Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

г) стану вироблення запасів, тобто визначення:

поточного коефіцієнта нафтовилучення за промисловими даними і

по картах ізохор обводнення;

втрат нафти в залежності від густоти сітки свердловин;

коефіцієнта охоплення і початкових балансових, видобувних і

поточних запасів нафти

по

ділянках.

Аналіз стану

технологій

техніки

видобування:

а) фонду свердловин за способами експлуатації:

поділ свердловини на групи за найраціональнішими способами їх

експлуатації;

визначення умов

часу зупинки фонтанування свердловини;

оцінка очікуваної зміни фонду свердловини за способами

експлуатації;

б) застосовуваних методів оброблення привибійноїзони:

виявлення ускладнень під час роботи обладнання у видобувних

свердловинах, які спричинені піском, парафіном, агресивними

рідинами;

визначення технічного стану привибійної

зони;

встановлення найраціональніших методів оброблення та кріплення

привибійної

зони;

в) застосовуваних способів, технології і техніки експлуатації

свердловин

стану наземного і підземного обладнання:

встановлення можливості застосування різноманітних способів

експлуатації і обладнання для попередження утворення піщаних пр-

бок, відкладення парафіну, шкідливого впливу газу;

виявлення технічного стану і видобувних можливостей обладнання

для механізованого способу видобування;

виявлення найефективніших і економічних способів видобування і

обладнання для піднімання та підвищення коефіцієнта корисної дії;

оцінка пропускної можливості насосно-компресорних труб;

241

г) систем збирання, підготовки і транспортування нафти і плас-

тової води:

виявлення ефективних систем і їх технічного стану, найефек-

тивніших

економічних процесів у системах;

оцінка обмежень щодо потужності, пропускної здатності і тисків

промислових

магістральних трубопроводів;

ґ) систем диспетчеризації та автоматизації контролю й управління

роботою обладнання та процесом видобування:

встановлення найефективніших і найекономічніших систем, меж

можливого

цілеспрямованого їх застосування;

оцінка ефективності

технічного стану застосованих систем.

Аналіз економічних

показників:

а) собівартості - встановлення

зміни;

оцінка за чинниками зміни і за

статтями витрат;

б) капітальних вкладень - встановлення змін; оцінка за напрямками

промислового облаштування

за питомою величиною;

в) продуктивності праці - встановлення змін продуктивності праці,

чисельності персоналу за категоріями по цехах, питомої чисельності

працівників, у тому числі робітників;

г) рентабельності і прибутку підприємства - виявлення шляхів

підвищення рентабельності видобування нафти

збільшення прибутку.

Завершальною складовою частиною аналізу є прогнозування

показників процесу розробки, яке пов'язано з передбаченням перебігу

показників технологічних процесів у майбутньому як за незмінних

умов,

так і в разі здійснення робіт щодо регулювання. Мета його

полягає

дослідженні тенденції

зміни

процесів розробки у попередніх

в нових умовах.

242

§ 4.2 Загальна характеристика експрес-методів прогнозування

розробки родовища за фактичними даними

Методи прогнозування розробки родовища

Під прогнозуванням розуміють обгрунтування передбачень про

наступний розвиток, тобто про перебіг технологічного процесу

розробки родовища в майбутньому.

Отже, до методів прогнозування відносять усі методи моделювання

процесу розробки, в тому числі розглянуті гідродинамічні методи

визначення технологічних показників розробки. Експрес-методам

прогнозування характерний чисто емпіричний підхід, їх розглядаємо

як статистичні методи моделювання.

Розрізняють короткочасне або поточне (до 3 років) і перспективне

або довготривале (на 5, 10, 15, 20 і більше років) прогнозування.

Статистичне прогнозування є важливим розділом теорії проектування і

аналізу розробки нафтових родовищ, особливо на пізній

стадії.

У нафтопромисловій практиці в основному здійснюється

прогнозування поточного і накопиченого видобутку нафти та рідини,

обводнення продукції та коефіцієнта нафтовилучення, а також

визначення початкових видобувних запасів нафти.

Статистичні методи прогнозування показників розробки нафтових

родовищ можна поділити на три групи:

а) які грунтуються на виявленні закономірностей, отриманих у

результаті аналізу практичних даних по одних родовищах, і на

прогнозуванні показників розробки по нових, інших, у деякій мірі

аналогічних родовищах (методи екстраполяції показників розробки по

одних родовищах на інші родовища);

243

б) які грунтуються на дослідженні обводнених зон пласта (об'ємні

методи прогнозування показників розробки родовищ);

в) використовування залежностей одних технологічних показників

від інших (методи взаємозв'язку технологічних показників розробки

родовища).

Статистичні методи екстраполяції показників розробки по одних

родовищах на

інші родовища

Серед методів першої групи виділяють три підгрупи.

