Расчёт показателей разработки полосовой залежи при заведении методом эквивалентных фильтрационных сопротивлений

Содержание

Введение 3
1 Общие параметры месторождений, определяющие процессы добычи
нефти и газа 5
2 Методика расчета 10
Заключение 12
Список использованной литературы 13

Введение
В настоящее время в Российской Федерации разрабатываются тысячи нефтяных и газовых залежей и месторождений. Гигантские и крупнейшие месторождения в значительной мере уже выработаны. Более высокие, чем в предыдущие годы, технические возможности разведки позволили открыть много нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти. Возросло число месторождений высоковязких нефтей; нефтегазовых и нефтегазоконденсатных с трещиноватыми и трещинопоровыми коллекторами. Многие новые нефтяные и газовые месторождения расположены в отдалённых необжитых районах: север европейской части России, Западная и Восточная Сибирь, арктический и тихоокеанский шельфы. Ведущее место в мировой газодобывающей индустрии принадлежит России.
Предполагается, что преобладающим энергоносителем наступившего XXI в. будет природный газ, газовая промышленность явится стержнем дальнейшего структурного совершенствования мирового энергетического баланса. Свойства природного газа – теплоэнерго-технологические, экономические и экологические – превращают его в идеальный продукт для энергоснабжения в современном мире.
В течение последних 15-20 лет в мире существенно изменилась экономическая ситуация, сменилась экономическая парадигма регулирования промышленного потребительского рынка. Цена на нефть и газ почти непрерывно возрастает; возрастают налоги на их добычу, а также требования к охране окружающей среды и недр и, соответственно, экономические затраты на эту охрану.
В сложившихся экономических условиях должна проявляться инновационная активность нефтегазодобывающих компаний, способных осуществлять экономически рентабельные новации, пригодные для тиражирования и реализации на многих нефтяных и газовых месторождениях. Основой почти всех реализуемых технологий разработки нефтяных месторождений является заводнение с использованием различных полимеров, поверхностно-активных веществ, углекислоты и щелочей, в т.ч. – генерируемых в пластах, виброволновых воздействий и др. Расчёты сложных процессов разработки нефтяных месторождений требуют учёта многофазности и многокомпонентности потоков в пластах, фазовых переходов, изменчивости свойств фильтрующихся в пластах веществ.
Строительство и эксплуатация скважин в районах распространения многолетнемёрзлых пород приводят к нарушению их термического режима, следствием которого являются серьёзные осложнения, такие как кавернообразование при бурении под кондуктор, низкое качество цементирования, неустойчивость приустьевых площадок в период бурения и эксплуатации скважин, разрыв и смятие колонн при их простое и т.п.
1 Общие параметры месторождений, определяющие процессы добычи нефти и газаВместилищем для нефти, газа или воды в недрах Земной коры служат породы – коллекторы, окружённые полностью или частично непроницаемыми породами. Такие коллекторы называются природными резервуарами. Ловушкой называется место скопления нефти или газа, ограниченное полностью или частично непроницаемыми породами. Наиболее распространённые ловушки – сводового типа. Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида называется залежью. Совокупность залежей нефти и газа одного и того же вида (например, сводовых), занимающих в недрах Земли определённую площадь называется местоскоплением (месторождением) нефти и газа.
Под разработкой нефтяного или газового местоскопления (месторождения) понимается совокупность мероприятий или процессов, направленных на извлечение продукции пластов из недр Земли. К этим мероприятиям относятся: разбуривание месторождений системой скважин, надлежащим образом размещённых на площади месторождения; управление процессом фильтрации нефти и газа к скважинам; установление режима работы скважин и регулирование баланса пластовой энергии; подъём продукции с забоя на поверхность; обустройство месторождения; сбор, учёт и транспортировка нефти, газа и воды к пунктам подготовки; промысловая подготовка продукции скважин.
Общие параметры месторождений с технико-технологических и экономических позиций процессов добычи нефти из недр В.С. Бойко [2] условно подразделяет на три группы, которые в значительной мере можно отнести и к добыче газа: горно-геологические, экономико-географические и социально-экономические.
Среди горно-геологических параметров основными являются: 1) геометрия месторождения (форма, площадь и высота месторождения, расчлененность на отдельные залежи и продуктивные пласты, глубина залегания); 2) свойства коллекторов (ёмкостные — пористость, нефтегазонасыщенность; фильтрационные — проницаемость; литологические—гранулометрический состав, удельная поверхность, карбонатность; физические — механические, теплофизические и др.); 3) физико-химические свойства флюидов; 4) энергетическая характеристика месторождения; 5) величина и плотность запасов нефти.
Месторождение может быть одно- или многопластовым. В среднем на одно месторождение приходится около трёх залежей. Толщина нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких метров до десятков, а иногда и сотен метров. Размеры месторождений в среднем составляют: длина 5—10 км, ширина 2—3 км, высота (этаж нефтегазоносности) 50—70 м.
