Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Метод

С.Н.

Назарова

Н.В.

Сипачова

передбачає використання

прямолінійної залежності

Qp/Qn=a

, (4.14)

де Q

- нагромаджений видобуток води; а, Ь - коефіцієнти, причому

значила {-В) дорівнює початковим видобувним запасам нафти, що

випливає за умови Q

—> оо із рівняння (4.14), перетвореного до

вигляду:

Єн =

а-\

•в

(4.15)

KQB J

Метод

А.В.

Копитова

базується на рівнянні (4.9), записаному для

накопиченого видобутку нафти у вигляді рівняння прямої:

at-e. (4.16)

Другий метод

А.А.

Козакова

передбачає використання такої

лінійної залежності:

в (4.17)

V -О V -О

пвз ІІН

пвз Ин

або

=aQ

+e(V

nB3

-Q

), (4.18)

Де

^пвз

- початкові видобувні запаси.

Для кінця розробки за

—>

V^ отримаємо а

/Qp

Метод

М.І.

Максимова

грунтується на результатах досліджень з

витіснення нафти водою з використанням залежності:

=ae

(4.19)

або

1§Єв=І8« + Єн^

- (4-20)

251

Метод Б.Ф. Сазонова обгрунтовано

на

основі теорії Баклея-

Леверетта.

використанням його встановлено,

що

залежність

"обводненість продукції п

поточний коефіцієнт нафтовилучення ті"

за обводненості п

0,1

- 0,8 має прямолінійний характер.

Б.Ф. Сазонов пропонує також будувати залежності:

а)

"поточний

коефіцієнт нафтовилучення

х\

кількість запомпованої в поклад води

т", де кількість води

виражено

об'ємах nop пласта, що початково

зайняті нафтою (власне характеристика витіснення

за

пропозицією

Д.А. Ефроса); б) "поточний коефщієнт нафтовилучення

Т) —

логарифм

цієї самої кількості води

(lg

x)";

в) "накопичений водонафтовий фактор

- поточний коефіцієнт нафтовилучення

ті" у

білогарифмічних

координатах.

Метод Б.Т.Баішева передбачає побудову узагальненої

характеристики обводнення Г|

=/(т

)

ДОИ

кожного родовища із умови

однакових відношень накопичених відборів рідини

нафти

бра/(?на

е х

Qp/Qwi

Па

поточний коефіцієнт нафтовилучення,

тіа

бн/бна-

Для

всіх родовищ характеристики витіснення

зближуються

одній точці

відношенням т

/г|

= а. Такі узагальнені

характеристики дають змогу прогнозувати показники процесу

обводнення по покладах аналогічного типу, що перебувають на більш

ранній стадії експлуатації.

Метод Г.С.

Камбарова,Д.Г.

Алмамедова

Т.Ю.

Махмудова

в основі

своїй має розрахункову залежність:

Qn=aQ

-e,

(4.21)

де

а,

сталі коефіцієнти.

252

Приклади побудови деяких статистичних залежностей показано на

рис.

4.1. Зіставленням фактичних показників розробки родовища з

прогнозними можна оцінити технологічний ефект від застосування

методу регулювання процесу розробки, підвищення нафтовилучення із

пласта тощо.

Єн f

N^2

"іва>

Он

— 4

lg0

-(lgGp) '

Рисунок 4.1 - Залежність логарифму частки нафти в потоці lg«

від

логарифму накопиченого видобутку рідини lggp (я),

накопиченого видобутку нафти g

від Qp (б) і від

логарифму накопиченого видобутку води lg Q

або

логарифму накопиченого видобутку рідини lg Qp (в),

поточного видобутку нафти q від часу t (г): 1 - фактичні;

2 - прогнозні; 3 - початок застосування методу

регулювання процесу розробки або застосування методу

підвищення нафтовилучення; 4 - приріст додаткового

видобутку нафти

253

Методи визначення

початкових

видобувних

запасів

нафти

За даними аналізу досвіду тривалої експлуатації 24 покладів Урало-

Поволжя, Північного Кавказу, Казахстану

Азербайджану

для

визначення початкових видобувних запасів нафти

покладах,

що

перебувають

на

пізній стадії розробки, І.Д. Амелін рекомендує

використовувати методи С.Н. Назарова

Н.В. Сипачова, Г.С. Камба-

рова, Д.Г. Алмамедова

Т.Ю. Махмудова,

також за

>0,8 вдоско-

налений А.А. Казаковим метод

A.M.

Пірвердяна.

Проте ці методи дають змогу оцінити початкові видобувні запаси за

умови нескінченного промивання пласта, що призводить до завищення

видобувних запасів нафти. І.Д. Амелін пропонує вдосконалений метод,

який передбачає обмеження тривалості експлуатації покладів гранично

рентабельним

(кінцевим) дебітом нафти. Значина цього дебіту для

конкретного покладу обґрунтовується економічними розрахунками

стосовно до завершальної стадії розробки.

