Мулявин С.Ф. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений

Подождите немного. Документ загружается.

102



тип коллектора (терригенный или карбонатный);



Тип залежи (пластовая, массивная, массивно-пластовая)



Характеристика проницаемости продуктивной толщи (горизонта, пласта).

 Начальные термобарические условия (пластовое давление, температура).

 Запасы газа.



Режим разработки залежи (газовый, водонапорный).

 Состав пластового газа.

 структурно-тектонические особенности (наличие тектонических нарушений и пр.);

Неприродные факторы можно подразделить на две подгруппы: технико-

технологические и экономические, предопределяющие обоснование КИГ как решение

технико-экономической задачи. Технико-технологические факторы в основном

представлены системой сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Газ от устья каждой скважины по индивидуальным (лучевая система сбора газа)

либо коллективным (коллекторно-лучевая система сбора газа) шлейфам

поступает на

установку комплексной подготовки газа (и конденсата). Компримирование газа, как

правило, происходит до поступления газа в установку комплексной подготовки газа

(УКПГ). Очищенный газ (и стабильный конденсат) после УКПГ через межпромысловый

коллектор поступает в систему магистрального транспорта и далее – к потребителю.

С целью увеличения КИГ при проектировании системы обустройства

рассматриваются

следующие технические решения:



подключение скважин к УКПГ индивидуальными шлейфами с целью

регулирования дебитов в широких пределах;



использование коллекторов высокого и низкого давления с целью установления

оптимальных дебитов для скважин с различной продуктивностью;



использование эжекторных технологий и винтовых компрессоров на

завершающей стадии разработки с целью эксплуатации скважин при низких давлениях на

устье;



использование информационно-управляющей системы работы скважин,

способной фиксировать наличие пластовых вод и механических примесей в продукции

скважин, и применение эффективных методов эксплуатации.

Система сбора и подготовки газа к дальнему транспорту должна эффективно

функционировать в течение всей жизни месторождения без капитальных вложений в

глобальную реконструкцию.

103

Таблица 11.2 Статистические данные по конечным коэффициентам извлечения газа (на основании отечественного опыта)

Характеристика пластов-коллекторов

неоднородные

Тип

коллектора

Режим

разработки

Тип

залежей*

Масштаб

геологически

х запасов

газа**

однородные

высокопрониц

аемые

преоблад

анием

высокопр

оницаем

ых пород

преоблад

анием

низкопро

ницаемы

х пород

при

резкой

слоистос

ти и

преоблад

ании

низкопро

ницаемы

х пород

мп к, с 0,95–0,90

0,90–0,80

0,80–0,60 <0,60

Газовый

п с, м 0,90–0,80

0,90–0,80

0,80–0,70 0,70–0,60

мп к, с 0,90–0,80

0,80–0,70

0,85–0,60 <0,60

Терри-

генный

Водонапорный

п с, м 0,85–0,75

0,85–0,75

0,75–0,60 <0,60

Газовый

мп к, с 0,90–0,80

0,90–0,80

0,80–0,60 <0,60

Карбо-

натный

Водонапорный

мп к, с 0,85–0,70

0,85–0,70

0,75–0,50 <0,50

* массивно-пластовые и массивные – мп, пластовые – п

** уникальные и крупные месторождения – к; средние месторождения – с; мелкие месторождения – м

104

Оценка эффективности ГТМ

Основными параметрами, характеризующими работу компании с фондом скважин

являются коэффициент использования (Кисп) и коэффициент эксплуатации (Кэксп).

Нормативное значение этих коэффициентов равно 0,9. Что это означает? Если Кисп = 0,9

– это означает, что 90 % скважин находится в действующем фонде и лишь 10 % в

бездействующем. Скважины, находящиеся в консервации, здесь не учитываются.

Если Кэксп равен 0,9д.ед. –

это означает, что каждая действующая скважина

эксплуатируется в году 328 календарных дней из 365.

Однако имеется возможность оценить эффективность ГТМ каждой скважины.

