Сделай Сам Свою Работу на 5

Учет показателей работы скважин. Документация.





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.

Наряду с документацией каждой скважины геолого-промысловая служба обобщает результаты эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки.

Для этого составляются следующие документы: геологический отчет по эксплуатации скважин; карта текущего состояния разработки; суммарных отборов и закачки по скважинам; технологический режим работы скважин.

Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки.

Проектные показатели разработки приводятся в паспорте объекта по последнему утвержденному проектному документу. При этом приводятся:

максимальная годовая добыча нефти (газа), жидкости и годы их достижения;

максимальный объем закачки воды или других агентов и год его достижения;

основной фонд скважин добывающих, нагнетательных и специальных; количество резервных скважин;



количество пробуренных добывающих скважин в год достижения максимальной добычи нефти (газа);

средняя плотность сетки скважин добывающих и нагнетательных во внешнем контуре нефтегазоносности и в зоне разбуривания; плотность сетки в зоне размещения добывающих скважин;

средний дебит одной добывающей скважины в год выхода на максимальную добычу;

средняя приемистость нагнетательной скважины при максимальной закачке воды;

удельные извлекаемые запасы нефти (газа) на одну скважину;

разновидность заводнения или другого метода воздействия;

основной способ эксплуатации скважин.

Фактические показатели разработки объекта по годам (на конец года) для нефтяных эксплуатационных объектов приводятся в виде таблицы, в которой отражаются:

добыча нефти за год в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов;

добыча нефти с начала разработки в тоннах и в процентах начальных извлекаемых запасов;

текущий коэффициент извлечения нефти;

добыча воды за год и с начала разработки в т;



среднегодовая обводненность продукции в процентах;

добыча жидкости за год и с начала разработки в м3 в переводе на пластовые условия;

закачка воды за год в м3 и в процентах годового отбора жидкости в пластовых условиях;

закачка воды с начала разработки в м3 и в процентах накопленной с начала разработки жидкости в пластовых условиях;

добыча попутного газа за год в м3;

фонд добывающих скважин;

фонд нагнетательных скважин (всего пробурено, в том числе: под закачкой, в эксплуатации на нефть, в бездействии и консервации);

число скважин, введенных за год в эксплуатацию после бурения, – добывающих, нагнетательных;

число добывающих скважин, выбывших из действующего фонда;

число специальных скважин; средний дебит одной новой добывающей скважины;

среднее пластовое давление на конец года в начальном контуре нефтеносности и в зоне отбора.

Кроме того, в этой таблице дается информация о фонде добывающих скважин и среднем дебите одной скважины при разных способах эксплуатации (фонтанный, газлифтный, ЭЦН, ШГН и др.), а также о числе скважин, работающих с содержанием воды в продукции до 2; 2–20; 20–50; 50–90; более 90 %.

Вопрос 3.

Нефтеотдача зависит от вида используемой энергии. Наибольшее ее зна­чение отмечается в условиях вытеснения нефти водой, что связано обычно с боль­шими запасами энергии краевых вод, которые могут быть даже неограниченными по сравнению с запасами энергии свободного газа, сжатого в газовой шапке и растворённого в нефти. Это объясняется также большой эффективностью промывки пор водой, так как соотношение вязкостей нефти и воды более благоприятно при вытеснении нефти водой, чем газом. Наконец, увеличению нефтеотдачи при вытесне­нии нефти водой может благоприятствовать физико-химическое взаимодействие воды с породой и нефтью. Вода обладает лучшей отмывающей и вытесняющей способ­ностью, чем газ.



Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора, ниже эффек­тивности при других источниках пластовой энергии. Это объясняется ограниченным объёмом газа, который имеется в пласте, и небольшим соотношением вязкостей газа и нефти, что способствует быстрому прорыву газа в скважины вследствие его большой подвижности. Газ, кроме того, является фазой, не смачивающей породы пласта, что способствует увеличению количества остаточной нефти.

Значительно эффективнее проявляется энергия газа из газовой шапки. В процессе расширения газа нефть перемещается к забою, и первоначально происходит эффек­тивное вытеснение нефти из пласта при сравнительно небольшой его газонасыщенности. Дальнейшее сниже­ние эффективности расширения газовой шапки обусловлено в основном несмачиваемостью твердой фазы газом и небольшой его вязкостью, что приво­дит к прорыву газа к скважинам через крупные каналы и более проницаемые зоны пласта.

Значительное влияние на нефтеотдачу залежей с газовой шапкой оказывает угол наклона пластов. При крутых углах падения пластов условия гравитационного отделения газа от нефти улучшаются, и эффективность вытеснения нефти газом повышается.

