Способы регулирования систем разработки нефтяных месторождений

 

ные области улучшенной дренируемости – 1604, 1643, 1638, 1256.

Сопоставление местоположения областей хорошей дренируемости  по нефти, вожже и жидкости, а также  карт равных уровней взаимодействия показывает, что в целом локализация  этих областей по площади сходна, но встречаются случаи и несовпадения их границ. Это можно объяснить различиями в степени обводненности, площади участка продукции добывающих скважин, подвижности каждого из пластиковых флюидов в отдельных зонах пласта А1. Средний коэффициент нефтенасыщенности по участку составил 52,5%.

Более точную оценку характера и степени дренируемости пласта дает расчет коэффициента дренируемости с использованием коэффициента начальной нефтенасыщенности. При этом значения коэффициента дренируемости определяются следующим образом:

      (4)

где k_нi – коэффициент начальной нефтенасыщенности скважин. При сравнении карт дренируемости по нефти и начальной нефтенасыщенности была составлена таблица 7 по четырем уровням показателей коэффициента дренируемости и соответствующих значений начальной нефтенасыщенности.

При анализе карты  дренируемости с учетом данных карты  начальной нефтенасыщенности видим, что области хорошей дренируемости  локализуются в областях с начальной  нефтенасыщенностью выше среднего значения, однако имеются скважины с минимальными значениями коэффициента дренируемости (0,1-0,61), находящиеся в областях повышенной нефтенасыщенности (скв. 329, 577, 301, 409, 1262, 1644, 1257). Это свидетельствует о том, что в таких скважинах имеется резерв для достижения потенциально возможной дополнительной добычи нефти. Перечень их учтен в рекомендациях по проведению мероприятий способом системной обработки скважин нефтяной залежи.

Анализ состояния разработки в районе расположения этих скважин свидетельствует о низкой энергетической возможности данного участка. Для реализации этих мероприятий необходимо ввести некоторые коррективы в систему разработки путем усиления системы ППД в данной зоне. При отсутствии такой возможности для подобных зон необходимо проводить обработку скважин, позволяющую значительно увеличить давление и температуру. В данном случае рекомендуется термохимическая обработка призабойных зон скважин [3].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Выбор метода регулирования  процесса  извлечения нефти с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи

 

При выборе методов регулирования необходимо учитывать технологические, технические и технико-экономические факторы, ограничивающие процесс разработки залежи.

К технологическим относятся:

• сетка скважин;
• система заводнения;
• предельные давление и дебит скважин.

К техническим относятся:

• максимальные объемы закачиваемого агента и давления;
• максимальная производительность лифта и подача насосов;
• максимальная производительность системы сбора и транспорта нефти и газа, подготовки нефти, очистки, утилизации и стока попутных вод.

К технико-экономическим  относятся:

• годовой (месячный) план добычи нефти;
• себестоимость добычи 1 т нефти и капитальные вложения.

При регулировании процесса разработки изменяют действующие ограничения, создавая условия для получения не только заданной добычи нефти, но и повышения эффективности ее вытеснения.

Следует учитывать, что  с изменением планового задания (увеличением добычи нефти) и данных о геологическом строении эксплуатационного объекта и запасах нефти при несовершенстве проектных решений (недостаточно исходных данных) существующая система разработки может не удовлетворять новым требованиям, и применение различных методов регулирования не дает должного эффекта. Тогда определяют окончательную систему разработки (сетки скважин и системы воздействия) [4].

Оценка технологической и экономической  эффективности методов регулирования  процесса разработки – обязательное условие их применения. Качественная оценка эффективности проводится спустя некоторое время после внедрения метода регулирования по результатам анализа фактических данных о ходе разработки залежи и сопоставлении технико-экономических показателей с показателями и данными исследований до внедрения метода. Во многих случаях эффективность мероприятий по регулированию процесса выражается в дополнительной добыче нефти по отдельным скважинам, которая подсчитывается как разница в добыче нефти за определенные промежутки времени после проведения мероприятий по регулированию и до их проведения. Такие подсчеты могут выражать только качественный эффект, так как не учитывают интерференцию скважин, накладывание эффектов от различных методов регулирования.

Говоря о количественной оценке того или иного метода регулирования, следует иметь в виду, что в чистом виде количественное выражение технико-экономической эффективности можно получить, как правило, при теоретических исследованиях. Затруднения в решении этого вопроса вызваны тем, что чаще всего получаемый эффект является результатом одновременного осуществления многих методов регулирования и организационно-технических мероприятий.

