Оптимизация обратной закачки газа с целью увеличения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении. Оптимизация добычи нефти


Способ оптимизации процесса добычи нефти

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов. Техническим результатом является вывод скважины в автоматическом режиме на максимальный объем добычи нефти. Способ оптимизации процесса добычи нефти, в котором непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя насоса, причем в качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают коэффициент заполнения насоса, который рассчитывают по динамограмме, в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости, а оптимизацию осуществляют за счет ступенчатого изменения частоты качаний насоса, при этом процесс управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме. Устанавливают частоту вращения электродвигателя, при которой частота качаний насоса много меньше номинальной, определяют площадь динамограммы работы качалки при максимальном наполнении насоса, значение которой принимают за базовое. После этого увеличивают частоту качаний насоса, непрерывно с заданной дискретностью фиксируют площадь динамограммы, а коэффициент заполнения насоса k3 рассчитывают как отношение измеренной площади динамограммы к базовой, при этом частоту качаний насоса не изменяют до тех пор, пока коэффициент заполнения насоса не перестанет изменяться, после этого определяют и фиксируют объем добываемой жидкости Si=nik3i, где n - число качаний насоса, k3 - коэффициент заполнения, после этого снова увеличивают частоту качаний насоса n и не изменяют ее до тех пор, пока коэффициент заполнения не перестанет изменяться, определяют и фиксируют объем добываемой жидкости, при новой частоте качаний, далее полученное значение Si=1 сравнивают с предыдущим Si и, если последующее значение окажется больше предыдущего, то следующий шаг изменения частоты осуществляют в ту же сторону, а если наоборот - в обратную сторону. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и используется для оптимизации процесса добычи нефти с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН).

Известен способ интенсификации добычи нефти и газа (патент RU №2188934, Е21B 43/12, 47/06). При реализации данного способа в части управления процессом добычи нефти предусмотрено варьирование и непрерывный контроль в автоматическом режиме параметров процесса добычи, значимых для увеличения притока: забойного давления, температуры, обводненности продукции, плотности жидкости, которые фиксируют с динамикой изменения этих параметров в зависимости от частоты вращения электродвигателя насоса. При этом через блок управления варьированием частоты вращения электродвигателя осуществляют поддержание оптимальных значений этих параметров, в том числе и величину притока флюида. Недостатки указанного способа заключаются в следующем: для его реализации необходима специально оборудованная скважина, в которую нужно опустить датчики давления, температуры, обводненности и плотности продукции, а также установить пакер; во многих случаях пласт, из которого добывают флюид, нельзя отделять от эксплуатационной зоны скважины; отсутствует четкий алгоритм поиска оптимального значения основного выходного параметра добычи - объема добываемого флюида.

Указанные недостатки устранены другим известным способом и устройством автоматического управления процессом добычи нефти (патент RU №2280151, МПК Е21В 43/12, Е21В 47/06), принятым за прототип. При реализации данного способа непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя погружного насоса для поддержания оптимальных значений параметров процесса. В качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают уровень жидкости в скважине, а в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости. При этом процесс управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме. Способ-прототип имеет ряд недостатков. Во-первых, для его реализации необходим либо датчик динамического давления на приеме ШГН, либо эхолот. В первом случае для реализации способа потребуется специально оборудованная скважина с опущенным до глубины приема насоса датчиком, что сужает область применения способа. Во втором случае при выделении газа в скважине возможно ценообразование, что приведет к неверным показаниям эхолота. Во-вторых, вызывает затруднение контроль объема добываемой жидкости, так как скважины чаще всего не имеют индивидуальных датчиков дебита, а получение оперативной информации об объеме добываемой жидкости от общего пункта контроля, установленного на кусту, вызывает технические трудности. Кроме того, при реализации такого способа не исключена возможность срыва подачи насоса, так как в процессе работы не контролируется его заполняемость.

Задачей предлагаемого изобретения является создание способа оптимизации добычи нефти, в котором устранены указанные недостатки, и который позволяет в автоматическом режиме выводить скважину максимальный объем добычи нефти.

Поставленная задача достигается тем, что в способе оптимизации процесса добычи нефти непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя насоса, причем в качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают коэффициент заполнения насоса, который рассчитывают по динамограмме, в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости, а оптимизацию осуществляют за счет ступенчатого изменения частоты качаний насоса, при этом процесс

управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме, согласно изобретению устанавливают частоту вращения электродвигателя, при которой частота качаний насоса много меньше номинальной, определяют площадь динамограммы работы качалки при максимальном наполнении насоса, значение которой принимают за базовое, после этого увеличивают частоту качаний насоса, непрерывно с заданной дискретностью фиксируют площадь динамограммы, а коэффициент заполнения насоса k3 рассчитывают как отношение измеренной площади динамограммы к базовой, при этом частоту качаний насоса не изменяют до тех пор, пока коэффициент заполнения насоса не перестанет изменяться, после этого определяют и фиксируют объем добываемой жидкости Si=nik3i, где n - число качаний насоса, kз - коэффициент заполнения, после этого снова увеличивают частоту качаний насоса n и не изменяют ее до тех, пор пока коэффициент заполнения не перестанет изменяться, определяют и фиксируют объем добываемой жидкости, при новой частоте качаний, далее полученное значение Si=1 сравнивают с предыдущим Si и, если последующее значение окажется больше предыдущего, то следующий шаг изменения частоты осуществляют в ту же сторону, а если наоборот - в обратную сторону.

Также поставленная задача достигается тем, что защиту от срыва подачи насоса осуществляют путем контроля величины коэффициента заполнения насоса, и если его величина уменьшится до некоторого допустимого уровня, то осуществляют уменьшение числа качаний насоса или его остановку.

Техническим результатом, достигаемым в результате применения изобретения, является автоматический поиск и поддержание геофизических параметров в системе пласт-скважина-насос, при которых обеспечивается максимальный приток жидкости в скважину, максимальная добыча и автоматическая защита от срыва подачи насоса.