ГТМ для поддержания фонда скважин (ликвидация, вывод из б/д, и т.д.);

II.

ГТМ для интенсификации отборов (ОПЗ, ГРП, оптимизация, ФОЖ и т.д.);

III.

Методы увеличения нефтеотдачи.

По мероприятиям II и III группы можно оценить эффективность. При этом эффективность

оценивается следующими параметрами:

дополнительная добыча нефти

прирост дебита нефти (кратность дебита)

снижение обводненности

сокращение отборов воды

продолжительность эффекта (сутки, месяц)

успешность ГТМ

увеличение МРП и др.

Таблица. 11.3 Основные показатели эффективности ГТМ

№ скв.

Дебит нефти до

ГРП, т/сут

Дебит нефти после

ГРП, т/сут

Кратность

дебита

Доп. добыча

нефти, т

100

101

102

1,3

9000

6000

3000

Среднее 5 20 4 6000

Для оценки эффективности используют характеристики вытеснения, деклайн-

анализ или кривые падения дебита нефти. Наиболее применимые следующие функции:



btatq

 линейная



oн

qtq













 1 - универсальный закон Медведского



он

еqtq







экспоненциальная



он

аqtq



 * 0<а < 1, а ≈ 0,8-0,9 степенная и др.

На рис. 11.8 приведен дебит нефти по скважинам до ГТМ и после ГТМ.

105

y = -0.5348x + 11.598

R = 0.3218

y = -0.5284x + 37.727

R=0.6076

-80 -60 -40 -20 0 20 40 60 80 100

Дата

Дебит т\сут.

Рис. 11.8. Расчет дополнительной добычи

Добыча до ГТМ аппроксимируется линейной функции q = -0,5348*t + 11,598.

Данная кривая после ГТМ называется базовой добычей. Если скважина бездействовала

более 6 месяцев, то вся добыча является доп. добычей. Для оценки МУН (напр.закачка

ВУС в нагнетательную скважины) рассчитывается доп.добыча по окружающим

добывающим скважинам, попадающим в зону дренирования (500-1000м) данной

нагн.скважины.

Продолжительность эффекта –

период положительной доп. добычи нефти (для данного

примера - 40 месяцев).

Базовая добыча – добыча нефти без проведения ГТМ – равна

11,6(т/сут)*30(дн)*20(месс)/2 = 3,480 т.т.

Доп. добыча = добыча – базовая добыча за период эффекта = (40(т/сут)*30(дн)*40(месс)/2

– база) = 24,0 – 3,48 = 20,5 т.т.

Мероприятие эффективно, если доп. добыча > 0. В данном определении не учитывается

экономическая составляющая

– окупаемость мероприятия.

Успешность мероприятия =

ГТМхвыполненнывокол

ймероприятихэффективнывокол



Эффект от ОПЗ обычно составляет ≈ 300-500 т., эффект от ГРП ≈ 3.0-10.0 тыс.тонн и

более.

Переходящий эффект - это эффект от мероприятия выполненного в прошедшем

году. Обычно это ГРП, эффект от которого может длиться несколько лет.

В проведенных выше расчетах были определены дополнительная добыча и

эффект от ГТМ данного года. При

условии определения эффективности ГТМ за

106

несколько лет необходимо определить переходящий эффект, т.е. дополнительную добычу

нефти на скважину в текущем году от мероприятия, проведенного в прошлом году.

Принято для всех видов ГТМ рассматривать переходящий эффект лишь на срок до

одного года и не более. Исключение составляет ГРП, где переходящий эффект

рассматривается на несколько лет.

Формула суммарной дополнительной добычи нефти от ГТМ с учетом

переходящего эффекта будет иметь следующий вид:

Q=Q

+(ПЭ

+Q

i+1

)+ (ПЭ

i+1

+Q

i+2

)+…..и т.д., где

Q - дополнительная добыча нефти от ГТМ, с учетом переходящего эффекта;

Q

дополнительная добыча нефти от ГТМ, выполненных в i году

ПЭ

–

переходящий эффект от

ГТМ, выполненных в i году

Схема рассматриваемого переходящего эффекта выглядит следующим образом:

1995 г. 1996 г. 1997 г. 1998 г.