До першої підгрупи відносять методи, в яких використовують

апарат регресійного аналізу, а також метод адаптації і навчання з

наступним розпізнаванням образів. Внаслідок цього встановлюється

багатовимірна кореляційна залежність коефіцієнта нафтовилучення від

властивостей колекторів, рідин і деяких технологічних показників

розробки, яку використовують для прогнозування коефіцієнта нафто-

вилучення нових родовищ.

Наприклад, на основі результатів тривалої розробки 50 покладів

Урало-Поволжя залежність кінцевого коефіцієнта нафтовилучення

подано у вигляді:

ц = 0,195-0,0078ц

0,082

lgk

0,00146Т

ПЛ

+ 0,0039

+ 0,18 k

- 0,054Q

0,27 s

- 0,00086 s

де

Цо

- відношення динамічних коефіцієнтів в'язкостей нафти і води;

k - коефіцієнт проникності пласта; Т

- пластова температура;

h - товщина пласта; k

- коефіцієнт піщанистості;

Blo

- частка

балансових запасів водонафтової зони від запасу всього покладу;

- нафтонасиченість; s

- густота сітки свердловин (відношення

загальної площі покладу до кількості введених в експлуатацію

свердловин).

244

Ці методи широко застосовуються в промисловій практиці.

До другої підгрупи можна віднести вивчення досвіду розробки

великої кількості нафтових родовищ, що дало змогу встановити ряд

важливих наближених практичних правил для прогнозування процесу

обводнення і нафтовилучення.

Третя підгрупа містить методи, які грунтуються на однакових

припущеннях.

Наприклад, свердловина з великим дебітом зменшує дебіт швидше,

ніж свердловина з невеликим дебітом. Звідси випливає, що за відсут-

ності достатньої інформації про минулий видобуток із одних

свердловин ділянки можемо встановити їх об'єм видобутку в майбут-

ньому на основі даних про минулий видобуток із інших свердловин.

Прогнозний видобуток із покладу матимемо, додаючи його складові

по свердловинах.

У цій підгрупі був відомий метод кривої середньої продуктивності.

Суть його полягає в побудові кривих падіння видобутку (залежність

видобутку нафти від часу експлуатації) по окремих свердловинах і в

подальшому осередненні цих кривих.

Серед них можна виділити

методи,

які передбачають побудову:

а) залежності поточного коефіцієнта нафтовилучення і частки

нафти в потоці рідини від об'ємів відібраної рідини для окремих груп

родовищ, що характеризуються подібними умовами;

б) залежності "дебіт - накопичений видобуток", "обводненість -

накопичений видобуток", "дебіт - час" як по окремих свердловинах,

так

по покладу;

в) залежності відношення накопиченого видобутку до максималь-

ного річного відбору і водонафтового фактора від поточної обвод-

неності продукції.

245

Статистичні

об'ємні методи

прогнозування показників

розробки

родовищ

До методів другої

групи

відносять:

а) метод оцінки кінцевого коефіцієнта нафтовилучення з викорис-

танням ірафічних залежностей поточного коефіцієнта нафтовилучення

від ступеня вироблення запасів

величини заводненого об'єму пласта;

б) метод ізохрон обводнення, який містить побудову графічних

залежностей коефіцієнта охоплення заводненням покладів і коефі-

цієнтта нафтовилучення від безрозмірного часу (накопичений видо-

буток рідини, виражений у відсотках від початкових балансових

запасів нафти) та інш.

Ці методи характеризуються складністю і трудомісткістю робіт,

невисокою точністю визначення заводненої площі або об'ємів.

Статистичні методи взаємозв'язку технологічних показників

розробки родовища

Третя група методів, які використовують залежності одних

технологічних показників від інших, є основною в даний час. Із цієї

групи можна виділити дві підгрупи стосовно до режимів виснаження і

до водонапірного режиму.

Побудова графіків перебігу

показників

розробки

в часі

Стосовно до режимів виснаження з метою прогнозування

очікуваного видобутку нафти будують графіки фактичних показників

розробки родовища за останні 3-5 років.

При цьому, якщо кількість видобувних свердловин за зазначений

період не змінюється, то враховують видобуток нафти в цілому по

покладу.

246

Переважно загальний видобуток нафти по покладу значно залежить

від кількості працюючих свердловин, яка змінюється у зв'язку із

введенням нових свердловин із буріння, відключенням обводнених,

проведенням ремонтів. Тому з метою прогнозування будують графіки

зміни дебіту

на відпрацьовану свердловино-добу в часі t.

Потім до фактичного графіка в машинній програмі MathCAD з

використанням оператора лінійної регресії підбирають емпіричну

(кореляційну) формулу, наприклад,

q = a{e

ft)-

;

(4.2)

a{\

cft)-

Xlc

;

(4.3)

ae-

; (4.4)

q = alf, (4.5)

q -а в

; (4.6)

q-a

+ft

+..., (4.7)

де а, в, c, f - сталі коефіцієнти, які визначаються на основі

статистичного оброблення фактичних даних.