Указанный результат получен за счет использования принципа косвенного измерения объема добываемой жидкости, при имеющейся частоте качаний и ее динамическом уровне в скважине путем расчета заполняемости насоса с учетом газового фактора и управления частотой качаний таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу, исключив возможность срыва подачи насоса.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем. Штанговый глубинный насос опускают в скважину под статический уровень. При включении в работу штангового насоса в начале процесса откачки нефти из скважины цилиндр насоса заполняется практически полностью, так как в продукции скважины отсутствует газ, а над приемом насоса находится высокий столб жидкости. По мере откачки жидкости забойное давление и давление на приеме насоса уменьшается. Из продуктивного пласта вместе с нефтью поступает попутный нефтяной газ. Это приводит к тому, что в полость цилиндра насоса вместе с жидкостью поступает газ, и коэффициент заполнения насоса жидкостью снижается. Чем ближе динамический уровень жидкости в скважине к приему насоса, тем больше газа выделяется из нефти и поступает на прием насоса, и тем ниже будет коэффициент заполнения цилиндра насоса. Когда уровень жидкости в скважине приблизительно достигнет глубины спуска насоса или содержание газа в ней будет слишком большим, произойдет срыв подачи насоса, т.е. он будет заполняться только газом.

С другой стороны, чем ниже уровень жидкости в скважине, тем больше разница между пластовым и забойным давлением, и тем больше депрессия. Более высокая депрессия (при забойном давлении выше давления насыщения нефти газом) способствует более интенсивному поступлению жидкости из пласта в скважину. Поэтому, необходимо поддерживать динамический уровень жидкости в скважине, по возможности, приближающийся к глубине опускания насоса. Однако, при достижении некоторого критического значения депрессии возможно увеличение газообразования в скважине, которое ведет к уменьшению ее дебита и одновременно к уменьшению коэффициента заполнения насоса. Следовательно, имеется некоторое оптимальное, с точки зрения отдачи жидкости, значение депрессии, при котором приток жидкости в скважину оказывается максимальным.

Таким образом, возникает задача поиска динамического уровня жидкости, при котором будет обеспечен и максимальный дебит скважины и максимальная производительность насоса. Заявляемый способ решает эту задачу на основе анализа динамограммы работы насоса и слежения не за динамическим уровнем жидкости в скважине, а за коэффициентом заполняемости насоса k3, который рассчитывают по виду динамограммы, например, по методике, описанной в книге Алиев Т.М., Тер-Хачатуров А.А. Автоматический контроль и диагностика скважинных штанговых насосных установок.- М.: Недра, 1988.- с.222-228. При этом производительность наоса будет определяться по соотношению Р=k3Vn л/мин, где V - объем жидкости при полном заполнении насоса в литрах (л), n - частота качаний насоса в минуту (мин).

Путем изменения скорости вращения двигателя станка-качалки достигается изменение частоты качаний насоса. Откачивая жидкость из скважины ШГН, будет опускаться динамический уровень. Чем ниже будет опускаться динамический уровень, тем больше будет приток жидкости в скважину. В процессе работы насоса по форме динамограммы производится вычисление k3 и рассчитывается производительность насоса. Признаком повышения производительности насоса является увеличение произведения S=k3n. Следовательно, в процессе работы станка-качалки необходимо непрерывно следить за этим произведением и регулировать число качаний так, чтобы обеспечить его максимальное значение. Такое регулирование может осуществляться ступенчато, с некоторой дискретностью изменения частоты качания. Изменив частоту качаний, после окончания динамических процессов в системе пласт-скважина-насос, определяют значение S. Если оно оказалось больше предыдущего, делают приращение частоты качаний в том же направлении, если S уменьшилось, необходимо осуществлять приращение частоты качаний в обратном направлении. Таким образом определяется максимум S, соответствующий максимальной производительности системы пласт-скважина-насос.

По коэффициенту заполнения насоса осуществляют защиту от срыва подачи. Если задаться некоторым минимально допустимым значением этого коэффициента, то его значение будет являться пороговым, при достижении этого значения дальнейшее повышение частоты качаний невозможно. Более того, если в процессе добычи коэффициент заполнения будет продолжать снижаться ниже допустимого, частота качаний насоса также должна снижаться, даже если это ведет к снижению добычи жидкости из скважины.

Сущность изобретения поясняется чертежом, где схематически изображено устройство автоматического управления процессом добычи нефти.

Устройство для реализации способа содержит:

1 - нефтяная скважина;

2 - колонна насосно-компрессорных труб;

3 - глубинный штанговый насос;

4 - качалка, придающая возвратно-поступательное движение насосу;

5 - электродвигатель, приводящий в движение качалку;

6 - датчик усилия на полированном штоке;

7 - датчик положения кривошипа механизма, преобразующего вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение наоса;

8 - кривошип станка качалки;

9 - блок управления станком-качалкой;

10 - преобразователь частоты;

11 - управляющий микроконтроллер.

Способ реализуется следующим образом. Устанавливают оборудование на скважине в соответствии со схемой, представленной на фигуре. В соответствии с данными геофизических исследований на ней подобрано оборудование и известна номинальная частота качаний насоса 3, при которой отбор жидкости из скважины примерно соответствует ее притоку из пласта. Непосредственно алгоритм поиска параметров добычи, соответствующих максимальному отбору жидкости из скважины, следующий.

1. С помощью управляющего контроллера 11 путем подачи сигнала на преобразователь частоты 10 устанавливают частоту питания электродвигателя 5, например, на 50% ниже той, при которой частота качаний насоса n равна номинальной.

2. По сигналам датчика усилия 6 и датчика положения кривошипа 7 управляющий контроллер 11 строит и рассчитывает площадь динамограммы работы качалки при максимальном наполнении. Эта площадь принимается за базовое значение.

3. Качалка работает на заданной частоте качаний насоса, при этом непрерывно с определенной дискретностью фиксируется площадь динамограммы, и коэффициент заполнения насоса k3 рассчитывается как отношение измеренной площади динамограммы k3 базовой. Частота питания насоса не изменяется до тех пор, пока коэффициент заполнения насоса не перестанет изменяться.

4. Как только коэффициент заполнения насоса перестанет изменяться, рассчитывается произведение Si=k3ini. Здесь индекс i означает номер итерационного цикла оптимизации. В начале процесса i=1.

5. После этого микроконтроллер 11 дает команду на изменение частоты питания двигателя 5. Следовательно, изменяется и частота качаний насоса n. На первом шаге она увеличивается. После этого повторяется процесс п.3 и 4.

6. По окончании расчета по п.4 при новой частоте качаний, полученное значение Si=1 сравнивается с предыдущим Si и, если последующее значение окажется больше предыдущего, то следующий шаг изменения частоты осуществляется в ту же сторону, а если наоборот, то в обратную.

Другими словами, если при увеличении частоты коэффициент S увеличивается, частоту качаний насоса n продолжают увеличивать, а если уменьшается, то уменьшают. Если при увеличении частоты коэффициент S уменьшается, частоту уменьшают. Таким образом находят некоторое оптимальное значение частоты качаний насоса, при которой коэффициент S, а следовательно, и объем добываемой жидкости будут максимальными.