Рис.1. Схема нефтегазовой пластовой залежи: 1 — внутренний контур газоносности; 2 — внешний контур газоносности; 3 — внутренний контур нефтеносности; 4 — внешний контур нефтеносности
Рис. 2. Схема нефтегазовой массивной залежи: 1— внешний контур газоносности; 2 — внешний контур нефтеносности
Поверхность или граница, разделяющая нефть и воду в пласте называется водонефтяным контактом (ВНК), граница между газом и водой в газовых залежах – газоводяным контактом (ГВК) и граница между газом и нефтью при наличии газовой шапки или нефтяной оторочки – газонефтяным контактом (ГНК). Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности.
Соответственно линия пересечения поверхности ГНК с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта – внутренний контур газоносности. Для массивных залежей внутренний контур нефтеносности или газоносности отсутствует, так как вода расположена под всей залежью. Высотой залежи называется расстояние от верхней точки кровли нефтяной или газовой залежи до ВНК или ГНК.
Пластовые нефтяные или газовые залежи обычно ограничиваются краевой пластовой водой. Если газовая (или нефтяная) залежь по газонасыщенной (по нефтенасыщенной) толщине меньше толщины самого пласта, то она ограничивается подошвенной водой.
Рис. 3. Схема пластовой сводовой газовой залежи с крыльевой водой: I – кровля пласта; II – подошва пласта; III – контакт газ-вода; IV – внутренний контур газоносности; V – внешний контур газоносности; 1,2,3 – изогипсы; А – газовая скважина глубиной L1; Б – водяная скважина глубиной L2; ℓ1 – расстояние от забоя скважины А до контакта газ –вода; ℓ2 – расстояние от забоя скважины Б до контакта газ-вода; ℓ - расстояние по вертикали между забоями скважин А и Б; L′ - расстояние от устья скважины Б до уровня воды в ней
Основными параметрами нефтяной (газовой) залежи являются: а) отметка контакта нефть – вода (газ – вода), т.е. расстояние по вертикали от уровня океана до контакта нефть – вода (газ – вода); б) этаж нефтеносности (газоносности), который определяется расстоянием по вертикали от высшей точки нефтяной (газовой) залежи до контакта нефть - вода (газ-вода); в) внутренний контур нефтеносности (газоносности); г) внешний контур нефтеносности (газоносности).
В настоящее время известно более четырёх десятков признаков, по которым осуществляется классификация залежей и насыщающих их углеводородов. В геолого-промысловой практике получила признание схема классификации нефтегазовых залежей В.Н. Самарцева, которая может быть успешно использована и при изучении газоконденсатнонефтяных залежей [17]. Для газов существует более 20 различных классификационных схем [18], основанных на различиях происхождения газов, условий нахождения их в природе, фазового состояния и форм проявления, связи газов с породами и флюидами, химического состава и т.д.
2 Методика расчета
Имеется полосовая залежь (ширина b и произвольная длина), представленная однородным нефтяным пластом толщиной h, разбуренным по трёхрядной сетке. Добывающие и нагнетательные скважины в рядах размещены перпендикулярно контуру нефтеносности на одинаковом расстоянии друг от друга. Таким образом, элемент пласта, для которого следует выполнить расчёты, представляет собой ряд нагнетательных и два ряда добывающих скважин, расположенных по одну сторону от нагнетательного. Половина расхода воды q, закачиваемой в скважины нагнетательного ряда, равна сумме дебитов скважин первого добывающего q1 и половине дебитов второго добывающего q2 рядов: q/2 = q1 + q2/2.
Известно (в зависимости от варианта) следующее: - расстояние между нагнетательным и первым добывающим рядами – l; - расстояние между добывающими рядами – l12; - расстояние между скважинами нагнетательного ряда – σн; - расстояние между скважинами добывающих рядов – σдоб; - радиус нагнетательных и добывающих скважин – rс; - количество нагнетательных скважин в ряде – nн; - количество добывающих скважин в первом ряду – n1; - количество добывающих скважин во втором ряду – n2; - абсолютная проницаемость пласта – k; - пористость – m; - вязкость воды – µв; - вязкость нефти – µн; - плотность нефти – ρн; - относительная проницаемость по нефти равна 1; - относительная проницаемость по воде – kв; - насыщенность связанной водой – sсв; - остаточная нефтенасыщенность – sност.
Составить систему уравнений относительно перепадов давления с использованием выражений для внутренних и внешних фильтрационных сопротивлений и определить (в зависимости от варианта): 1). Динамику суммарных отборов нефти q(t) и динамику среднего дебита скважины в рядах qскв1(t) и qскв2(t) до момента прорыва воды, если заданы забойные давления в добывающих и нагнетательных скважинах Рзаб доб и Рзаб нагн. 2). Динамику разницы между забойными давлениями в нагнетательных и добывающих скважинах [Рзаб нагн – Рзаб доб ] = ∆P(t) до момента прорыва воды, если заданы средние дебиты нефти по скважинам в рядах qскв1 и qскв2.
В расчётах предусмотреть не менее пяти положений фронта вытеснения.
