Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Альметьевский государственный нефтяной институт

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

УП 1 Мусин

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

15.05.2015

Размер:

1.75 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 135 6 7 8 9 10 11 12 13 > Следующая >>>

нения воду принимают плохо. Максимальный коэффициент охватаНИза-

При избирательном заводнении происходит более равномерная вы-

работка пластов, следовательно, и более высокий охват их заводнением.

Если разрез эксплуатационного объекта представлен переслаивани-

ем песчаных и слабопроницаемых	пропластков, то слабопроницаемые
пропластки как при избирательном,	АГ
пропластки как при избирательном,	так и при линейных системах завод-

воднением при увеличении расчлененности от 1 до 4 уменьшается от 0,75

до 0, 669. Аналогичная ситуация наблюдается и при увеличении толщины ка

пласта в нагнетательных скважинах [14].

Галиев Р.Г. отмечает следующие недостатки избир тельного заводнения[9]:

1) уменьшается период максимальной добычи нефти;

2) приемистость нагнетательных скважин во вр м ни уменьшается,

и для поддержания добычи нефти необходимо обесп чивать освоение все
большего числа скважин;	и	о	е

3) система приводит к росту темпов				в среднем 2 раза,
	бв дненият

сокращению периода безводной добычи продолжительности 2-ой стадии разработки и в итоге - к более быстрому паден ю добычи на поздней ста-

дии;					б
4) на поздней стадии разработки не формируются четко выраженные
				и
зоны стягивания контуров нефтеносностили остаются целики нефти;
5) увеличиваются сроки освоен я месторождения.
			б
2.3.Технологические показатели разработки нефтяных
			месторождений
Для характеристики процесса разработки каждого объекта разработ-
		н
ки и месторождения в целом используются показатели разработки, кото-
рые регулярно определяютсяая и постоянно пополняются. Для хранения их
существуют определе			ые формы в виде таблиц, массивов и баз данных,
	о
карт и графиков. Эти данные используются для учета и отчетности добы-
ваемой нефти, анализан			состояния и управления процессом разработки ме-
тр
сторождения.					м	г
1. Месячная и годовая добыча нефти Q						н, Q н - основной показа-

тель, суммарный по всем добывающим скважинам данного объекта соответственнок за месяц и за год. Эти показатели определяются суммированиеме добытой нефти из всех добывающих скважин за соответствующий период. Характер изменения во времени этих показателей зависитл от свойств пласта и насыщающих его нефти, от систем и технологии разработки (рис.2.12)

Рис.2.12. Динамика добычи нефти и жидкости на

НИ

Карамалинской площади Ромашкинского

месторождения

АГ

8000

7000

)

6000

.т

ка

тыс

5000

Qж(

4000

3000

Qн

2000

1000

Годы

годовая добыча нефти

годовая добыча жидкости

2. Месячная и годовая добыча жидкости - суммарная добыча

нефти и воды соответственно за месяц и за год.

В начальный период

разработки из залежи добывают безводную нефть. На месторождени-

ях, разрабатываемых путем закачкии

воды, в дальнейшем скважины

постепенно

начинают обводняться.

С этого момента времени добыча

жидкости превышает добычу нефти (рис.2.12)

3. Добыча газа. Этот показатель зависит от содержания рас-

творенного газа в пл стовой нефти, подвижности его относительно под-

вижности нефти в пласте и наличия газовой шапки.

ая

При разработке месторождения с поддержанием пластового давле-

ния выше давле ия

асыщения газовый фактор остается неизменным и

поэтому объем добываемого газа можно определять как произведение

объема добыт й нефтин

на величину пластового газового фактора.

Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже

давления насыщения, то газовый фактор вначале увеличивается, дости-

гает максимума, а затем уменьшается.

4. Обводненность добываемой продукции. Она определяется как

тр

каждой добы-

средний по азатель за каждый месяц и за каждый год для

вающ йкскважины и по залежи в целом. Размерность ее – доли единиц

и и %.(рис.2.13).

Рис.2.13. Динамика среднегодовой обводненности добычи нефти

НИ

на Карамалинской площади Ромашкинского месторождения

АГ

0,9

0,8

д.е.

0,7

Обводненность,

0,6

ка

0,5

0,4

0,3

0,2

0,1

1960

1970

1980

1990

2000

2010

Величина обводненности добываемой

продукции численно

равна

соответствующий пе-

отношению добытой воды к добытой жидкости за

риод:

(2.1)

В = Qв/Qж= Qв/( Qн+ Qв)

Во времени величина о водненности в процессе разработки изменя-

ется от 0 до 1 . Характер обводнения скважин и залежи в целом зависит от

многих факторов, прежде всего,бот отношения вязкости нефти к вязкости

вытесняющей воды µо:

µо=µн/ µв

и послойной неоднородности пласта. С увеличением вязкости пластовой

нефти и степени неоднородности пласта сокращается период безводной

добычи нефти, увеличиваетсяая

темп роста обводненности добываемой про-

дукции. Обвод е

ость может служить показателем эффективности раз-

работки пласта.

