти и газа за счет наиболее полного использования применяемой системы. Масштабы работ по регулированию разработки особенно возрастают в конце II и в III стадии разработки, когда решается задача сохранения максимального уровня добычи нефти и газа возможно более длительное время и замедления темпов последующего снижения добычи.
Другой важной целью регулирования разработки является достижение по залежи проектного коэффициента извлечения нефти. Условия для получения проектной нефтеотдачи должны создаваться с самого начала ввода залежи в разработку. Поэтому при выборе мер по ее регулированию следует исходить из задачи обеспечения максимального извлечения запасов из недр.
регулирования , всемерное улучшение экономических показателей путем максимального использования фонда пробуренных скважин, сокращения затрат на закачку вытесняющего агента, уменьшения без ущерба для нефтеотдаче отбора попутной воды и др.
При воздействии на пласт регулирование разработки может осуществляться как через нагнетательные скважины для обеспечения наиболее полного охвата объема залежи воздействием от закачиваемого агента, так и через добывающие скважины - для обеспечения охвата дренированием всего объема залежи. При разработке на естественных режимах регулирование производится только через добывающие скважины.
Для решения конкретных задач управления процессом разработки применяют большое количество методов и способов его регулирования. которые можно объединить в две большие группы:
регулирование через пробуренные скважины без существенного изменения принятой системы разработки:
регулирование с изменением системы разработки или ее совершенствования (бурение новых скважин, проведение новых линий разрезания, изменение давления нагнетания и способа эксплуатации и др.).
Обоснование и выбор методов и способов регулирования разработки производятся в зависимости от поставленных целей и задач исходя из основных принципов регулирования и конкретных геолого-физических условий.
Под принципом регулирования разработки понимают главную направленность мероприятий по управлению процессом дренирования залежи. Разным геолого-физическим условиям отвечают свои принципы регулирования.
Регулирование в рамках принятой системы разработки предусматривает управление процессом разработки без коренных изменений принятых проектным документом технологических решений. Современные системы разработки нефтяных месторождений с заводнением обладают значительными возможностями по регулированию процесса разработки с помощью пробуренных в соответствии с проектным документом нагнетательных и добывающих скважин. Путем проведения по пробуренным скважинам различных геолого-технических мероприятий можно изменять направление и скорость фильтрации жидкости на отдельных участках пластов для реализации принятого принципа регулирования.
К числу основных мероприятий с целью регулирования разработки относится:
установление оптимального режима работы добывающих и нагнетательных скважин:
оптимальное вскрытие и изменение интервалов перфорации пластов объекта разработки:
воздействие на призабойную зону скважин:
применение одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) при многопластовом строении объекта:
изоляционные работы по ограничению притока попутной воды или отключение скважин и пластов.
1. К основным мероприятиям по регулированию разработки месторождения (залежи) углеводородов относятся:
1) недопущение выборочной отработки наиболее продуктивных участков и порчи месторождений (залежи);
2) достижение полноты извлечения утвержденных запасов углеводородов и сопутствующих компонентов;
3) поддержание минимально необходимого работающего фонда добывающих и нагнетательных скважин, обеспечивающих нормальное функционирование системы разработки месторождения (залежи) и недопустимость потерь запасов углеводородов в недрах;
4) осуществление доразведки месторождения (залежи) и выделение новых эксплуатационных объектов;
5) определение для введенных в разработку добывающих скважин среднего начального дебита углеводородов;
6) изменение режимов работы добывающих и нагнетательных скважин (увеличение или ограничение отборов жидкости, увеличение или ограничение закачки рабочего агента и др.);
7) увеличение гидродинамического совершенства скважин, изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах;
8) бурение резервных добывающих и нагнетательных скважин;
9) одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях;
10) определение методов воздействия на залежь углеводородов с целью повышения нефтеизвлечения.