Схема залежи имеет следующий вид:
Скважины в рядах размещаются с учётом следующих требований:
− в каждом ряду скважины находятся на одинаковом расстоянии друг от друга, но эти расстояния в разных рядах могут быть различными;
− забойные давления во всех скважинах одного и того же ряда одинаковы, но в разных рядах они могут отличаться друг от друга;
− радиусы всех скважин ряда, а для несовершенных скважин их приведённые радиусы одинаковы, но могут различаться по рядам;
− дебиты скважин в ряду одинаковы вне зависимости от их взаимоположения со скважинами соседних рядов;
− расстояние от контура питания до первого ряда больше половины расстояния между скважинами в ряду;
− полосовая залежь считается неограниченной по ширине.
ЗаключениеПосильное участие в создании Западно-Сибирского нефтегазового комплекса выпало и на мою долю. Последовательно работая с 1966 г. по настоящее время в Гипротюменнефтегазе, СибНИИНП, Тюменском отделении «СургутНИПИнефти», ОАО «Сургутнефтегаз» (советник главного геолога – заместителя генерального директора ОАО «Сургутнефтегаз» по геологии и разработке месторождений), я волею судеб оказался ответственным за создание рациональных (наилучших) систем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений региона.
Практически с начала его освоения нарабатывается и непрерывно совершенствуется применительно к геолого-физическим, орогидрографическим, экономическим и технологическим (степень выработанности запасов нефти из эксплуатационных объектов месторождений) методология проектирования и создания рациональных систем разработки, в соответствии с которой выполняются проектные документы и реализуются технологии разработки фактически всех нефтяных и газонефтяных месторождений Западной и Восточной Сибири.
Своевременное обеспечение нефтедобывающего производства качественной проектной документацией на разработку месторождений и эффективными технологиями нефтеизвлечения из всех классов запасов с начала освоения региона, в сочетании с героическим трудом геологов, промысловиков (нефтяников) и строителей явилось основой небывалых темпов развития нефтяной промышленности Западной Сибири, возрождения нашей страны как в период восстановления экономики после военной разрухи, так и её поддержания на должном уровне в смутный период перехода экономики с плановой на рыночную в последующие годы.
Список использованной литературы
1 Алтунина Л.К., Кувшинов В.А. Увеличение нефтеотдачи пластов композициями ПАВ. – Новосибирск: «Наука», Сибирская издательская фирма РАН, 1995 г. – 198 с.: ил.
2 Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1990. – 427 с.: ил.
3 Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П., Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. – М.: Недра, 1998. – 479 с.: ил.
4 Вяхирев Р.И., Коротаев Ю.П. Теория и опыт разработки месторождений природных газов. - М.: Недра, 1998. – 412 с.: ил.
5 Гиматудинов Ш.К., Дунюшкин И.И., Нагорный Л.А. Сборник лабораторных работ по курсу «Физика нефтяного пласта». – М.: МИНГ, 1987. – 68 с.: ил.
6 Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений – М.: Недра, 1977. – 360 с.: ил.
7 Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: ОАО «Изд-во «Недра», 1998. – 365 с.: ил.
8 Каталог нефтегазового оборудования, производимого предприятиями Томской области / Под ред. В.Г. Лукьянова, В.Г. Креца. – Томск: Изд-во ТПУ, 2000. – 152 с.: ил.
9 Квеско Б.Б. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Учебное пособие. – Томск: ТПУ, 2001. – 143 с.: ил.
10 Коротаев Ю.П. Эксплуатация газовых месторождений. – М.: Недра, 1975. – 415 с.
11 Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика. – М.: Недра, 1996. – 367 с.: ил.
12 Медведев Ю.А. Физика нефтяного и газового пласта: Курс лекций. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000. – 158 с.: ил.
13 Муравьёв В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. – М.: Недра, 1978. – 448 с.: ил.
14 Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов / Ш.К. Гиматудинов, И.И. Дунюшкин, В.Н. Зайцев, Ю.П. Коротаев и др. – Под ред. Ш.К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1988. – 302 с.: ил.
15 Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учебное пособие для вузов / Ю.П. Желтов, И.Н. Стрижов, А.Б. Золотухин, В.М. Зайцев – М.: Недра, 1985. – 296 с.
16 Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.М. Спутник нефтяника и газовика: Справочник. – М.: Недра, 1986. – 325 с.: ил.
17 Телков А.П., Грачёв С.И., Краснова Т.Л., Сохошко С.К. Особенности разработки нефтегазовых месторождений. – Тюмень: Изд-во ООО «НИПИКБС – Т», 2000. – Часть 1. – 328 с.: ил.
18 Тер-Саркисов Р.М. Разработка месторождений природных газов. – М.: ОАО «Изд-во Недра», 1999. – 659 с.: ил.
19 Филин В.В., Медведев Ю.А. Разработка нефтяных месторождений: Учебно-методическое пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. – 74 с.: ил.
20 Филин В.В. Потокоотклоняющие технологии. Теория и практика, - М.: Издательство «Спутник +», 2009. – 125 с.: ил.
21 Шадымухамедов С.А. Справочное пособие для операторов по химической обработке скважин. – Пермь: «Электронные издательские системы», 2005. – 333 с.: ил.