Кроме того, в память микроконтроллера закладывается некоторое пороговое значение коэффициента заполнения насоса, ниже которого опускаться нельзя. При приближении к пороговому значению частота качаний снижается независимо от значения S.

Таким образом, за счет использования принципа косвенного измерения объема добываемой жидкости, при имеющейся частоте качаний и ее динамическом уровне в скважине путем расчета заполняемости насоса с учетом газового фактора и управления частотой качаний обеспечивается максимальная добыча, исключив возможность срыва подачи насоса.

1. Способ оптимизации процесса добычи нефти, в котором непрерывно контролируют параметры процесса добычи и регулируют частоту вращения электродвигателя насоса, причем в качестве основного контролируемого параметра процесса добычи выбирают коэффициент заполнения насоса, который рассчитывают по динамограмме, в качестве регулируемого параметра, подлежащего оптимизации, выбирают объем добываемой жидкости, а оптимизацию осуществляют за счет ступенчатого изменения частоты качаний насоса, при этом процесс управления осуществляют ступенчато в автоматическом режиме, отличающийся тем, что устанавливают частоту вращения электродвигателя, при которой частота качаний насоса много меньше номинальной, определяют площадь динамограммы работы качалки при максимальном наполнении насоса, значение которой принимают за базовое, после этого увеличивают частоту качаний насоса, непрерывно с заданной дискретностью фиксируют площадь динамограммы, а коэффициент заполнения насоса k3 рассчитывают как отношение измеренной площади динамограммы к базовой, при этом частоту качаний насоса не изменяют до тех пор, пока коэффициент заполнения насоса не перестанет изменяться, после этого определяют и фиксируют объем добываемой жидкости Si=nik3i, где n - число качаний насоса, k3 - коэффициент заполнения, после этого снова увеличивают частоту качаний насоса n и не изменяют ее до тех пор, пока коэффициент заполнения не перестанет изменяться, определяют и фиксируют объем добываемой жидкости, при новой частоте качаний, далее полученное значение Si=1 сравнивают с предыдущим Si и, если последующее значение окажется больше предыдущего, то следующий шаг изменения частоты осуществляют в ту же сторону, а если наоборот - в обратную сторону.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что защиту от срыва подачи насоса осуществляют путем контроля величины коэффициента заполнения насоса, и если его величина уменьшится до некоторого допустимого уровня, то осуществляют уменьшение числа качаний насоса или его остановку.

www.findpatent.ru

Принципы и технологии регулирования (оптимизации) нефтеизвлечения. Геолого-технические мероприятия по увеличению (интенсификации) добычи нефти

Существует два способа регулирования разработки:

– поддержание добычи нефти;

– увеличение (интенсификация) добычи нефти.

Геолого-технические мероприятия (ГТМ) – это работы, проводимые на скважинах с целью регулирования разработки месторождений и поддержания целевых уровней добычи нефти. С помощью геолого-технических мероприятий нефтедобывающие предприятия обеспечивают выполнение проектных показателей разработки месторождений.

Геолого-технические мероприятия проводятся на всех этапах разработки месторождений. Но наиболее интенсивно – на поздних стадиях. На зрелых месторождениях с падающей добычей и растущей обводненностью проведение ГТМ особенно актуально.

К геолого-техническим мероприятиям, направленным на получение дополнительной добычи нефти относятся:

– Ввод новых скважин (новые из других фондов, новые из бурения, новые из бурения с ГРП)

– Реконструкция скважин (строительство боковых стволов с целью вскрытия дополнительных продуктивных мощностей и извлечения остаточных запасов нефти, строительство БС с горизонтальным окончанием, строительство наклонно-направленного бокового ствола с целью вскрытия доп. прод. мощностей, углубление скважины с целью вскрытия доп. прод. мощностей)

– Ввод из бездействия с прошлых лет

– Гидравлический разрыв пласта (ГРП с проппантом, кислотный ГРП) (Цель гидроразрыва пласта - увеличение проницаемости призабойной зоны путем создания искусственных или расширения естественных трещин в породе пласта. Достигают этого путем закачки в пласт вязких жидкостей с большим расходом и под большим давлением (выше давления разрыва пород). В образованные трещины жидкостями разрыва транспортируется зернистый материал (проппант), закрепляющий трещины в раскрытом состоянии после снятия избыточного давления)

– Переход на другой объект или приобщение (Как правило, разработку месторождения начинают с нижних продуктивных пластов. По мере их истощения скважины переводят на вышележащие продуктивные пласты, не охваченные разработкой.)

– Реконструкция ранее пробуренных разведочных скважин.

 

 

На основе анализа разработки нефтяного мес­торождения и выявления расхождений проектных и фактичес­ких показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регу­лированием разработки нефтяного месторожде­ния, которое можно проводить чисто технологическими метода­ми без изменения или с небольшим частичным изменением сис­темы разработки.

К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ вплоть до прекра­щения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачивае­мых в них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных просло­ев пласта без изменения принятых по последнему проектному документу объектов разработки.

Основным направлением увеличения продуктивности скважин, т. е. интенсификации процесса нефтедобычи, является воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) добывающих скважин с целью увеличения притока нефти и газа. Основные методы: тепловая обработка, ГРП, промывка, кислотная обработка или комбинация методов.

Тепловая обработка ПЗП.

Это процесс повышения температуры ПЗП либо кондуктивным прогревом, либо теплопередачей с помощью теплоносителя - направлена на расплавление и удаление АСПО и на увеличение температуры нефти в зоне ПЗП. Удаление АСПО увеличивает проницаемость ПЗП, а прогрев снижает вязкость фильтрующейся нефти. Кондуктивный прогрев проводят периодически или непрерывно глубинными электронагревателями, которые устанавливают в интервале обрабатываемого пласта. Целесообразная глубина залегания пласта 1000-1400 м при добычи нефти с высоким содержание парафина (4%), АСВ >6%. Закачка теплоносителя - вода/пар глубина залегания пласта не более 1000 м на месторождения с высоковязкой нефтью с содержанием парафина не более 3-4%.

ГРП.

Является эффективным методом. Повышается продуктивность добывающей скважины, улучшаются фильтрационные характеристики пласта путём механического разрыва призабойной зоны или увеличением природных и искусственных трещин. ГРП происходит при нагнетании призабойных зон пласта рабочей жидкости под высоким давлением (в 1,5-2 раза выше гидростатического давления). В образовавшихся трещинах подаётся наполнитель кварцевый однородного гранулометрического состава, который заполняет трещины и предотвращает их смыкание при снижении давления гидроразрыва. Далее закачивается продавочная жидкость для вытеснения песка в трещины пласта из НКТ и ствола скважины. Радиус канала может достигать значительных размеров, а проницаемость зависит от качества наполнения.