2. Государственным органом исполнительной власти, уполномоченным осуществлять регулирование в области энергетических ресурсов, может быть установлен начиная с третьего календарного года с момента ввода месторождения в разработку нижний предельный текущий уровень утилизации добываемого попутного нефтяного газа.
Откройте актуальную версию документа прямо сейчас или получите полный доступ к системе ГАРАНТ на 3 дня бесплатно!
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
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 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 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 с учетом:
• 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;
2) в процессе разработки непрерывно меняется распределение запасов нефти и воды по площади и разрезу залежи. Это также требует постоянного развития ранее принятых технологических решений, перераспределения объемов добычи нефти и закачки рабочего агента между скважинами и участками залежи, принятия мер по вовлечению в разработку слабо дренируемых и не дренируемых запасов нефти, т.е. обширного комплекса мероприятия по регулирования процесса разработки с учетом постоянно меняющихся геолого-технических условий выработки запасов.
Цели регулирования разработки вытекают из требования обеспечения рациональной системы разработки, которые можно сформулировать так:
• улучшение динамики добычи нефти за весь период разработки;
• обеспечение максимального КИН за проектный срок разработки;
• максимально возможное ограничение затрат на эксплуатацию месторождения.
Классификация методов регулирования
Для регулирования процесса разработки применяется большое количество мероприятий и способов, которые можно объединить в две большие группы:
• регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектированной системы разработки,
• регулирование путем частичного изменения системы разработки.
Регулирование через пробуренные скважины без изменения запроектированной системы разработки:
• увеличение гидродинамического совершенства скважин (дострел, ГРП, ОПЗ),
• изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах,
• выравнивание притока жидкости или расхода воды по толщине пласта,
• изменение режимов работы добывающих скважин (изменение закачки воды, перераспределение закачки по скважинам, ФОЖ, периодическая закачка, остановка скважин, изоляция пластов, нестационарное заводнение и др.)
• изменение режимов работы нагнетательных скважин (изменение отборов жидкости, отключение обводненных скважин, ФОЖ, периодическая эксплуатация, оптимизация забойных давлений и др.)
• совершенствование первичного и вторичного вскрытия пластов,
• одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) и закачка (ОРЗ).
2. Регулирование путем частичного изменения системы разработки:
• оптимизация размеров эксплуатационных объектов,
• оптимизация размещения и плотности сеток скважин (бурение дополнительных скважин на линзах, тупиковых зонах, на линиях стягивания контуров, ВНЗ, в слабопроницаемых пластах),
• совершенствование системы заводнения (дополнительное разрезание, ввод очагов, перенос нагнетания, оптимизация давления нагнетания),
• применение горизонтальных технологий (БС, БГС, ГС),
• применение ОРЭ скважин,
11.2 Основы компьютерного моделировании строения залежей УВ и их разработки
Построение трехмерных цифровых геологических моделей в настоящее время уже стало естественной составляющей технологических процессов обоснования бурения скважин и составления планов разработки месторождений углеводородов, включая оценку экономической эффективности предлагаемых геолого-технологических мероприятий. В значительной степени это связано с усложнением строения разрабатываемых месторождений и новыми технологиями добычи, например, бурением горизонтальных скважин.
Появление трехмерного геологического моделирования как самостоятельного направления оказалось возможным вследствие следующих основных факторов:
· разработки математических принципов и алгоритмов трехмерного моделирования;
· развития смежных областей геологического и геофизического знания – обработки и интерпретации 3D-сейморазведки, сиквенс-стратиграфии, а также трехмерного гидродинамического моделирования;
· появления достаточно мощных компьютеров и рабочих станций, позволяющих выполнять сложные математические расчеты с достаточным быстродействием и визуализацией результатов;
· разработки коммерческих программ, обеспечивающих цикл
· построения трехмерных моделей (загрузка, корреляция, картопостроение, построение кубов ФЕС, визуализация, анализ данных, выдача графики и др.);
· накопления обширного опыта двумерного геологического моделирования, подсчета запасов и нефтегазопромысловой геологии.