Відповідно

цим

трьом методам формули

для

встановлення

економічно обґрунтованої значили початкових видобувних запасів

мають вигляд:

..,

Яр ~

<7гр

«(Є

+ q

зал

^пвз

Ї—z—і

;

(

)

пвз

—

'Єр

——

кЬ

?гр'

(4.23)

V' =V ^р(бр+?р

зал)

ПВЗ

-\ '

4/П

Xq„

254

де q

- сталий дебіт рідини на прогнозний період розробки покладу

тривалістю часу

/зал>

коли

дебіт стане рівним гранично рентабельному

дебіту <7

; Qp - накопичений видобуток рідини на момент оцінки

початкових видобувних запасів V^

Для визначення величини тривалості часу t^ рекомендується

фактичну криву зміни дебіту нафти в часі за п

> 0,3...0,4

апроксимувати рівнянням:

(0 = fe"

'l (4.25)

де к, с - сталі коефіцієнти, обчислені за допомогою методу найменших

квадратів за фактичними даними річних відборів нафти протягом

фактичного часу розробки родовища (базовий період) тривалістю t$;

- час у роках від початку відрізку прогнозування (прогнозний період).

Тоді, взявши q

(t) = q^, із рівняння (4.25) визначаємо тривалість

прогнозного періоду ?зал

t для відбору залишкових запасів нафти

(поточних запасів на момент початку прогнозного періоду).

Для підвищення точності розрахунку рекомендується вико-

нувати визначення двома або трьома методами. Якщо отримані

значини відрізняються в межах до 10%, то шукану значину беремо

як середню арифметичну значину із визначених значин ("метод

голосування"). За великої різниці отриманих значин реко-

мендується здійснювати спеціальний аналіз розробки покладу для

виявлення причин викривлення прямолінійних залежностей

(зупинки обводнених або введення нових видобувних свердловин,

зміна системи діяння на пласт і т. ін.). Методи застосовуються за

обводненості від 30 до 90%.

255

Відомо методи прогнозування, в яких поєднуються гідродинамічні

методи, геолого-промислові дослідження і статистичні методи.

На закінчення зазначимо, що одна із основних умов застосування

статистичних методів - відсутність у прогнозному періоді корінних

змін системи розробки. Причому різні методи в різній мірі чутливі до

подібних змін (кращими є залежності в логарифмічних координатах).

Контрольні питання

Які задачі регулювання процесу розробки нафтового родовища вини-

кають на різних стадіях його здійснення

якими методами вони вирішуються?

Назвіть основні обмеження можливостей методів регулювання процесу

розробки родовища.

Охарактеризуйте види контролю процесу розробки.

Вирішення яких задач передбачає аналіз процесу розробки?

Охарактеризуйте методи прогнозування розробки родовища за фактич-

ними даними.

6. Як встановити технологічний ефект від застосування методу регулюван-

ня розробки нафтового родовища чи підвищення нафтовилучення за

фактичними даними процесу розробки?

Як прогнозують очікуваний видобуток нафти із покладу, що працює на

режимі виснаження?

8. Що таке характеристика витіснення? Стосовно до якого режиму роботи

покладу її застосовують? Дайте приклади характеристик витіснення.

9. У чому полягає суть методів визначення початкових видобувних запасів

нафти за фактичними даними розробки родовища?

256

Глава 5. РОЗКРИТТЯ НАФТОВИХ

ПЛАСТІВ,

ОСВОЄННЯ,

ДОСЛІДЖЕННЯ ТА ПІДВИЩЕННЯ ПРОДУКТИВНОСТІ

СВЕРДЛОВИН

Розкриття нафтових пластів, освоєння і підвищення продуктивності

свердловин - важливі процеси підготовки свердловин до експлуатації.

Якість виконання цих робіт оцінюють за даними дослідження

свердловин. Від їх якості залежить поточна продуктивність (дебіт) і

тривалість роботи свердловин, нафтовилучення із покладу.

§ 5.1 Розкриття нафтових пластів

Розрізняють розкриття нафтових пластів бурінням та перфорацією.

Розкриття продуктивного пласта бурінням

Методи розкриття нафтових пластів бурінням можуть бути різними,

але всі вони мають задовольняти таким

основним

вимогам:

а) у ході розкриття пластів з малим пластовим тиском (низько-

напірних пластів) потрібно не допустити погіршення фільтраційної

здатності привибійної

зони

пласта;

б) у ході розкриття високонапірних пластів (з пластовим тиском

вище гідростатичного) слід не допустити можливості відкритого

(аварійного) фонтанування свердловини;

в) в усіх випадках необхідно створити відповідні та надійні

конструкції

стовбурів

і вибоїв свердловин.

Погіршення фтьтраційної

здатності колектора

під час розкриття

продуктивного пласта відбувається в результаті поглинання бурового

розчину пластом по тріщинах, кавернах та високодренажних каналах;

257

проникання фільтрату (дисперсійного середовища) бурового (промив-

ного) розчину в поровий простір породи, а також твердих частинок

(дисперсної

фази)

бурового розчину в пори

тріщини.

Глибина входження в пласт твердих частинок може сягати 40 мм,

фільтрату -

м та бурового розчину - кількох метрів.

У поровий простір також із тріщин проникають фільтрат та тверді

частинки розчину.