Промывка ПЗП.

Промывка направлена на растворение, разрушение и удаление различных механических примесей, загрязнений, АСПО. Процесс промывки

не влияет на температуру ПЗП .

Кислотная обработка ПЗП.

Кислотная обработка ПЗП основана на воздействии на скелет пласта растворами и выносе продуктов реакции. В результате в породе образуется каналы растворения, которые способствуют увеличению коэффициента проницаемости ПЗП. СКО применяют главным образом для воздействия на карбонатные и терригенные коллектора, с содержанием карбонатов не менее 10%. В коллекторах терригенного происхождения используют глинокислотную обработку, т.е. воздействие фтористой кислоты, либо сочетанием глинокислоты и соляной кислоты. Основными компонентами СКО являются вода и соляная кислота; вспомогательные компоненты: ингибиторы коррозии, стабилизаторы, присадки, гидрофобизаторы и другие химические реагенты.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Пути оптимизации разработки нефтяных месторождений с целью стабилизации добычи нефти в ХМАО – Югре и России в целом - Вестник Недропользователя

И.П. Толстолыткин, А.В. Шпильман (АУ «Научно-аналитический центр рационального недропользования им. В.И. Шпильмана»)

Стабилизацию добычи нефти в России на уровне около 500 млн т следует считать стратегической задачей по обеспечению энергетической безопасности России на ближайшие 10-15 лет. Сорок лет нефтяники Югры обеспечивают более 50% добычи нефти России. Стабильная добыча нефти в Югре и в целом в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции во многом определяет и стабильную добычу нефти в России.

После «перестройки» c 1999 по 2007 гг. добыча нефти в Югре росла, достигла в 2007 годут 278 млн т, прирост за 9 лет составил 108 млн т,или 65%. С 2008 года рост добычи прекратился и до 2013 г. за 6 лет снижение составило 18млн т (6,5%). На рис. 1 представлена динамика добычи нефти за последние годы. Объем эксплуатационного бурения – основной показатель, определяющий уровень инвестиций в отрасль, постоянно растет (рис. 2). За последние 7 лет бурение выросло почти в два раза до 13,7 млн метров на фоне снижения добычи нефти. Основной причиной снижения добычи нефти является ухудшение качества вновь вводимых запасов, они становятся все более трудно извлекаемыми. Об этом свидетельствует снижение средних дебитов по нефти (производительность в сутки) новых скважин.

Рис. 1. Динамика годовой добычи нефти по России и ХМАО-Югре

Рис. 1. Динамика годовой добычи нефти по России и ХМАО-Югре

Рис. 2. Динамика эксплуатационного бурения и дебитов по нефти

Рис. 2. Динамика эксплуатационного бурения и дебитов по нефти

Но, если качество запасов нефти новых месторождений – это природный фактор, то технологии разработки месторождений – это «человеческий фактор». На наш взгляд, и в условиях ухудшения качества запасов стабилизация добычи нефти возможна, но не за счет интенсивных методов наращивания объемов бурения, а за счет внедрения новых современных технологий разработки. Большую роль в решении этой задачи должны сыграть методы интенсификации и увеличения нефтеотдачи (МУН). На рис. 3 приведена динамика прироста добычи от МУН и удельного прироста добычи на одну скважино-операцию в среднем по всем разрабатываемым месторождениям Югры, которая свидетельствует о снижении их эффективности.

Рис. 3. Динамика прироста добычи от методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи

Рис. 3. Динамика прироста добычи от методов интенсификации и увеличения нефтеотдачи

Очевидно, что традиционные технологии разработки месторождений и МУН исчерпали свои возможности для роста добычи. Следовательно, стратегия решения вопроса повышения нефтеотдачи состоит в создании новых технологий нефтедобычи, которые должны базироваться на глубоких фундаментальных исследованиях.

Мы поддерживаем и предложения Р.Х.Муслимова, приведенные в № 12 журнала «Нефть и капитал» за 2012 г. о кардинальной, глубокой переоценке запасов действующих месторождений, массированном применении МУН второго и третьего поколений, использовании остаточных запасов, применении более совершенных геолого-гидродинамических моделей месторождений и инновационного проектирования разработки. Большой интерес вызывает предложение об организации опытных полигонов для отработки применимости МУН в конкретных горно-геологических условиях и о необходимости государственного финансирования фундаментальных исследований в области повышения нефтеотдачи.

В мировой нефтепромысловой практике, помимо традиционных технологий, в настоящее время разрабатывается и внедряется широкой набор технологий, позволяющих с большей эффективностью вырабатывать трудноизвлекаемые запасы нефти.

Но внедрение этих предложений в практику сдерживается из-за сложившейся к настоящему времени законодательной и нормативной практики. Мы используем нормативные документы прошлого века, а нам нужно внедрение новых технологий проектирования разработки месторождений или, повторяя термин ефтяников Татарстана, «инновационное проектирование» разработки месторождений нефти и газа.

Приведем лишь один пример

Существует возможность применения для выработки остаточных запасов одной из комплексных технологий физико-химического воздействия на пласт АСП. Это закачка в пласт особых химических реагентов ( полимеров, щелочи и др.), позволяющих извлечь на поверхность дополнительную нефть. Мы подобрали в Югре 157 объектов на 73 месторождениях, подходящих по геологическим условиям для применения этой технологии, предварительно проведя консультации со специалистами Французского института нефти (IFP) по применимости этих технологий в наших геологических условиях. Наш расчет показал, что при внедрении этой технологии на выбранных объектах в перспективе до 2030 г. Дополнительная добыча нефти составит суммарно 2,4 млрд т ,а коэффициент извлечения нефти увеличитсядо 49%, что значительно больше стоящего набалансе 41% (рис. 4). Это означает, что применение этой технологии позволит не только стабилизировать добычу нефти, но и обеспечить действительно рациональное пользование недрами, важнейшую в настоящее время государственную задачу. Уже в первые 5-10 лет после массового внедрения этой технологии есть возможность увеличить добычу по округу на 30-40 млн т в год. В настоящее время один из недропользователей, работающих в округе,«Салым Петролеум Девелопмент НВ» исследует возможности данного вида воздействия на Западно-Салымском месторождении. Начало опытно-промышленных работ намечено на 2014 год.