Развитие программных пакетов геологического моделирования обеспечивается, с одной стороны, появлением новых принципов и алгоритмов 3D-моделирования (нейронные сети, многоточечная статистика – MPS), с другой – расширением функциональности за счет включения и интеграции новых модулей (анализ данных сейсморазведки, сопровождение бурения горизонтальных скважин, апскейлинг). Таким образом, трехмерное цифровое геологическое моделирование продолжает оставаться интересным, увлекательным и экономически эффективным направлением нефтегазовой геологии.
Гидродинамическое моделирование Разработки в области численного гидродинамического моделирования и создания суперкомпьютеров всегда были взаимосвязаны: как только аппаратное обеспечение становилось мощнее, инженеры строили модели, которые были больше или сложней, в результате существующие компьютеры оказывались слишком медленными. Далее совершенствовались компьютеры, и снова усложнялись модели и т. д.
Несмотря на то, что теория численного моделирования была разработана относительно быстро, широкому внедрению моделирования в ежедневную работу инженеров препятствовала недостаточная компьютерная мощность. Так, до начала 80-х годов размеры типичных численных гидродинамических моделей редко превышали нескольких тысяч ячеек. Только, когда модели стали иметь приемлемый уровень детализации, гидродинамическое моделирование стало достаточно точным и могло использоваться в качестве основного инструмента для выполнения проекта разработки месторождений. С появлением мейнфреймов и суперкомпьютеров в 80-х годах и выпуском коммерческих симуляторов месторождений (например, первый релиз ECLIPSE был выпущен в 1983 г.), численное моделирование стало стремительно развиваться.
Начало XXI в. характеризуется экспонентным ростом доступной (и по цене) компьютерной мощности за счет появления параллельных вычислений на многопроцессорных компьютерах и невероятного роста мощности персональных компьютеров (ПК), которое было вызвано индустрией компьютерных приложений и игр.
Доступность массивных вычислительных ресурсов по цене также означает, что инженеры и исследователи могут использовать новые способы эксплуатации этой компьютерной техники.
После принятия к реализации проектного документа, определяющего разработку нефтяного месторождения, приступают к разбуриванию месторождения, его обустройству и собственно к добыче нефти и газа из месторождения. Начиная с ввода месторождения в разработку до самого окончания этого процесса не прекращают измерения (исследования) геологофизических 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 керн отбирают 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 давлений без снятия индикаторных кривых и кривых восстановления давления производят в среднем один раз в полгода.
В процессе разработки нефтяных месторождений с применением обычного заводнения осуществляют замеры температуры в скважинах примерно один раз в год. Если при заводнении нефтяных пластов используют воду с температурой ниже пластовой, что может привести к кристаллизации парафина в нефти, пластовую температуру замеряют чаще. При использовании тепловых методов разработки нефтяных месторождений, особенно в начальный период их применения, можно проводить ежемесячные или более частые замеры температуры в добывающих скважинах.
Весьма важное значение для контроля и анализа разработки нефтяных месторождений имеют измерения профилей притока и приемистости скважин глубинными дебитомерами и расходомерами. Периодичность проведения таких исследований в каждой скважине составляет от полугода до одного года. В необходимых случаях эти измерения можно проводить с большей частотой.
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 важны одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода, забойной температуры при помощи комплексных глубинных приборов.
Для определения положения водо- и газонефтяного контактов в скважинах используют методы глубинных нейтронных и импульсных нейтрон-нейтронных исследований (“каротажа”). Такие исследования проводят в скважинах примерно один раз в полгода.
В некоторых случаях при исследованиях применяют радиоактивные изотопы (в частности, при закачке в пласты трития), акустический каротаж, глубинное фотографирование и другие специальные виды исследований.
К закачиваемым в пласты воде, газу и другим веществам могут добавляться не только радиоактивные, но и обычные вещества-индикаторы с иным химическим составом и концентрацией веществ, чем пластовые флюиды. Отбор этих веществ-индикаторов в добывающих скважинах и анализ получаемых веществ дают весьма важную информацию о внутрипластовых потоках.