ГТМ 1995 г. Переходящий

эффект – ПЭ

Доп.добыча

ГТМ 1995г.-



ГТМ 1996 г. Переходящий

эффект

– ПЭ

Доп.добыча

ГТМ 1996г-



ГТМ 1997 г. Переходящий

эффект– ПЭ

Доп.добыча

ГТМ 1997г-



и т.д.

Рис. 11.9. Расчет переходящего эффекта

Методы интенсификации применяются для временного увеличения добычи нефти с

целью ускорения разработки месторождения и ускоренного получения прибыли.

Данные мероприятия воздействуют на пласт и ПЗП. Но при этом извлекаемые

запасы не увеличиваются. Они лишь быстрее отбираются (см. рис. 11.10). Так по варианту

1 утвержденный КИН достигается через 80лет, во 2 варианте – 70 лет, а

в 3 варианте –

через 50лет.

107

100

150

200

250

300

350

200

2013

201

021

202

029

203

037

204

045

204

053

2057

206

2065

206

2073

207

2081

208

089

Годы

Добыча нефти, тыс.т

Вар 1 (500) Вар 2 (600) Вар 3 (700)

Рис. 11.10. Динамика добычи нефти по вариантам

Методы увеличения КИН. Методы воздействия на составляющие множители КИН

Основная формула определения извлекаемых запасов нефти:

извл

= К

выт

* К

охв

* К

зав

* Q

геол

= КИН * Q

геол

1 группа ГТМ воздействует на ПЗП, в результате проведения которых происходит

подключение к активной разработке дополнительных, реже не дренируемых извлекаемых

запасов. Эти запасы подключаются за счет увеличения текущего коэффициента охвата и

приближения его к проектной величине.

- ГРП, приобщение, дострелы, перевод на другие горизонты, зарезки вторых

стволов, гидродинамические методы, РИР (частично

), закачка ВУС, ГОС, СПС, КОС и др.

2 группа МУН воздействие на пласт. В ней представлены технологии объемного

воздействия на пласт. Здесь происходит увеличение коэффициента охвата и/или

коэффициента вытеснения.

Классификация МУН

газовые - закачка газов (УВ, СО

и др.);

- водогазовое воздействие;

тепловые - тепловое, внутрипластовое горение;

- паротепловое;

физические - вибровоздействие (вибросейсмовоздействие);

- ГРП;

- горизонтальные скважины;

- электромагнитное;

химические - миццелярное (щелочное) воздействие, ПАВ и др.

108

Регламентирующие документы

Методическое руководство по оценке технологической эффективности применения методов увеличения

нефтеотдачи пластов, М., 1993, РД 153-39.1-004-96.

Методическое руководство по проектированию разработки нефтяных месторождений с применением ГРП

на основе современных компьютерных технологий, М., 1998, РД 153-39.2-032-098.

Анализ выработка запасов нефти или газа осуществляется по следующим

направлениям:

по характеристикам вытеснения;

по результатам ПГИ;

по ГСР;

по 3D моделированию;

анализ интервалов перфорации;

По статистическим зависимостям.

для газовой залежи:

по кривым падения давления;

по хлор (Cl) анализу добываемой воды;

по материальному балансу;

по 3D моделированию;

анализ интервалов перфорации.

109

§12. Уравнения материального баланса для газового режима

При газовом режиме работы залежи уравнение записывается следующим образом:



































, где

Р – давление, МПа,

z – коэффициент сверхсжимаемости,













- приведенное давление, o – начальное, t – текущее,

Ω

= S·m·h – поровый объем,

α = К

гн

– коэффициент газонасыщенности,

α Ω

– объем газа в пластовых условиях, млн. м

Характерное поведение р/z для газовых залежей приведено на рис. 12.1.

Рис. 12.1.

Уравнения материального баланса для упруговодонапорного режима

Для упруговодонапорного режима уравнение записывается следующим образом:

во



































, где

Σ Q

– объем внедрившейся воды, при Σ Q

= 0 получаем уравнение газового режима.

(t) =



рhk

ckв







/ln





Δ t – временной шаг (год)

газа

< 100 тыс.м

/сут – низкий (гидратообразование)

110

Рис.12.2. Примеры зависимостей

p/z=f(Qдоб(t)) для газовой залежи: 1-при

водонапорном режиме и бесконечно малом темпе

отбора; 2,2а,2б – для разновидностей водонапорного

режима при реальных темпах разработки; 3 –

газовый режим со слабым проявлением

водонапорного режима; 4 – при газовом режиме или

бесконечно большом темпе выработки запасов в

условиях водонапорного режима.

Объемная формула расчета запасов свободного газа

газ

= S·h

гн

·m·К

гн

·(Р

нач

·α

нач

- Р

кон

·α

кон

)/Po·f, (соответствует ф-ле



































)

где S – площадь газоносности, тыс. м

гн

– газонасыщенная толщина, м

m – пористость, д. ед.

гн

– коэффициент газонасыщенности, д. ед.

нач

– начальное пластовое давление, атм.

нач

, α

кон

≈1– поправка на отклонение реального газа от закона Бойля Мариотта,





где z – коэффициент сверхсжимаемости

кон

≈ 1 атм, среднее остаточное (конечное) давление в залежи после извлечения

промышленных запасов;

Po=1 атм – атмосферное давление;

СT

пл

ст

15,273

15,293





поправка на температуру.

Для чего используется:

для расчета запасов газа в залежи,

для расчета запасов газа на 1 скважину,

для расчета плотности запасов газа при построении карт.

Для газовой скважины принимается минимальная рентабельная добыча газа,

равная 1 млрд. м

, минимальная рентабельная газонасыщенная толщина – 10-15м. Исходя

из этих соображений определяется минимальное расстояние между скважинами.

111

Пример 1. Для газовой залежи пласта ПК

заданы исходные параметры: P

= 100 атм., z =

0,8, t = 30

С, сетка скважин 1000 м.

S = 1000 х 1000 = 10

тыс. м

= 100га/скв.; α = 1,25, f = 0,96.

.2596,01

8,0

1007,03,0101 ммлнhhсквQ

гнгнгаз















 ; мh

рент

гн

402510

 .

Сетка 2000 м.

S = 4 · 10

тыс. м

= 4 млн. м



гнгнгнгаз

hhhсквQ 













 10096,011257,03,0496,01

8,0

1007,03,041

мh

рент

гн

10

Пример 2. Определить дренируемые запасы газа для объекта СД8-9 месторождения

(рис.12.2).

y = -0.0057x + 263.13

100

150

200

250

300

0 10000 20000 30000 40000 50000 60000

Ряд1

Линейный (Ряд1)

Рис. 12.2. Объект СД8-9 Южно-Соленинского месторождения

Ответ. Дренируемые запасы составляют 263.13/0.0057=46163 млн.м3.

Метод материального баланса для нефтяной залежи (упруговодонапорный режим)









законтурзакпорпорввнннн

WWРРVVVQQ













пор

= S · h

эфф

(1-m), объем породы

= К

нн

· S · h

эфф

· m

= (1-K

нн

) · V

















законтурзакопорbнннннэффвнн

WWРРmmКmКhSQbQ 



















Пример 1. Для оценки объема фактической закачки воды используется метод

материального

баланса Добрынина. Формула имеет вид:

Qн*в/

 + Qв = (Vн*н + Vв*в + Vпор*ср)*(Pо – P) + Wзаконтурной воды,

где:

Qн – накопленная с начала разработки добыча нефти, 4,750 тыс.т.;

Qв – накопленная с начала разработки добыча воды, 59,144 тыс.т.;