Рис. 4. Оценка потенциала добычи нефти за счет применения физико-химических методов в Сургутском и Нижневартовском районах

Рис. 4. Оценка потенциала добычи нефти за счет применения физико-химических методов в Сургутском и Нижневартовском районах

Подробно мы остановились на одном методе повышения эффективности разработки, но их перечень можно расширить (рис 5).Большие возможности для повышения эффективности разработки имеют газовые, газоводяные и термогазовые методы. В мире более 150 месторождений разрабатывается с закачкой углеводородного газа, углекислого газа, азота.С помощью газовых методов в Норвегии удалось поднять КИН с 30 до 50%, и они ставят задачу довести его до 60%. Значительный прогресс был достигнут в результате применения пенного гидроразрыва пласта и многозонного гидроразрыва в горизонтальных скважинах. Незаслуженно забыты дилатансионные методы, в свое время успешно опробованные на Мамонтовском месторождении, а сейчас применяемые в Казахстане и на месторождениях Калининграда. Не получила должного развития технология одновременно-раздельной эксплуатации, позволяющая на многопластовых месторождениях обходиться без бурения лишних скважин, используя одну скважину вместо двух.

Рис. 5.

Рис. 5.

Технология реализации методов, химические реагенты, оборудование дорогостоящие, поэтому в зависимости от объема применения, произведенных затрат и получаемого эффекта потребуется стимулирование этих работ состороны государства. А чтобы такое стимулирование стало реальностью, необходимо внести изменения в налоговое законодательство, предоставление налоговых льгот, хотя бы частично покрывающих дополнительные затраты компаний и стимулирующих их к внедрению современных инновационных технологий.

Кроме того, в период их внедрения необходимы полигоны для испытания, опробования и доводки технологий до оптимального режима работы, а также необходимы полигоны для выработки технологий добычи нетрадиционных запасов. Статус полигона следует законодательно закрепить, так же как понятие трудноизвлекаемых и нетрадиционных запасов. На наш взгляд, и технологии, которые предлагается стимулировать налоговыми льготами со стороны государства, должны быть закреплены законодательным или нормативным документом. Ведь зачастую делаются попытки объявить новыми технологии, которые применяются более 50 лет и которые выработали свою эффективность.

Большие нарекания вызывает сама система технологического проектированияразработки нефтяных месторождений, излишне формализованная. Технологическое проектирование должно быть инновационным, базироваться на качественной исходной информации и в необходимом объеме. Проектный документ должен предусматривать внедрение новых технологий. В геолого-технологических моделях месторождений, используемых для прогнозирования технологических параметров, при недостатке информации недопустимы произвольные допущения, необоснованные аналогии, догадки. Модели должны быть адекватны реальным горно-геологическим условиям месторождения. Слабым местом проектных технологических документов является экономическое обоснование вариантов разработки из-за неопределенности нормативов затрат, различающихся у недропользователей даже одного региона. В Казахстане во избежание этого предусмотрена экономическая экспертиза проектных документов. Одним из существенных недостатков системы технологического проектирования является необязательность выполнения утвержденных решений, т.к. не предусмотрен контроль за их выполнением. На наш взгляд, в законодательном порядке необходимо предусмотреть мониторинг разработки и выполнения проектных решений. Необходимо добиваться не только обеспечения проектных уровней добычи и бурения, но и проведения всего комплекса исследований, предусмотренных проектным документом.

Рис. 6. Сопоставление фактической добычи нефти с энергетической стратегией, разработанной в НАЦ РН им. В.И. Шпильмана

Рис. 6. Сопоставление фактической добычи нефти с энергетической стратегией, разработанной в НАЦ РН им. В.И. Шпильмана

На рис. 6 приведен прогноз добычи нефти до 2030 г., разработанный Центром рационального недропользования Югры им. В.И.Шпильмана. В прогнозе предусмотрены два варианта: стандартный и инновационный, которые различаются между собой объемами внедрения инновационных технологий. Мы сейчас идем по нижнему варианту, а при использовании инновационных технологий на 10-15 лет можно бы было стабилизировать добычу в Югре на уровне 250 млн т в год.

Наши предложения по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений:

1. Государственное стимулирование методов увеличения нефтеотдачи с применением инновационных технологий и разработки нетрадиционных запасов типа высоковязких, сланцевых ( в частности, нефти баженовской свиты). Государственное стимулирование должно предусматривать налоговые льготы на начальном этапе внедрения до выхода месторождения на режим рентабельной разработки.

2. Необходимо законодательно установить еткие критерии определения инновационных технологий, трудноизвлекаемых, нетрадиционных запасов и их категории.

3. Совершенствование системы технологического проектирования разработки нефтяных месторождений, которое должно стать инновационным проектированием, базирующемся на надежной качественной исходной информации в необходимом объеме. Необходимо сформулировать требования к проектным документам, которые должны предусматривать опробование и внедрение новых технологий на базе достоверных геолого-технологических моделей месторождений. Должен быть повышен уровень экономического обоснования вариантов разработки с последующей экспертизой во избежание завышения расходов.

4. Особое внимание должно быть уделено полигонам для опробования инновационных методов. Следует законодательно определить их статус.

5. Составной частью системы государственной экспертизы разработки месторождений должен стать законодательно предусмотренный мониторинг разработки и выполнения проектных показателей.

www.oilnews.ru

Оптимизация обратной закачки газа с целью увеличения нефтеотдачи на нефтегазоконденсатном месторождении

Одним из важных направлений развития деятельности компании является разработка нефтяных оторочек залежей, имеющих обширные газовые шапки, запасы нефти которых относятся к категории трудноизвлекаемых. Рост эффективности разработки подобных залежей, кроме увеличения конечных коэффициентов извлечения нефти (КИН), повышает конкурентоспособность компании в области разработки трудноизвлекаемых запасов, что в свою очередь увеличивает стоимость активов компании.

Целью данной работы являются рекомендации по повышению эффективности разработки нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей путем оптимизации системы поддержания пластового давления (ППД) методом обратной закачки газа на одном из нефтегазоконденсатных месторождений компании.

Рассматриваемое месторождение расположено в пределах Ямальского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. В промышленную эксплуатацию введены три пласта (условно названные X, Y и Z), которые по характеру насыщения классифицируются как нефтегазоконденсатные, имеющие массивные газовые шапки и нефтяные оторочки козырькового и подстилающего типов. Разработка месторождения осуществляется на основании проектного документа, утвержденного в 2015 г.