Все указанные измерения, проводимые в процессе разработки каждого отдельного месторождения, направлены не только на более глубокое познание самих процессов извлечения нефти, но и на дальнейшее изучение недр и, в первую очередь, продуктивных пластов.
Всю информацию, включающую параметры, характеризующие пласты и скважины разрабатываемого месторождения, систему разработки, технологические, технико-экономические и экономические показатели, хранят в службах обработки информации, информационно-вычислительных центрах.
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 электронным системам 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 автоматическое построение 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. В некоторых нестандартных случаях обеспечиваются только компьютерная выборка и распечатка исходных данных для построения отдельных зависимостей и карт, а построения осуществляют специалисты, анализирующие разработку месторождения.
В процессе анализа не только строят различные взаимосвязи показателей разработки, но и выявляют причины возникновения или отсутствия этих взаимосвязей, находят пути улучшения показателей разработки месторождений путем регулирования или подготовки и осуществления нового проектного решения.
§ 43. КОМПЬЮТЕРНОЕ ВОСПРОИЗВЕДЕНИЕ (HYSTORY MATCHING) И ПОСТОЯННО ДЕЙСТВУЮЩИЕ МОДЕЛИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Современное развитие вычислительных средств позволяет осуществлять периодическое, но достаточно частое сопоставление фактических данных о свойствах и состоянии разработки месторождения с результатами компьютерного моделирования разработки, адаптацию модели разработки к фактическим данным, выявление ранее неизвестных особенностей геологического строения пластов и характера протекания в них процессов извлечения нефти.
Таким образом, открывается возможность воспроизводить количественно с помощью компьютера историю разработки месторождений. Это направление исследования так и было названо за рубежом - “history matching” - воспроизведение истории разработки.
Воспроизведение истории разработки объекта или месторождения в целом на компьютере осуществляется так же, как и компьютерное моделирование и расчет разработки для целей проектирования, только с более детальным учетом изменения во времени граничных условий - дебитов скважин, забойного давления и др.
При этом, поскольку наиболее легко измеряемыми параметрами являются на практике дебиты нефти и воды, получаемые из скважин, нежели забойные давления, по-видимому, целесообразнее ставить граничные условия в скважинах в виде дебитов нефти и воды. Тогда рассчитываемыми на компьютере параметрами будут забойные давления.
Необходимо, конечно, для сопоставления фактических и расчетных данных производить замеры забойных давлений в скважинах. Если рассчитанные и замеренные параметры не совпадают, следует осуществлять детальный анализ причин этого несовпадения. В данном случае одной из причин может быть ухудшение (или улучшение!) проницаемости призабойной зоны скважин, т.е. появление так называемого “скин-эффекта”, который в принципе может быть определен в результате комплексных гидродинамических исследований скважин (получения индикаторных кривых и кривых восстановления давления).
Достижение совпадения с определенной точностью фактических параметров разработки месторождения и результатов компьютерного моделирования его разработки называется компьютерной идентификацией процесса разработки.
Одной из важнейших характеристик состояния разрабатываемого объекта, которая может быть получена в результате компьютерного воспроизведения разработки месторождения, является “остаточная” нефтенасыщенность разрабатываемых пластов. Если дебиты скважин, забойные давления и “скин-эффекты” можно определить путем непосредственных измерений или их анализа, то узнать распределение в пласте остаточной нефтенасыщенности путем прямых измерений практически трудно.
Знание же величины и распределения остаточной нефтенасыщенности на данный момент времени разработки месторождения крайне необходимо не только для осуществления тех или иных приемов регулирования разработки, но и для решения о применении на месторождении новых, более эффективных технологий извлечения нефти.
