Методы увеличения нефтеотдачи

 
 

     2.2 Теоретические основы разрабатываемой  темы 
 

     Геологическая часть. Здесь приводятся данные о геологическом строении месторождения, результаты изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, свойств пластовых жидкостей, дается оценка нефтеносности и запасов нефти и газа, освещается состояние опытной эксплуатации залежей нефти.

      Технологическая часть. В этой части обосновываются исходные данные к гидродинамическим расчетам, устанавливается схема (варианты) разработки и методика гидродинамических расчетов.

      Выполняются гидродинамические расчеты по определению  технологических показателей вариантов  разработки на 10— 15 лет.

      Экономическая часть. В ней обосновывается эффективность вариантов разработки с определением объема капитальных вложений, эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений и т. д.

      В заключительной части технологической  схемы даются рекомендации по внедрению выбранного варианта разработки с обоснованием комплексов исследований скважин и наблюдений за состоянием разработки месторождения с целью получения обширной геолого-промысловой информации для последующего составления проекта разработки.

      Технологическая схема, как правило, составляется научно-исследовательскими и проектными институтами, согласовывается в окружном Госгортехнадзоре и объединении и утверждается Министерством энергетики.

      Проект  разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, когда геологическое строение месторождения несложное, или технологической схемы.

      Проект  разработки определяет и обосновывает те же вопросы, что и технологическая  схема с более глубокой их проработкой. Так, технологические и экономические показатели определяются по этапам и за весь срок разработки. В проекте обосновывается конечная нефтеотдача и методы ее повышения, намечаются мероприятия по регулированию процесса разработки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются с учетом неоднородности продуктивных пластов с использованием апробированных методик.

      При разработке крупных месторождений  составляются комплексные проекты (схемы) разработки, в которых вместе с обоснованием системы разработки дается схема обустройства нефтяного месторождения с решением следующих задач: проектирование сбора, подготовки и транспорта нефти и газа; определение объема и очередности строительства объектов сбора; проектирование объектов поддержания пластового давления (водозаборы, насосные станции, кустовые насосные станции и т. д.); проектирование строительства дорог, линий электропередач, баз производственного обслуживания и т. д.

     Составление комплексных проектов (схем) способствует ускорению ввода месторождений в разработку. При разработке крупных многопластовых месторождений предпочтение отлается составлению генеральных технологических схем разработки (Генсхема). В Генсхеме решаются основные вопросы разработки многопластового месторождения в такой последовательности.

       На основании результатов геолого-промыслового  изучения многопластового месторождения  намечаются различные варианты воздействия, в частности, законтурное и внутриконтурное заводнения, включая площадные системы, в различных вариантах выделения объектов разработки. Рассматриваются вопросы эксплуатации каждого горизонта самостоятельной сеткой скважин и различные сочетания объединения нескольких горизонтов в один объект с единой сеткой скважин.

     Оцениваются добывные возможности намечаемых вариантов разработки при различном числе добывающих и нагнетательных скважин, включая варианты интенсификации процесса увеличения перепада давления между нагнетательными и добывающими скважинами. Определяются технико-экономические показатели разработки по отдельным объектам и месторождению в целом.

     На  основании комплексного геологического, технологического и экономического анализа выбирается вариант, отвечающий требованиям рациональной системы разработки. Критерием в выборе варианта служит минимум затрат на разработку месторождения в целом при условии выполнения планового задания на добычу нефти. Таким образом, многие вопросы разработки многопластового месторождения должны решаться не по отдельно выделенному горизонту (объекту), а для месторождения в целом. Практика проектирования и разработки месторождений показывает, что наилучшие технологические результаты достигаются при условии совпадения линий нагнетания в плане для всех объектов разработки многопластового месторождения и особенно при внедрении внутриконтурного заводнения.

     Нарушение принципа единых совмещенных линий  нагнетания («разрезания») может привести к перетокам жидкости между пластами через литологические окна и неплотности цементного кольца за колонной.

     Кроме того, совпадение линий нагнетания по различным горизонтам позволяет осуществить систему одновременной раздельной закачки воды в два горизонта через одну скважину. Наилучшие технико-экономические показатели разработки достигаются при одновременном вводе в разработку всех объектов. Преимущество одновременного ввода всех объектов в разработку состоит в лучшей технологии выработки запасов нефти, лучшей организации работ по разбуриванию месторождения, обустройству и добыче нефти. Принятие условия совпадения линий нагнетания по нескольким горизонтам на крупном многопластовом месторождении позволяет вводить его в разработку отдельными участками, блоками.

     В первую очередь вводятся в разработку блоки (участки) с наибольшей плотностью запасов и с лучшей геолого-промысловой характеристикой. Такой подход к реализации системы разработки многопластового месторождения позволяет быстро наращивать добычу, а последующим вводом в разработку менее продуктивных участков (блоков) поддерживать добычу на достигнутом высоком уровне. 

        2.3 Анализ промысловых  методов исследования скважин  и пластов применяемых при  разработке нефтяных месторождений 
 

      Контроль уровня, являющийся важнейшим инструментом  мониторинга практически на всех этапах эксплуатации нефтедобывающих скважин, проводится:

       - для их гидродинамических исследований с целью выяснения фильтрационных свойств пласта;

- для обеспечения технологических регламентов подъема 
нефти с помощью скважинных насосов;

     - для вывода скважин на режим после ремонта или геолого-технических мероприятий (один из параметров контроля).

     Применительно к этим задачам контроль уровня жидкости должен удовлетворять требованиям точности, достоверности результата и низкой стоимости проводимых работ. Выполнить эти противоречивые требования удается только при системном решении задачи контроля уровня, которое включает создание технологии процесса контроля, разработку и производство специализированных измерительных приборов для реализации соответствующей технологии, а также разработку методов и программных средств интерпретации полученных результатов. При этом различие в технологических процессах, для которых необходимо обеспечивать контроль уровня, обусловливает появление различных вариантов исполнения уровнемеров.