Рис. 1. Принципиальная схема организации обратной закачки газа при базовой стратегии разработки месторождения

Анализ текущей стратегии разработки месторождения

Одной из основных особенностей разработки месторождения является организация системы ППД путем обратной закачки в кровлю каждого пласта с газовой шапкой всего объема добытого газа. Схематично процесс добычи нефти и обратной закачки газа, реализованный на месторождении, можно описать следующим образом (рис. 1). Продукция нефтяных скважин в виде газожидкостной смеси поступает в группу сепараторов через линию сбора с ограничением по давлению не более 4 МПа. Отсепарированный газ сначала направляется в блок адсорбционной осушки, в которой удаляются избытки влаги, затем на трехступенчатый компрессор, где происходит его сжатие до давления 12,5 МПа с последующим отведением выпавшего нестабильного конденсата.

Недостатком данной схемы является ее низкая эффективность по сбору продукции добывающих скважин с высоким газовым фактором: при повышении буферного давления скважины до порогового значения необходимо штуцирование скважины с последующим ее выводом из добычи для предотвращения эффектов «передавливания» высоким давлением соседних добывающих скважин. Кроме того, степень извлечения конденсата при компримировании ниже, чем при использовании метода низкотемпературной сепарации.

Определение параметров для оптимизации

Использование системы ППД путем обратной закачки газа в пласт улучшает показатели добычи нефти по данному месторождению. Анализируя отклик каждого объекта разработки на процесс обратной закачки, можно определить оптимальную стратегию организации ППД, тем самым увеличив накопленную добычу и КИН в целом по месторождению. Процесс анализа отклика пластов на обратную закачку можно разделить на три этапа.

1. Сопоставление фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) каждого из объектов пласта. Это позволяет сделать вывод, что пласт Y имеет наибольшие абсолютную и фазовую проницаемости, а также степень связанности коллектора (рис. 2). Последний параметр рассчитывается как отношение объема коллектора к объему неколлектора и характеризует степень неоднородности пласта.

Рис. 2. Сопоставление основных ФЕС объектов Z, Y, X: kпр.абс, kпр.фаз — соответственно абсолютная и фазовая (относительная) проницаемость; Кп — пористость; kv, kh — проницаемость соответственно по латерали и вертикали; Нэф.г, Нэф.н — эффективная толщина соответственно газонасыщенная и нефтенасыщенная

2. Анализ безразмерных показателей дополнительного прироста дебитов добывающих скважин на каждые 1000 м3/сут дополнительной приемистости газонагнетательной скважины при одинаковых показателях потерь фонда скважин от прорывов газа. Очевидно, что пласт Y в данном отношении является наиболее перспективным (рис. 3), воздействием на который можно получить максимальный прирост добычи (в 1,5 раза выше, чем по пласту X и в 6 раз выше, чем по пласту Z).

Рис. 3. Дополнительный прирост дебитов и потери фонда скважин на каждые 1000 м3/сут приемистости

3. Численные расчеты. Их результаты показа- ли, что организация обратной закачки газа в пласт даже в базовом варианте позволяет получить приросты добычи жидких углеводородов 12,8 млн т по пласту Y, 3,2 млн и 2,2 млн т по объекту соответственно Z и X.

Таким образом, для получения максимальных приростов добычи необходимо рассматривать пласт Y как первоочередной объект воздействия обратной закачкой газа.

Организация обратной закачки газа

На месторождении запланировано строительство компрессорной установки высокого давления пропускной способностью 20 млн м3/сут с выводом на номинальный режим работы в 2017 г. Наличие такой установки позволяет организовать обратную закачку газа в объекты через газонагнетательные скважины, запланированные к бурению.

Однако при наличии одной линии сбора продукции с ограничением по максимальному давлению 4 МПа бÓльшая часть мощности компрессорной установки после прохождения пика добычи останется невостребованной, поскольку при прорывах газа в добывающую скважину и соответствующем росте буферного давления необходимо штуцирование скважины с последующей ее остановкой. Вследствие этого длительность периода максимальной загрузки оборудования по результатам расчетов составит около 10 % всего времени добычи.

Предложения по оптимизации стратегии разработки месторождения

По полученным результатам были предложены следующие оптимизационные мероприятия по реформированию систем сбора и ППД.

1. Строительство дополнительной ветки сбора продукции высокого давления с ограничением по давлению не ниже 12 МПа. 

2. Монтаж установок низкотемпературной сепарации и стабилизации конденсата. 

3. При возникновении прорыва газа в нефтяную скважину и соответствующем росте буферного давления переключение скважины в линию высокого давления и продолжение ее эксплуатации с высоким газовым фактором и последующим переводом на добычу газа с капельной нефтью.

Принципиальная схема организации системы сбора после оптимизации представлена на рис. 4. Согласно этой схеме продукция нефтяных скважин в виде газожидкостной смеси с давлением ниже 4 МПа поступает на установку подготовки нефти, где газ и вода отделяются от нефти. Отсепарированный газ, проходя через КНД и КСД, дожимается до давления сети высокого давления и смешивается с сырым газом газовых скважин, подключенных к линии высокого давления.

Рис. 4. Принципиальная схема организации обратной закачки газа после оптимизации ее стратегии: КНД, КСД — компрессор соответственно низкого и среднего давления; НТС — низкотемпературная сепарация

Далее газожидкостная смесь высокого давления поступает в блок адсорбционной осушки, где происходит удаление влаги из газа до достижения температуры точки росы —70 °C. Осушенный газ направляется в блок установок НТС, в которых происходит отделение конденсата. Последний поступает в блок стабилизации, а осушенный и отбензиненный газ — в компрессорную установку высокого давления и через серию газонагнетательных скважин закачивается в пласт. Стабильный конденсат смешивается с нефтью и подается в магистральный нефтепровод.

Важно отметить, что при изменении стратегии добычи на предложенную стратегию возникают риски недостаточной приемистости газа по запланированному числу газонагнетательных скважин. Для снятия этих рисков, а также для достижения более равномерного фронта вытеснения нефти газом при организации системы ППД предлагается заложить в программу бурения дополнительные газонагнетательные скважины в южную часть газовой шапки пласта Y.

Результаты численного моделирования

По результатам численного моделирования построена зависимость накопленной добычи нефти от прокачки газа через газовую шапку пласта Y (рис. 5).

Рис. 5. Зависимость относительной накопленной добычи жидких углеводородов по пласту Y от накопленной закачки газа в пласт (объем газовой шапки составляет 44,7 млрд м3)

Анализ чувствительности указывает на то, что максимальный прирост добычи жидких углеводородов обеспечивается за счет эксплуатации скважин с высокими буферными давлениями и газонефтяными факторами, достигая 14 % относительно базового варианта.