Если в результате детального (адресного) моделирования строения пласта и процесса его предыдущей разработки достигнуто требуемое согласование расчетных и фактических параметров разработки, то можно сказать, что создана модель разработки месторождения, которая может быть многократно использована для целей как регулирования, так и последующего проектирования разработки в измененных вариантах.
Эта модель может пополняться новыми данными и соответствующим образом корректироваться. Однако такую модель можно назвать постоянно действующей моделью.
Современные вычислительные средства (компьютерные программы и техника) позволяют создать и успешно эксплуатировать постоянно действующие модели (ПМД) для объектов, содержащих 400-500 скважин, разрабатываемых с применением заводнения.
Конечно, еще не все трудности, возникающие при создании ПДМ, преодолены. Так, может возникнуть описанная выше проблема построения модифицированных проницаемостей
(“псевдопроницаемостей”), использования специализированных моделей (например, модели трещиновато-пористого пласта) и др.
Применение более сложных процессов нефтеизвлечения потребует усложнения ПДМ.
§ 44. 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 р е г у -л и р о в ан и е м р аз р а бо тк и н е ф тя н о го м е с т о р о ж д е -н и я , которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с небольшим 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, по-интервальная 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 воды или других 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, используемых при разработке заводняемых нефтяных месторождений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих глав 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 способствует общему увеличению нефтегазоотдачи 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 затраты на регулирование разработки месторождения находятся примерно в пределах 10-20 % от суммарных затрат и если эти затраты не возрастают с течением времени, а процесс разработки удовлетворяет условиям, поставленным фирмой-недропользователем, и задачам 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.
Контрольные вопросы
1. Назовите основные показатели, измеряемые и регистрируемые в процессе разработки нефтяного месторождения. Где и как хранятся и используются эти показатели?
2. Что такое “постоянно действующие модели” разработки месторождений?
3. Назовите и объясните методы регулирования разработки нефтяных месторождений.
4. В чем состоят механизм и технология циклических методов воздействия на пласт и методов направленного изменения внутрипластовых потоков?
ЗАРЕЗКА И БУРЕНИЕ ВТОРОГО СТВОЛА
Вскрывать "окно" в эксплуатационной колонне рекомендуется в интервалах, которые сложены глинистыми породами. Первоначально колонну шаблонируют, затем с помощью локатора муфт определяют местонахождение муфт эксплуатационной колонны, между которыми предполагается вскрывать "окно". После этого устанавливают цементный мост и спускают отклонитель, при помощи которого и проводится зарезка второго ствола.
Отклонитель представляет собой плоский или желобообразный клин (рис. 9.1), который спускают на бурильных трубах. Спуск ведут с небольшой скоростью с контролем по гидравлическому индикатору веса (ГИВ). При достижении кровли цементного моста срабатывает телескопическое устройство, шпильки срезаются и отклонитель, перемещаясь вниз, зацепляется плашками в колонне. После этого резкой посадкой инструмента (80+100 кН) срезают болты, которые соединяют отклонитель с клином и поднимают бурильные трубы с клином, оставив таким образом отклонитель на заданной глубине.
В табл. 9.1 приводится техническая характеристика отклонителей.
Для вскрытия "окна" применяют фрезеры-райберы типа ФРС, техническая характеристика которых дана в табл. 9.2.
Рис. 9.1. Отклонитель ОЗС:
1 — переводник для соединения с бурильной
колонной; 2 — узел спускного клина; 3 — узел клина-отклонителя; 4 — узел опоры и закрепления; 5 — болты для соединения спускного клина с инструментом; 6 — винт, препятствующий
произвольному перемещению клина-отклонителя и узла опоры; 7 — болты, фиксирующие плашки в утопленном положении
до 10 кН и частоте вращения ротора 80^90 об/мин. Значительные осевые нагрузки на райбер приводят к преждевременному выходу его за колонну и укорачиванию длины "окна”, что может привести к поломке бурильных труб.
Техническая характеристика отклонителей для зарезки и бурения второго ствола
Читайте также: