26-билет
І. Системы сбора продукции скважин. Требования, предъявляемые к проектам обустройства месторождений и системам сбора скважинной продукции.
ІІ. Фонд скважин различного назначения при разработке месторождений. Документация.
ІІІ.Основные показатели разработки месторождений.
Системы сбора продукции скважин. Требования, предъявляемые к проектам обустройства месторождений и системам сбора скважинной продукции.
Перекачка нефти и газа от замерных установок к пунктам их подготовки называют сбором нефти или газа. Выбор системы сбора нефти газа осуществляется на основании следующих исходных данных, необходимых для составления проекта обустройства: 1) размеры и пространственная форма месторождения; 2) динамика количества скважин по способам добычи нефти по годам до конца разработки нефтяного месторождения; 3) сетка размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин и число; 4) динамика добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по годам, желательно до конца разработки нефтяного месторож¬дения; 5) динамика устьевого давления фонтанных скважин по годам, также желательно на весь период разработки; 6) динамика пластовых давления и температуры в течение пе¬риода разработки; 7) структурная карта месторождения с контурами нефтенос¬ности и газоносности и расположением скважин па ней; 8) глубины забоев и фильтров скважин; 9) изменение температуры по стволу фонтанных и насосных скважин; 10) динамика газового фактора при атмосферных условиях разгазирования пластовой нефти, состав газа и его плотность; 11) состав добываемой нефти, плотность и вязкость ее, содер¬жание парафина, смол, асфальтенов, сероводорода и углекислого газа; 12) физико-химическая характеристика пластовых вод (ионный состав, плотность, рН, коррозионная активность); 13) климатические и метеорологические условия района нефтяного месторождения, в частности количество выпадающих осадков, максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы; 14) источники воды, электроэнергии, наличие железных и шос¬сейных дорог; 15) топографическая карта.
Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении, предназначена и должна обеспечивать : 1) автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине; 2) герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения - от скважин до магистрального нефтепровода; 3) доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции, автоматический учет этой продукции и передача ее транспортным организациям; 4) возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтя¬ного газа до окончания строительства всего комплекса сооруже¬ний; 5) надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации; 6) изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологи-ческих установок индустриальным способом в блочном и мо¬дульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.
Основные задачи, рассматриваемые в проектах обустройства: 1) обеспечение сбора и подготовки запланированного количества нефти и газа к дальнейшей транспортировке; 2) совместный сбор и транспортировка по выкидным линиям, идущим от каждой скважины нефти, газа и воды (если последняя имеется) до автомати¬зированных групповых замерных установок (АГЗУ); 3) измерение нефти, газа и воды по каждой в отдельности скважине на АГЗУ; 4) совместная или раздельная транспортировка обводненной и не¬обводненной нефти по сборным коллекторам от АГЗУ до устано¬вок подготовки нефти (УПН); 5) подготовка нефти, газа и плас¬товой воды до товарных кондиций и передача нефти и газа через автоматизированные установки транспортной организации. В настоящее время все площади нефтяных месторождений, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными (1 – 1,5 МПа) герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды. Существует несколько разновидностей герметизированных си¬стем сбора нефтегазовых смесей: 1) системы сбора, зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения; 2) системы сбора, зависящие от рельефа местности (ровная, гористая); 3) си¬стемы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного месторождения; 4) системы сбора нефти, газа и воды, применяе¬мые на морских месторождениях.
Фонд скважин различного назначения при разработке месторождений. Документация.
Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки. Фонд скважин на месторождении подразделяются на группы по разным признакам - по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуатацию. Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам на конец каждого отчетного периода отражается в документах промыслово-геологической службы. По своему назначению скважины подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные. Добывающие скважины по большинству объектов составляют основную часть фонда скважин. Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эта группа подразделяется на две подгруппы: оценочные и контрольные скважины. Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и др. параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки залежи с отбором керна и проведением комплекса геофизических исследований. В группу контрольных скважин входят пьезометрические и наблюдательные. Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления и располагаются они как за контуром нефтеносности, так и в пределах залежи. Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности. Эти скважины бурят в пределах залежи. Фонд специальных скважин частично создается целенаправленным бурением, а частично - из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. К числу вспомогательных скважин на месторождении относят водозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные – это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используют в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов. В качестве вспомогательных используют скважины целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп. Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на Ι и ΙΙ стадиях разработки оно постепенно возрастает, на ΙΥ – уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Изменяется состояние скважин. В основном они должны находиться в работе, но часть их может быть в ремонте или простаивать по различным причинам. Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого отчетного периода по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин».
Документация.
Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д.
Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы:
— эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);
— карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины;
— паспорт скважины.
В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются:
— ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;
— газовый фактор;
— часы работы и простоя скважины, причины простоя;
— изменения способа эксплуатации;
— характеристики оборудования или режима его работы.
За каждый месяц подводятся итоги:
— добыча нефти;
— добыча воды;
— обводненность месячной продукции;
— число часов работы и простоя;
— среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;
— значения среднего газового фактора.