Накопленная закачка газа, объемы газовой шапки Рис. 5. Зависимость относительной накопленной добычи жидких углеводородов по пласту Y от накопленной закачки газа в пласт (объем газовой шапки составляет 44,7 млрд м3)

Численное моделирование объектов разработки позволило определить также основные механизмы, обеспечивающие прирост добычи:

  • 1) добыча нефти с высокими газовыми факторами и исключение остановок скважин при росте буферного давления;
  • 2) формирование ряда скважин, обеспечивающих основную добычу газа, вследствие чего остальные скважины работают дольше на оптимальных режимах;
  • 3) добыча конденсата за счет дополнительной добычи газа высокого давления;
  • 4) большие объемы закачки газа, позволяющие поддерживать пластовое давление на уровне, близком к начальному (расчетное снижение пластового давления составляет 5–7 %), что дает возможность избежать потерь конденсата в пласте вследствие эффектов ретроградной конденсации.

Мероприятия по контролю процесса обратной закачки газа

Для расчета потенциала по закачке газа и определения оптимального числа газонагнетательных скважин до применения обратной закачки необходимо проведение комплекса исследований (гидродинамические с отбором устьевых сепараторных проб, гидропрослушивание). Предварительные расчеты показывают, что время реакции добывающих скважин на обратную закачку газа в пласт Y изменяется от 4 до 30 мес.

Перевод трех разведочных скважин в пьезометрические со спуском глубинных манометров и их установкой в интервале газовой шапки пласта Y позволяет оперативно выявлять изменения энергетического состояния залежи в процессе разработки. Анализ производной давления дает возможность уточнять упругоемкие характеристики коллектора в пространстве между возмущающей и реагирующей скважинами, а также скорость фильтрации газа в пласте и ожидаемое время его прорыва в добывающие скважины.

Начало обратной закачки на месторождении запланировано на 2017 г. после ввода в эксплуатацию компрессорной установки. В результате момент прорыва газа закачки с сопутствующим ростом буферного давления на устье добывающих скважин следует ожидать к середине 2017 г. Прорыв газа газовой шапки в скважины первого ряда ожидается в ближайшие месяцы. Для принятия инвестиционного решения о строительстве газосборной линии высокого давления необходимо проведение расчетов по экономическому обоснованию до момента ввода дожимной компрессорной станции в эксплуатацию.

Выводы

1. Реализация предложенных мероприятий позволит увеличить добычу нефти в целом по месторождению на 4,55 млн т, добычу конденсата — на 0,48 млн т по сравнению с базовым вариантом. 

2. Ожидаемое увеличение КИН пласта Y по результатам численного моделирования составляет 3,9 % (от 29,6 до 33,5 %), увеличение коэффициента извлечения конденсата — 16,2 % (от 58,9 до 75,1 %). Без обратной закачки газа указанные показатели составили соответственно 19,4 и 30,2 %. 

3. Дальнейшее развитие проекта предусматривает:

  • 1) проведение расчетов, учитывающих эффекты насыщения сухого газа парами нефти при прохождении фронта закачки через нефтяную оторочку;
  • 2) интегрирование модели наземной сети сбора продукции в расчет и уточнение показателей добычи с учетом влияния на нее промыслового оборудования;
  • 3) оптимизацию программы обратной закачки за счет добычи дополнительных объемов газа из вышележащих пластов.

Список литературы

1. Дэйк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений. — М.: Премиум Инжиниринг, 2009. — 549 с. 

2. Маргулов Р.Д., Тагиев В.Г, Гергедава Ш.К. Организация управления газодобывающим предприятием. — М.: Недра, 1981. — 240 с

Авторы статьи:  О.С. Ушмаев, И.Л. Чамеев Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ») Д.Ю. Баженов, А.А. Артамонов (ООО «Газпромнефть-Ямал») Источник:  Журнал «PROнефть»

ntc.gazprom-neft.ru

Оптимизация закачки пара при добыче высоковязкой нефти в интегрированном расчете

Техническое задание ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Техническое задание ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Техническое задание 1. Наименование работ Разработка программного обеспечения по интерпретации индикаторных исследований при многостадийном гидравлическом разрыве пласта (МГРП) на горизонтальных

Подробнее

Технология добычи «тяжелой» нефти

Технология добычи «тяжелой» нефти Технология добычи «тяжелой» нефти KazEnergy Евразийский энергетический форум Гостиница «Риксос Президент Астана», Республика Казахстан 4-5 сентября 2008 г. Содержание Вводная часть / Общие сведения Обнаружение

Подробнее

Средняя глубина залегания, м 1648

Средняя глубина залегания, м 1648 Оценка влияния метода построения геологической модели на процесс адаптации гидродинамической модели на примере евлано-ливенских отложений Зычебашского месторождения. Д.Т. Киямова (институт «ТатНИПИнефть»)

Подробнее

ФИЗИКА ПЛАСТА УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

ФИЗИКА ПЛАСТА УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ФИЗИКА

Подробнее

Глобальный подход к управлению активами

Глобальный подход к управлению активами Интегрированное моделирование практическая реализация концепции «Интеллектуальное месторождение» Глобальный подход к управлению активами Светлана Лушникова Schlumberger Information Solution Шлюмберже Информационные

Подробнее

Нефтегазовое дело, 2006

Нефтегазовое дело, 2006 УДК 5.56:57.868 РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ НЕФТИ ПРИ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОМ НАГРЕВЕ Хайдар А.М. Башкирский государственный университет Приведены результаты теоретических исследований возможности

Подробнее

В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ»,

В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ», ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

Подробнее

КАЗАКОВ НИКОЛАЙ СЕРГЕЕВИЧ

КАЗАКОВ НИКОЛАЙ СЕРГЕЕВИЧ На правах рукописи УДК 622.276.1/.4.001.57 КАЗАКОВ НИКОЛАЙ СЕРГЕЕВИЧ ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПАРОТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ В МОЩНЫХ ТРЕЩИНОВАТЫХ ПЛАСТАХ С ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТЬЮ НА ОСНОВЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО

Подробнее

Интеллектуальное месторождение

Интеллектуальное месторождение Oil Information System ifield solution Концепция, Реализация 2015 АО «ГИС-АСУпроект» Семинар по выбору технологии (март апрель 2015) Подписание договора с COIL и предоставление ландшафта для разработки