Фільтрат бурового розчину спричиняє: а) набухання глинистих

компонентів гірських порід колектора; б) утворення стійких водонаф-

тових емульсій, які броньовані глинистими частинками та парафіном

(внаслідок охолодження циркулюючим буровим розчином приви-

бійної зони пласта нижче температури насичення нафти парафіном); в)

випадання нерозчинних осадів (сульфатів кальцію, заліза, барію,

гідроксидів

кальцію,

магнію);

г) блокувальну дію води.

Проникання твердих частинок у пласт супроводжується утво-

ренням глинистої кірки на поверхні стінки породи, внутрішньо-

поровою глинизацією породи. Внаслідок цього зменшується

дебіт (приймальність) свердловин, окремі пропластки відклю-

чаються від роботи.

Зменшити чи в деякій мірі запобігти ці негативні наслідки можна,

вибравши відповідний умовам і якісний буровий розчин. Такий розчин

повинен мати малу водовіддачу, густину, яка забезпечує допустиму

репресію тиску на пласт

(5...

15%

) та попфеджує аварійне

(відкрите) фонтанування свердловини, високу стабільність і повинен

не викликати набухання глин гірської породи та утворення стійких

водонафтових емульсій. Це досягається в певній мірі введенням у

розчин різних хімічних додатків та правильним вибором типу

бурового розчину (детально ці питання вивчаються в дисципліні

"Буріння свердловин").

258

Продуктивний пласт можна розбурити або разом з вище-

залеглими пластами, або після буріння і кріплення стовбура сверд-

ловини до його покрівлі. В обох випадках вибій свердловини може

бути відкритим (не обсадженим колоною труб) стовбуром, фільтром

чи перфорованою колоною.

Відкритий стовбур, тобто не обсаджений колоною труб і не

зацементований, має менше 5% фонду свердловин. Хоч така

конструкція вибою служить еталоном гідродинамічної досконалості

свердловин, але її застосування можливе лише за наявності стійких

(без осипання) однорідних чи карбонатних (тріщинуватих) пластів з

малою товщиною, а також за відсутності потреби у вибірковому діянні

на окремі інтервали пласта.

Перфорація колон здійснюється після обсаджування стовбура

свердловини обсадними трубами, подальшого цементування їх і

реалізована в понад 90% свердловин усього фонду. Вона забез-

печує створення надійної і стійкої конструкції вибою, можли-

вість поетапного вироблення пластів, вибіркового діяння на

кожний пласт, спрощує технологію будівництва свердловини

порівняно зі встановленням фільтрів.

Фічьтри

використовують лише для боротьби з пробкоутворенням у

випадку нестійких, сипких колекторів, здатних руйнуватися з

винесенням піску під час експлуатації свердловини

(див.

гл. 10).

У цілому свердловина, як споруда, є обсадженою кількома

колонами труб, тобто кондуктором, одною-трьома технічними та

експлуатаційною колонами. Внутрішній діаметр експлуатаційної

колони становить здебільшого 114-140,3 мм. Верхня частина обсадних

труб закінчується колонною головкою, яка служить основою для

встановлення поверхневого гирлового обладнання відповідно до

вибраного способу експлуатації свердловини.

259

Розкриття продуктивного пласта

перфорацією

Перфорація - це процес утворення каналів в обсадній колоні

труб, цементному камені та породі з метою створення гідро-

динамічного зв'язку свердловини з пластом. Розрізняють стріляючі

та гідропіскоструминну (абразивну) перфорації, а також без-

перфораторні способи розкриття продуктивного пласта. Перфо-

рацію здійснюють відповідно геофізичні та нафтопромислові

підприємства.

За принципом дії застосовуваних апаратів (перфораторів)

стріляючу перфорацію поділяють на кулеву, кумулятивну та

торпедну. Стріляючі перфоратори опускають у свердловину або на

геофізичному кабелі і приводять у дію посиланням з поверхні

Землі імпульсу електричного струму, або на НКТ і приводять в дію

механічним способом - скиданням у НКТ гумової кулі та

проштовхуванням її по трубах потоком рідини.

Під час кулевої перфорації канали утворюють кулями, іноді з

розриванням їх у породі. Відомо кулеві перфоратори з

горизонтальними та вертикально-криволінійними (типу ПВН,

ПВТ, ПВК) стволами. Останніми утворюють за одне опускання

1,5...4отв/м

в інтервалі З...10м за довжини каналів 200...365 мм,

діаметра 20...25 мм та кута нахилу до осі свердловини близько 60 .

Основний обсяг перфораційних робіт припадає на кумуля-

тивну перфорацію. Канали утворюють спрямованим струменем

розтопленого металу (облицюванням зарядів вибухової речо-

вини) та газів згоряння порохових зарядів. Розрізняють кумуля-

тивні перфоратори корпусні з витягуваним корпусом багатора-

зового (типу ПК) та одноразового (типу ПКО, ПКОС, ПНКТ)

використання, а також безкорпусні, що частково руйнуються

(типу ПКС, ПРВ) і повністю руйнуються (типу КПРУ, ПР).

260