5. Нак пленная или нарастающая добыча нефти Qнакн определя-

ется сумми ованиемо

годовой добычи нефти из залежи за все предшест-

вующие годы разработки. Она в начальный период разработки интенсивно

растет, а по мере обводнения скважин темп роста нарастающей добычи

нефти снижаетсятр

(рис. 2. 14)

Рис.2.14. Динамика наопленной добычи нефти на

НИ

Карамалинской площади Ромашкинского месторождения

АГ

40000

35000

30000

ка

25000

Qн,

20000

15000

10000

5000

Годы

1960

1970

1980

1990

2000

6. Коффициент извлечения нефти (КИН). Часто употребляют тер-

мин «коэффициент нефтеотдачи пласта».

КИН - это основной показательб,

отражающий

технологическую

эффективность разработки нефтяного месторождения. Он зависит от мно-

гих факторов: геологического строения залежи, физико-химических

свойств нефти и вытесняющего агента; технологии и системы разработки.

Различают фактический и прогнозный КИН.

Фактический КИН определяется как доля извлеченной нефти от во-

влеченных в разработку н ч льных балансовых запасов нефти (НБЗ)

Qб:

ая

Qн

η = Qб

(2.2)

где Qн - добыча нефти с начала разработки. График зависимости текуще-

подобен графику изменения накопленной добычи

го КИН по характеру

нефти из залежиово времени,

он непрерывно возрастает и асимптотически

стреми ся к конечному КИН (рис.2.15).

Прогнозный КИН рассчитывают при составлении технологических

схем разработкитр . Обычно представляют его в виде произведения коэффи-

ци нтов вытеснения Кв и охвата пласта разработкой Кохв:

η=Квыт ×Кохв ,

(2.3)

а в большинстве случаев в виде:

η=К	выт	×К ×К	.	(2.4)		НИ
	выт	1	2
Среди ученых и нефтяников нет однозначного толкования смысла
коэффициентов К1 и К2.					АГ
Квыт – отношение	максимально возможного объема извлеченной

нефти из участка залежи, охваченного воздействием закачиваемой водой, к первоначальным запасам таких участков.

По госстандарту за Квыт принимают отношение вытесненного объе-
ма нефти из образца керна к начальному объему нефти в этом образце
при прокачке воды до десяти поровых объемов.				ка

Коэффициент вытеснения зависит
∙ от физических свойств пласта,
∙ его микронеоднородности, смачиваемости пород водой,
∙	характера проявления капиллярных сил,
∙		о
	структурно-механических свойств неф ие,
∙	от температурного режима пласт в.		т
	и		месторождений не пре-
Коэффициент вытеснения нефти водой для
вышает 0,6 - 0,7; коэффициент охвата - от 0,7 до 0,9.
К1- коэффициент охвата объема п аста разработкой или доля дрени-

руемого объема пласта ко всему нефтенасыщенному объему объекта.
	В ТатНИПИнефти его называют коэффициентомл										сетки и опреде-
ляют по формуле:						−α sс			б
			Кс = e			−α sс			б	(2.5)
где Sсплощадь на одну скважинуи; α – коэффициент, определяемый по
промысловым данным разработки .
	Кс зависит							б
	∙		от прерывистости пласта,						с уплотнением сетки он увеличива-
	∙		ется,
	∙		от отноше ия числа добывающих и нагнетательных скважин;
						ая
	К2- доля извлече ия подвижных запасов нефти, вовлеченных в раз-
работку,		часто азываютн					коэффициентом заводнения.				Он показывает
кратность пр мывки заводненного объема и зависит:
	∙		н
	∙		т п слойной и зональной неоднородности пласта;
	∙		геометриио		расположения скважин;
	∙		соо ношения вязкости нефти и воды;
	∙		от % обводненности скважин при их отключении;
	∙		трсистемы разработки месторождения.
	В однородных пластах КИН выше, чем в неоднородных пластах. С
	к										месторождений
ув лич нием вязкости нефти КИН уменьшается. КИН из											месторождений
с неньютоновскимие				нефтями меньше, чем из месторождений с ньютонов-
скими нефтями.
л
								45

Теоретические и экспериментальные исследования показывают, что

охлаждение пласта приводит к снижению КИН.

Высоковязкие нефти имеют структурно-механические свойства. При

разработке таких залежей методом заводнения в пласте образуются за-

стойные зоны, не охватываемые заводнением. Для

АГ

уменьшения размеров

застойных зон требуются более высокие темпы закачки воды в пласт. НИ

В гидрофильном пласте конечный коэффициент нефтеизвлечения

выше, чем в гидрофобном пласте.