Формули (4.2), (4.3) і (4.4) описують випадки відповідно так званого

гармонічного (в = 1, с=1), гіперболічного (1>с>0) і однакового

процентного (показникового) зменшення дебіту. Зазначимо, що

формула (4.2) за/=

була теоретично виведена

Л.С.

Лейбензоном.

Для оцінки ступеня точності підібраного рівняння обчислюють кое-

фіцієнт кореляції в разі прямолінійної залежності і кореляційне відно-

шення - в разі криволінійної. Перед обробленням, якщо вдається,

залежності переважно зводять до рівняння прямої

лінії,

наприклад,

247

логарифмуванням. Значина коефіцієнта кореляції

(кореляційного

відношення) може змінюватися

від 0 до +

1. Якщо

г=

1, кореляційна

залежність перетворюється

точну функціональну залежність,

якщо

= 0,

кореляційного зв'язку

між

досліджуваними параметрами

не

існує. Вважають,

що за

г =

0,5 збіжність результатів задовільна,

за

0,7

добра,

за

0,7

відмінна.

Із

розглянутих залежностей

для

подальшого прогнозування показників розробки вибирають

ту, для

якої коефіцієнт кореляції (кореляційне відношення)

найбільшим

(за

абсолютною величиною).

Для

спадних кривих коефіцієнт кореляції

має знак

мінус,

для висхідних

плюс.

Встановивши значину коефіцієнтів

визначивши ступінь точності

рівняння, розраховують очікуваний видобуток, задаючись часом

підібраному рівнянні. Інтервал прогнозування (ділянка екстраполяції)

не має перевищувати, як правило, половини фактичного інтервалу.

Для прогнозування накопиченого видобутку нафти запропоновано

використовувати залежності:

(tj)

{

1-4-

(4.8)

Г„=а-у,

(4.9)

де

періоди розробки.

Із рівняння

(4.9)

випливає,

що за

t—>°°

параметр

характеризує

максимальну величину накопиченого видобутку нафти, тобто

початкові видобувні запаси нафти.

248

Методи побудови

характеристик витіснення

Стосовно до

водонапірного режиму чинник часу подано переважно

накопиченим видобутком рідини, тому методи прогнозування

ґрунтуються на побудові характеристик витіснення нафти водою.

Під характеристиками витіснення розуміють залежність

накопиченого видобутку нафти із розглядуваного об'єкта від

накопиченого видобутку рідини або води (за різних можливих

модифікацій координат

залежностях).

Екстраполяція побудованої (на основі фактичних даних

експлуатації) характеристики витіснення дає змогу прогнозувати

процес обводнення

коефіцієнт нафтовилучення на майбутній період.

У наш час відомо багато методів побудови характеристик

витіснення. Частина із них обгрунтована лише статистичним

обробленням промислових матеріалів по великій групі родовищ, друга

частина має теоретичну основу. Звичайно, що перевагу слід надавати

теоретично обґрунтованим методам.

Метод

A.M.

Пірвердяна

ґрунтується на використанні апроксимації

Ю.П. Борисова для функції Баклея-Леверетга. Для визначення

накопиченого видобутку нафти Q залежно від накопиченого

видобутку рідини Q

маємо формулу:

( 2

=mV

n}l

nop

1 5

ЗН

зв

-^нф

V •* J

і Л

І Jou Jin

150 Є

(4.10)

де V

- об'єм пласта від початкового контура нафтоносності до

видобувної галереї (решту позначень

див.

2.4).

249

Фактична характеристика витіснення, яка побудована в

координатах Qu-Qp ' , через деякий час після початку розробки лягає

на пряму лінію, екстраполюючи яку, дістаємо поточний накопичений

видобуток нафти і початкові видобувні запаси нафти (як відрізок, що

/-.-0.5 ™

відтинається на осі ординат за Q

—>

0).

Перший метод А.А.

Козакова,

який є вдосконаленням метода

A.M. Пірвердяна, базується на розподілі нафтонасиченості вздовж

пласта за більш загальною формулою:

•Ун =

ґ Л^

(4.11)

де с,

А,

- сталі коефіцієнти, які залежать від кривих зміни коефіцієнтів

фазових проникностей.

За аналогією з формулою (4.10), враховуючи, що початкові

видобувні запаси нафти F^ = mV^fl

-s

можна записати

Qn=VnB3-vQp

- (4-12)

Після диференціювання (з урахуванням того, що частка нафти в

потоці рідини «

= dQ

/dQ

)

логарифмування, дістаємо:

ig«

-ig(^)+(i+x)i

a, (4.із)

деу = Л&(,пК

пл

)Ь

/(>. + і).

Отже, поточні показники розробки покладу можна прогнозувати в

-X

координатах

- Q

і в координатах \gn

-\gQ

, де коефіцієнт А,

попередньо визначаємо за останньою залежністю, а початкові

видобувні запаси - за першою залежністю.

250