Так как применение на залежи метода регулирования практикуется, то в гидродинамических расчетах, проводимых при анализе разработки, или в специальном обосновании применения метода регулирования предусматривается вариант разработки без использования регулирования, который необходим для сопоставления с расчетным вариантом при регулировании процесса, а затем с фактическими данными по залежи. Методики расчетов обоих вариантов должны быть сопоставимы.

Эффект от регулирования, применяемом  на участке какой-либо залежи, также  ориентировочно определяется при сравнении  показателей разработки этого участка (добыча нефти, жидкости, закачка воды) за какой-либо промежуток времени с аналогичным участком, на котором регулирование не проводилось [4].

Вопросы экономического обоснования методов регулирования  – неотъемлемая часть работ по установлению необходимости регулирования  и выбору методов.

Задача экономического обоснования заключается в том, чтобы уяснить, какие материальные и трудовые затраты необходимы для проведения регулирования с целью сопоставления их с показателями затрат на разработку без регулирования и определения, таким образом, экономической эффективности метода, а также для выбора наиболее экономичного метода или методов регулирования из возможных. Особенно внимательно следует оценивать такие методы, которые требуют значительных материальных затрат и связаны с дополнительным бурением, проведением работ по восстановлению или увеличению производительности скважин [4].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 Выводы и рекомендации

 

На площади Южно-Ягунского месторождения  при разработке объектов применяются как рядные системы заводнения, так и площадные.

Рекомендуемые способы регулирования можно условно разделить на три группы:

1. Изменение граничных  условий в скважине без бурения новых (отключение обводнившихся скважин, перераспределение уровней отборов и закачки жидкости между добывающими и нагнетательными скважинами; усиление активности системы заводнения: переход к более интенсивной системе, перенос фронта нагнетания, организация очагов заводнения; изменение направлений фильтрационных потоков жидкости, инверсия площадных систем);

2. Циклический отбор  или закачка жидкости (период цикла мал по сравнению с периодом разработки месторождения);

3. Бурение дополнительных (уплотнение сетки) скважин

Площадные системы характеризуются  максимальной активностью, поэтому  повысить ее без дополнительного  разбуривания практически нельзя. При многорядных блоковых системах усилить активность можно многовариантным выбором очагов заводнения, переносом фронта нагнетания, уменьшением числа рядов добывающих скважин в блоке за счет дополнительного его разрезания или переходом к площадной системе [5].

Одним из ключевых факторов, способствующих уменьшению снижения дебита добывающих скважин после проведения ГРП, является организация системы ППД по окружению  скважины. Следовательно, одним из возможных  способов компенсации отборов в  условиях интенсификации добычи нефти является реорганизация системы разработки: формирование очагов заводнения, путем перевода добывающих скважин под нагнетание [7].

Как известно, КИН прямо  пропорционален коэффициенту охвата пластов  заводнением. Переход на избирательную систему может позволить увеличить К_охв в среднем до 20%, а также решить проблему падения дебитов скважин с ГРП из-за снижения пластового давления Р_пл [7].

Также при определенных типах зональной неоднородности на заданном участке залежи можно добиться значительной дополнительной добычи нефти, подобрав и рассчитав оптимальные варианты расположения добывающих и нагнетательных скважин и режимы их работы [6].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованных источников

 

1 Токарев М.А., Ахмерова Э.Р., Файзуллин М.Х. Контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений: Учебное пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2001. – 61 с.

2 Сургучев М.Л. Методы  контроля и регулирования процесса  разработки нефтяных месторождений.  Изд-во «Недра», 1968. – 301 с.

3 Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х. Динамические процессы в нефтегазодобыче: Системный анализ, диагноз, прогноз. – М.: Наука, 1997. – 254 с.

4 Справочное руководство по  проектированию разработки и  эксплуатации нефтяных месторождений.  Проектирование разработки. Ш.К. Гиматудинов, Ю.П. Борисов, М.Д. Розенберг и др. М.: «Недра», 1983. – 463 с.

5 Ковалев В.С., Житомирский  В.М. Регулирование разработки  нефтяных залежей при площадном  заводнении / В.С. Ковалев, В.М.  Житомирский // Нефтяное хозяйство.  – 1980. – №9. – С. 32-34.

6 Лысенко В.Д., Грайфер  В.И. Разработка малопродуктивных  нефтяных месторождений. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001. – 562 с.

7 Асмандияров Р.Н., Кавардакова  В.В. Анализ эффективности трансформации  сетки скважин на Мало-Балыкском  месторождении / Р.Н. Асмандияров, В.В. Кавардакова // Нефтяное хозяйство. – 2006. – №9. – С. 18-21.