ка

По данным лабораторных опытов вытеснение

пластовой

водой

обеспечивает более высокий коэффициент нефтеотдачи, чем при вытесне-

нии пресной водой.

7. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ) относятся к про-

гнозным показателям. Численное значение НИЗ равно объему нефти, ко-

торый может быть извлечен из пласта за весь период разработки:

НИЗ= Qб *КИН

(2.6)

Наряду с абсолютными технологическимитпоказателями

добычи

т.е. безразмерные пока-

нефти используются следующие относительные,

затели разработки

8. Темп отбора нефти от НИЗ и текущих извлекаемых запасов

добычи нефти соответствен-

(ТИЗ) определяются как отношение годовойл

но к НИЗ и ТИЗ, обычно выражается в процентах или в долях единицы:

φ(t)= Qгн/ТИЗ .

(2.7)

z(t)= Qгн/НИЗ;

ая

Текущие извлекаемые запасы на конец года вычисляются путем вы-

читания накопленной добычи нефти к этому времени от НИЗ:

ТИЗ(t)= НИЗ- Qнакн(t).

(2.8)

Темп отбора

ефти от НИЗ в начальный период разработки возрас-

тает, затем, достиг

ув своего максимального значения, постепенно снижа-

ется. Характер графикан

изменения

темпа отбора нефти от НИЗ подобен

тр

кривой изменения г довой добычи нефти из залежи.

Ха актер оизменения кривой темпа отбора от ТИЗ несколько другой

(рис. 2.15)

0.800

НИ

0.700

АГ

0.600

ед.

0.500

ка

доли

Темп, отбора

0.400

0.300

КИН

0.200

0.100

годы

0.000

1955

1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

КИН

темп отбора от НИЗ

темп отбора от ТИЗ

Конечный КИН

Рис. 2.15. Динамика показателей разра отки Коробковского месторождения

Коэффициент использован ябзапасов нефти определяется как

отношение накопленного отбора нефти к НИЗ:

ν(t) = Qнакн/НИЗи

(2.9)

Коэффициент использования запасов, по существу, это то же самое,

что и накопленная добыча нефти. Отличие заключается лишь в том, что

ν(t) – величина относительн я, а накопленная добыча нефти является раз-

мерной величиной. По коэффициенту использования запасов нефти удоб-

ая

но сравнивать процесс разработки разных залежей (рис. 2.16).

Темпы отбора

ефтин

z(t), φ(t) и коэффициент использования запасов

могут выражаться как в долях единицы согласно формулам (2.7) и (2.9),

так и в процентах.

При

аз аботке месторождения методом искусственного поддержа-

ния плас ового давления, кроме вышеназванных, используются следую-

щие показа ели

10. За ачка вытесняющих агентов (воды) годовая и накопленная.

тр

По графи ам изменения годовых объемов закачки воды, отбора нефти,

обводнкнности продукции и среднего пластового давления можно оценить

эффективность заводнения пластов.

Рис.2. 16. Динамика изменения накопленной добычи

НИ

нефти, % от НИЗ( коэфф. использования запасов)

НИЗ

АГ

% от

нефти

добыча

Накопленная

Годы

1995е

ка

1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

2000

2005

11. Компенсация отбора жидкости закачкой определяется как от-

ношение накопленной закачки воды к накопиенной добыче нефти в пла-

стовых условиях, %.

12. Водонефтяной фактор (ВНФ) определяется как отношение на-

копленной добычи воды к накопленной добыче нефти. Чтобы достичь

требуется закачи-

одинакового значения КИН, на залежах вязких нефтей

вать в пласт больше объема водыипо сравнению с залежью маловязкой

нефти, т.е. один и тот же КИН достигается при различных значениях

ВНФ.

Кроме указанных выше технологических показателей разработки

применяются следующие пок затели:

13. Действующий фонд скважин добывающих и нагнетательных

скважин.

ая

14. Сред ий дебит одной скважины по нефти и по жидкости за

месяц.

15. Месячнаян, годовая и накопленная добыча нефти из каждой

скважины.

16.Расп еделение давления в пласте (карта изобар) – строится по

замерам плас ового давления

в скважинах. Оно характеризует энергети-

чес ое состояние разрабатываемого пласта.

тр

17. Давление нагнетания Руст по скважинам

18.к

Забойное давление Рзаб в добывающих скважинах.

19. Распределение температуры в пласте.

20. Распределение скважин по способам эксплуатации.