В карточке нагнетательной скважины записывают:
— приемистость скважины;
— давление нагнетания воды (или другого агента);
— число часов работы и простоя;
— причины простоя.
Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц:
— количество закачанной воды;
— число часов работы и простоя;
— среднесуточную приемистость;
— среднее давление на устье скважины.
В карточку по исследованию скважины вносят:
— дату и вид исследования (замеров);
— данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования;
— глубину и продолжительность замера;
— тип прибора;
— результаты проведенных замеров.
Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:
— общие сведения (назначение скважины;
— местоположение (координаты);
— альтитуда устья;
— даты начала и окончания бурения;
— способ бурения;
— глубина забоя;
— целевой горизонт;
— дата ввода в эксплуатацию);
— геолого-технический разрез скважины:
— литолого-стратиграфическая колонка;
— основные кривые геофизического комплекса исследований скважины;
— схема ее конструкции;
— характеристика кривизны;
— характеристику продуктивных пластов и фильтра:
— глубина кровли и подошвы пластов;
— интервалы перфорации;
— характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность;
— результаты освоения скважины:
— вскрытый пласт, начало освоения;
— среднесуточные показатели за первые 30 дней работы:
— способ эксплуатации;
— дебиты по нефти, газу, жидкости, воде;
— показатели давления;
— коэффициент продуктивности;
— физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта:
— описание пород;
— коэффициенты пористости;
— проницаемости;
— нефтегазоводонасыщенности;
— неоднородности;
— положение ВНК (ГНК, ГВК);
— результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);
— характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);
— характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);
— аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).
Паспорт содержит:
— сводную таблицу работы скважины;
— месячные и годовые показатели (из карточки скважины);
— суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.
Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки составляются следующие документы:
— геологический отчет по эксплуатации скважин;
— карта текущего состояния разработки;
— карта суммарных отборов и закачки по скважинам;
— технологический режим работы скважин.
Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки.
Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.
Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.
Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.
Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.
1. Основные показатели разработки.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется следующими показателями:
1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки.
Процесс разработки можно разделить на четыре стадии.
На первой стадии происходит разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию. Добыча нефти растет за счет скорости разбуривания залежи.
Вторая стадия характеризуется максимальной добычей нефти в соответствии с проектным заданием.
Третья стадия характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении пластов).
На четвертой стадии наблюдается медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное ее нарастание. Четвертая стадия -это завершающая стадия разработки.
Однако необходимо отметить, что с применением методов повышения нефтеотдачи пластов на какой либо стадии ( на третьей или четвертой), может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего добыча нефти будет снова расти на месторождении.
2. Темп разработки месторождения z(t), изменяющийся во времени t, равный отношению текущей добычи нефти q(t), к извлекаемым запасам месторождения: z (t)= q(t)/N.
Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что добыча нефти.
3. Добыча жидкости из месторождения. При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости -это суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти. На третьей и четвертой стадиях разработки из месторождения обычно добывается количество жидкости , в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.
4. Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Текущая нефтеотдача переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной нефти из пласта. Текущая нефтеотдача зависит от следующих факторов: количества закаченной воды в пласт при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции. Нефтеотдача связана с механизмом извлечения нефти из пласта и полнотой вовлечения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдачу можно представить в виде произведения η= η1η2;
где η1 – коэффициент вытеснения нефти из пласта. и равен отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в пласте, вовлеченного в разработку. η2–коэффициент охвата пласта разработкой. и равен отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.
Конечная нефтеотдача – это отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки месторождения. Конечную нефтеотдачу определяют возможностями технологии разработки месторождений и экономическими условиями.
5. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Добыча газа зависит от содержания его в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, от системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения, путем заводнения пласта, кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т.е. с падением пластового давления. После того как средневзвешенное пластовое давление станет меньше давления насыщения , насыщенность пласта газовой фазой увеличивается и добыча газа резко возрастает.
Для характеристики добычи нефти и газа необходимо понятие газовый фактор – это отношение объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти.
6.Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр, в пласт закачивается обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения.
7. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом, вблизи нагнетательных скважин давление будет повышенным, а вблизи добывающих скважин -пониженным (воронка депрессии).
8. Давление на устье добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.
9.Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность. Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов при бурении скважин, их креплении и освоении. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, резко отличается. При одном и том же перепаде давлений и одинаковом устьевом давлении в добывающих скважинах дебиты будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давлениях. Указанные обстоятельства говорят о применении различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут применяться механизированные способы подъема жидкости с забоя скважин. Зная распределение коэффициентов продуктивности добывающих скважин и области эффективного применения различных способов эксплуатации, можно найти вероятностное статистическое распределение скважин на месторождении по способам подъема жидкости из недр на дневную поверхность.
10. Пластовая температура. В процессе разработки нефтяных месторождений, пластовая температура может изменяться по следующим причинам: 1) в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин;
2) закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой;
3) вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения.
Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и, стать, как и пластовое давление, показателем разработки.