     На российском рынке Компания «СИАМ» наиболее комплексно решает задачи разработки новых технологий исследования, программно-аппаратных комплексов, программных средств интерпретации, их внедрения, обучения персонала потребителя, а также оказания сервисных услуг по исследованиям скважин и выводу их на режим эксплуатации. В частности, для решения задач контроля уровня и интерпретации полученных результатов разработаны и серийно выпускаются следующие оборудование и программное обеспечение.

    Скважинные уровнемеры:

- автоматический уровнемер «СУДОС-автомат 2» (рисунок 1, ).

            Мобильные диагностические комплексы (МДК) на базе автомобилей (различной комплектации и ориентированные на решение различных задач):

    «СиамМастер-2ТИ» - для проведения типовых исследований;

    «СиамМастер-2СИ» - для проведения специальных исследований;

      «СиамМастер-2ВР» - для вывода скважин на режим;

      «СиамМастер-ГДИС» - для глубинных исследований.

          Переносной диагностический комплекс «СиамМастер-4К» (рисунок 2) в «чемоданном» исполнении, функциональный аналог большого автомобильного прототипа.

            «СМ-2С» - комплект дооснащения комплексов «СиамМастер» для контроля скорости звука в затрубном газе.

            Программные расчетные модули «Pressure» и «WinLevel» для интерпретации данных инструментальных замеров уровня. 

            Рисунок 1 – Уровнемер  скважинный «СУДОС – мини» 

            Рисунок 2 – Переносной диагностический комплекс «СиамМастер  – 4К» 

     Отличительными особенностями приборов серии «СУДОС» являются их моноблочное исполнение, возможность подключения к ним не только компьютера, но и микротермопринтера, блока визуализации «БВК-О2», выполненного на базе карманного персонального компьютера (Palm), а также возможность использования трехмерных таблиц зависимостей скорости звука (от давления и уровня). Отсутствие измерительных кабелей, небольшие масса и габариты, применение новых технологий сборки, дружественный пользовательский интерфейс, герметичность конструкции моноблочных приборов обеспечивают их повышенную надежность, уменьшение времени на проведение исследования, удобство обслуживания и транспортирования. Уровнемер «СУДОС-автомат 2», кроме того, снабжен автоматическим клапаном, позволяющим измерять уровень жидкости и давление по заданной программе в автоматическом режиме без участия оператора.

     Все мобильные диагностические комплексы, кроме прочего (контроль расхода, динамометрирование, глубинные исследования, замеры устьевых давлений и др.), позволяют контролировать уровень жидкости в реальном масштабе времени за счет использования виртуальных приборов и компьютеризированных рабочих мест. МДК «СиамМастер-2ВР», предназначенный для автоматизации вывода скважин на режим, оборудован системой дистанционного сбора информации по радиоканалу, с комплекта устьевых скважинных датчиков.

     Переносной диагностический комплекс «СиамМастер-4К» является функциональным аналогом МДК «СиамМастер-2ТИ», существенно дешевле и выполнен в «чемоданном» исполнении. Комплект дооснащения «СМ-2С» (в составе комплексов «СиамМастер») предназначен для измерения скорости звука в скважине и уточненного измерения уровня.

     Программный модуль гидродинамических расчетов «Pressure» предназначен для определения давления на приеме насоса, забойного и пластового давлений по результатам контроля статического и динамического уровней жидкости в скважине и давления газа в межтрубном пространстве на ее устье.

     Программный модуль WinLevel служит для оценки фильтрационных характеристик скважин по результатам контроля кривой восстановления уровня (КВУ) и межтрубного устьевого давления. Исходными данными являются КВУ, режимы работы скважины и характеристики добываемой жидкости. В результате применения программы по нескольким методам рассчитываются основные фильтрационные параметры пласта и скважины, в том числе гидропроводность, комплексный параметр, пьезопроводность, скин-эффект, продуктивность.

     В настоящее время контроль уровня жидкости в нефтяных скважинах осуществляют с помощью эхометрирования, основанного на измерении времени между возмущающим и отраженным от жидкости импульсами. Уровень жидкости вычисляют как половину произведения времени между импульсами и скорости звука. Величина скорости звука вводится вручную или автоматически выбирается из таблицы зависимости скорости звука от давления в межтрубном пространстве. Такие таблицы используются в пределах месторождений или групп месторождений.

     Главную трудность в определении уровня жидкости представляет оценка уточненной скорости звука в газе в межтрубном пространстве. По данным промысловых работ и специально проведенных исследований, максимальные погрешности в измерении уровня могут составлять до 15 % при использовании так называемых «типовых» зависимостей скорости звука от затрубного давления. Как правило, это становится заметным на месторождениях, где проводится интенсификация добычи, т.е. там, где скважины работают при низких динамических уровнях с небольшим превышением уровня жидкости над приемом насоса. В практике эта ошибка проявляется как «уровень ниже приема насоса». Такие случаи на исследованных авторами месторождениях встречаются в скважинах, число которых составляет до 14% действующего фонда, т.е. в каждой седьмой скважине.

     Скорость звука изменяется в широком диапазоне значений в зависимости от состава, плотности, давления и температуры газа. Эти параметры не могут оставаться одинаковыми для скважин даже одного месторождения, поэтому в межтрубном газе скважин скорость звука различна. Кроме того, важно знать скорость звука при выводе скважин на режим, когда состав, давление, температура затрубного газа существенно изменяются в течение суток, при этом значение уровня является критической величиной процесса.