Низкая нефтеотдача естественных коллекторов объясняется микро- и макронеоднородным характером их строения. Микронеоднородный и сложный характер строения порового пространст­ва – причина прорыва вод и газа по отдельным каналам и образования водонефтегазовых смесей в пористой среде. Совместное движение различных несмешиваю­щихся фаз в пласте представляет собой сложный процесс, в котором капиллярные си­лы проявляются во много раз больше, чем при "поршневом" вытеснении нефти водой.

Известно, что вытеснение взаимно растворимых жидкостей характеризуется высокой нефтеотдачей, близкой к 95–100%.

Высокая вязкость нефти по сравнению с вязкостью воды способствует умень­шению нефтеотдачи. По результатам исследований с увеличением вязкости нефти значительнее проявляются различные местные неоднородности физических свойств пород, приводящие к возникновению небольших, но многочисленных участков, обой­денных фронтом воды и плохо ею промываемых.

На нефтеотдачу пластов в значительной степени влияет удельная поверхность пород. Нефть гидрофобизует поверхность твердой фазы, и часть нефти, находящейся в пленочном состоянии, может быть удалена из пласта лишь специальными методами воздействия.

Макронеоднородное строение пластов – наиболее существенная причина неполной отдачи нефти пластом. Неоднородностью строения, свойств и состава пород объясняется появление зон, не промываемых водой и слабо дренируемых газом. Оказалось также, что нефтеотдача зависит от свойств пористой среды и условий вытеснения нефти водой и газом (количество и состав связанной воды, состав и физико-химические свойства нефти и горных пород, скорость вытеснения и др.).

Формы существования остаточной нефти:

капиллярно удержанная нефть;

нефть в пленочном состоянии, покрывающая поверхность твердой фазы;

нефть, оставшаяся в малопроницаемых участках, обойденных и плохо промытых водой;

нефть в линзах, отделенных от пласта непроницаемыми перемычками и не вскрытых скважинами;

нефть, задержавшаяся у местных непроницаемых экранов (сбросы и другие непроницаемые перемычки).

Пленочная нефть покрывает тонкой смачивающей пленкой поверхность твердой фазы пласта. Количество этой нефти определяется радиусом действия молекулярных сил твердой и жидкой фаз, строением поверхности минерала и размером удельной поверхности пород.

Измерения тонких слоев жидкости, а также исследования распределения остаточ­ной воды в пористой среде показывают, что объем остаточной нефти, находящейся в пленочном состоянии, в реальных условиях во много раз меньше, чем капиллярно удержанной.

Кроме пленочной и капиллярно удержанной нефти, значительные ее количества могут оставаться в обойденных и плохо промытых водой участках, а также в изолированных линзах, тупиках и местных непроницаемых экранах и перемычках.

Небольшие значения коэффициентов нефтеотдачи естественных коллекторов свидетельствуют о значительном количестве нефти, остающейся в пласте в виде мелких и больших ее целиков вследствие неоднородности строения пород и пластов.

Как уже упоминалось, наиболее эффективен водонапорный режим, и поэтому для повышения нефтеотдачи пластов при разработке залежей нефти следует стремиться к сохранению естественного или воспроизведению искусственного режима вытеснения нефти водой. Технология заводнения может быть улучшена выбором таких параметров процесса, которые обеспечивают наилучшие условия вытеснения нефти водой. При заводнении залежей можно изменять режим (скорость) закачки воды в пласт, поверхностное ее натяжение на границе с нефтью и смачивающие свойства (обработкой воды специальными ве­ществами), вязкость и температуру.

Изменяя качества нагнетаемых в залежь вод, можно воздей­ствовать на поверхностное натяжение на границе с нефтью, смачивающие характеристики, а также вязкостные свойства.

Существует связь между капиллярными свойствами пластовой системы и характером зависимости нефтеотдачи от скорости вытеснения нефти водой. Во всех случаях, когда пласт гидрофобен и капиллярные силы противодействуют вытеснению нефти из пористой среды водой, нефтеотдача возрастает с увеличением скорости продвижения водонефтяного контакта (т. е. увеличивается с ростом градиентов давле­нии). Когда капиллярные силы ослаблены скорость вытеснения нефти водой не влияет на нефтеотдачу.

По результатам наблюдений многих исследователей, повышение градиентов давлений в пласте оказывает благоприятное влияние на нефтеотдачу залежей нефти, приуроченных к неоднородным коллекторам.

 








Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 stydopedia.ru Все материалы защищены законодательством РФ.