2.4. Ввод месторождения в разработку. Этапы разработки

Разработка нефтяного месторождения проходит несколько этапов или стадий (рис.2.17).

qж									АГ	НИ
										НИ
qн								ка
			qж

					о	т	е
								qн

-				и
-
-
-	1	2				3			4
-	1	2				3			4
-

		Рис.2.17. Этапы разработки
			л

рение и ввод основного фонда скваж н в разработку. Годовой уровень до-

бычи нефти и темп разработки z(t) в этот период непрерывно увеличива-

Первая или начальная стад я, когда происходит интенсивное бу-
и	б

ется и достигает максимального значения к концу периода. Длительность
ее зависит от размеров месторожденияб	и темпов разбуривания и продол-

жительности ввода в разработку основного фонда скважин. Достижение максимального годового темпа отбора запасов нефти не всегда совпадает

с окончанием разбурив ния з лежи, иногда оно наступает раньше оконча-
ния разбуривания.		ая
Вторая или ос овная стадия – стадия поддержания достигнутого
	н
максимального уров я добычи нефти. На этом этапе происходит полное

освоение системыо нзаводнения, практически все добывающие скважины переводятся на механизированный способ добычи нефти. Длительность основной стадии зависит от величины максимального уровня добычи неф-

ти и эффек ивности запроектированной системы разработки. Добыча
	к
жидкос и в э от период продолжает расти изза обводнения большинства
фонда добывающихтр		скважин.
л	Тр тья стадия характеризуется резким падением добычи нефти и
значит льным ростом обводненности продукции скважин.
еЧетвертая завершающая стадия характеризуется низкими темпа-

ми разработки и высокой обводненностью продукции скважин. В этот пе-

риод наблюдается медленное уменьшение добычи нефти при продол-

жающемся росте обводненности продукции скважин.
Между темпами отбора нефти от НИЗ z(t) и текущих извлекаемых
запасов φ(t) существует определенная связь.	АГ
Пример. Пусть известны продолжительности первой t1 и второй t2
стадии разработки залежи, а также максимальный темп отбора нефти zНИmax.
Пусть на первой стадии годовая добыча нефти и, следовательно,

темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов во времени увели-
чивается по линейному закону					ка
чивается по линейному закону
z(t)=a·t	0≤ t ≤ t1				(2.10)
Так как к концу периода z(t) достигает максимального значения zmax,
из (2.10) получим: а= zmax/ t1.				е
На второй стадии темп отбора нефти от начальных извлекаемых за-
пасов остается постоянным:	2		о
z(t)= zmax	t1≤ t ≤ t2				(2.11)
На третьей и четвертой стадиях пусть темп				ттбора нефти от началь-
		и
ных извлекаемых запасов нефти снижается по экспоненциальному закону
z(t)= zmax ·exp(-c(t-t ))		t > t2			(2.12)

c= zmax/(1+( t2- t1/2) zmax)

Используя аналитические зависимости (2.10)-(2.12), для определения

запасов нефти получим

темпа отбора нефти от остаточных извлекаемыхл

следующие формулы:

φ(t)= a t/(1- at2/2)

t ≤ t1

(2.13)

φ(t)= zmax /(1- zmax(t-t1/2))

t1≤ t ≤ t2

(2.14)

φ(t)= zmax /(1- zmax(t2-t1/2))

t > t2

(2.15)

ая

Обозначим темп ввода скважин в разработку

ω(τ ) =

(2.16)

М - количество скважин,

где

вводимых в разработку за проме-

жуток времени ∆τ,

Темп отбора

ефти обозначим через z(τ):

тр

z(τ ) =

qн (τ )

(2.17)

N э

где Nэ – начальные извлекаемые запасы нефти на одну скважину. Используя величины ω(τ ) и z(τ ), можно записать формулу для

расчета те ущей добычи нефти из введенной части месторождения к мо-

л
м нту врк		мени t:
		t		t
	еqн (t) = ò Nэкр		w(τ )zэ (t −τ )dτ =	Nэкр ò w(Σ)zэ (t −τ )dτ (2.18)
		0		0
			50

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 135 6 7 8 9 10 11 12 13 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
22.04.20195.23 Mб5Тпп шпоры на экзамен.doc
#
15.05.2015833.82 Кб33Транскоммуникация - презентация.pdf
#
15.05.2015742.4 Кб117ТУ промышленных предприятий..doc
#
16.11.2019129.2 Кб4туризм самост. работа.docx
#
27.08.20192.99 Mб36тэп расчет воздухоснабжения.doc
#
15.05.20151.75 Mб54УП 1 Мусин.pdf
#
15.05.20151.65 Mб57УП Мусин 2.pdf
#
20.12.20187.89 Mб22Упр.кач. (лекции).doc
#
15.05.2015137.73 Кб36управление качеством.doc
#
15.05.201572.7 Кб18учебно-ознакомительная практика 2008.doc
#
15.05.2015404.48 Кб16ФИД курс 2010г..doc