Подробнее

XXX. Западная Сибирь

XXX. Западная Сибирь Скважина: Месторождение: Цель исследования: XXX Западная Сибирь Определение фильтрационных параметров пласта при проведении КПД Дата исследования: 01.01.2008 Геолог: Руководитель: Ход выполнения интерпретации

Подробнее

МЕЛКОСЕТОЧНОЕ ДЕТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ

МЕЛКОСЕТОЧНОЕ ДЕТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ MGFM МЕЛКОСЕТОЧНОЕ ДЕТАЛЬНОЕ МОДЕЛИРОВАНИЕ Мелкосеточное детальное моделирование (Micro-Grid Flow Modelling, MGFM) это технология гидродинамического моделирования на детальной сетке, при которой производится

Подробнее

Программное обеспечение «Мониторинг ТРАСС»

Программное обеспечение «Мониторинг ТРАСС» Программное обеспечение «Мониторинг ТРАСС» для интерпретации индикаторных трассерных исследований, формирования и работы с базами данных НАЗНАЧЕНИЕ И ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПО «Мониторинг ТРАСС» Назначение:

Подробнее

w 2 /(2g) скоростной напор, м Задача 7.

w 2 /(2g) скоростной напор, м Задача 7. Задача 1. Определить скорость потока воды в трубопроводе. Расход воды составляет 90 м 3 /час. Диаметр трубопровода 0,01м. Скорость потока воды в трубопроводе равна: w=(4 Q) / (π d ) = ((4 90) / (3,14 [0,01]

Подробнее

Винтовые насосы компании «Борец»

Винтовые насосы компании «Борец» Винтовые насосы компании «Борец» 2011 Винтовые насосы для добычи нефти В последние годы влияние осложняющих факторов (мехпримеси, солеотложения, высокое содержание свободного газа, высокая вязкость нефти,

Подробнее

И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть»)

И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть») Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных скважин в кизеловском горизонте 6 блока Бавлинского нефтяного месторождения И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее время особую актуальность

Подробнее

docplayer.ru

Вопросы оптимизации добычи нефти | Бесплатные курсовые, рефераты и дипломные работы

Вначале приведем расчетные формулы, которые будут использованы при оптимизации добычи нефти на залежах различного типа.

Формулу дебита системы скважин можно представить следующим образом:

,

где — средний коэффициент продуктивности скважины, определяемый во время добычи нефти; — общее число скважин, включая добывающие и нагнетательные; и — забойные давления нагнетательных и добывающих скважин; — функция производительности скважины; — коэффициент, учитывающий долю времени эксплуатации в общем времени и снижение производительности системы скважин из-за зональной неоднородности продуктивных пластов.

Функция производительности скважины

где W- … доля скважин, оставленных добывающими, и (1-W)- доля скважин, выделенных в нагнетательные, в сумме коэффициентов продуктивности ; — соотношение подвижностей вытесняющего агента и нефти в пластовых условиях.

Вместо функции производительности скважины часто бывает удобнее рассматривать функцию фильтрационного сопротивления скважины

.

Там, где функция производительности возрастает функция фильтрационного сопротивления убывает и наоборот. В точке максимума функции производительности и минимума функции сопротивления их первые производные равны нулю: . Производная от функции сопротивления имеет вид

.

При неизменном общем числе скважин долю добывающих скважин в сумме коэффициентов продуктивности всех скважин W можно изменять, изменяя число добывающих или изменяя их средний коэффициент продуктивности, специально оставляя добывающими менее продуктивные или наоборот более продуктивные скважины.

В случае упорядоченной совокупности (специально упорядоченной для удобства математического описания и математических операций), когда скважины образуют последовательность по мере возрастания коэффициента продуктивности (относительного коэффициента продуктивности) , долю добывающих в общем числе скважин можно представить приближенной формулой

,

а долю добывающих в сумме коэффициентов продуктивности – другой приближенной формулой

,

где — неоднородность рассматриваемой совокупности скважин по величине коэффициента продуктивности .

Свяжем эти формулы

.

Средние значения двух частей упорядоченной совокупности

соотношение этих средних значений

.

Если неограниченно большая совокупность взаимно независимых значений, обладающая неоднородностью , без какой-либо сортировки разделяется на группы по значений, то неоднородность между группами значений будет и неоднородность внутри группы — ; все три вида неоднородности связываются формулой

.

Отсюда получается неоднородность ограниченной совокупности

.

Из этой формулы видно, что при возрастании неоднородность ограниченной совокупности быстро приближается к неоднородности неограниченной совокупности .

Пусть и =1, тогда

Наблюдаемая неоднородность совокупности значений связана с действительной неоднородностью этих значений , созданной природой или промышленным процессом, и погрешностью наблюдений , причем погрешность наблюдений может быть уменьшена увеличением — числа наблюдений каждого значения :

.

Пусть , тогда и .

С помощью приведенных формул исследуем ряд ситуаций.

1. Рациональное соотношение добывающих и нагнетательных скважин, при котором достигается максимальный дебит на пробуренную скважину,

где — соотношение добывающих и нагнетательных скважин, и — относительные коэффициенты продуктивности добывающих и нагнетательных скважин.

2. Потеря в дебите в условиях, когда не удается удержать заданное значение W или наблюдаются отклонения от этого значения в положительную и отрицательную сторону .

Вместо имеем

.

Из этой формулы видно, что отклонения в положительную и отрицательную сторону от заданного значения приводят к дополнительному увеличению фильтрационного сопротивления и соответственно к уменьшению производительности .

Пусть тогда и .

3. Эффект добавления одной добывающей скважины, выражающийся в виде прироста общего дебита в долях предыдущего дебита на одну пробуренную скважину,

где

Пусть и Добавление одной добывающей скважины обеспечивает производительность выше той, которая до того была на одну пробуренную скважину, При добавление одной добывающей обеспечивает дополнительную производительность ниже средней на одну пробуренную скважину

4. Относительная эффективность последней добавленной добывающей скважины в долях эффективности предыдущей добавленной добывающей скважины

где

а и приведены в предыдущем пункте.

Пусть и При получается при получается

5. Рациональное соотношение добывающих и нагнетательных скважин при отсутствии избирательности, т.е. при при этом

Для различных соотношений подвижностей имеем:

 

μ* . . . . . . . . . . 1 2 3 4 9 16

m . . . . . . . . . . 1 1,41 1,73 2 3 4

W . . . . . . . . . . 0,5 0,586 0,634 0,667 0,75 0,8

Y . . . . . . . . . . 0,25 0,343 0,402 0,444 0,563 0,64

6. Рациональное соотношение добывающих и нагнетательных скважин в условиях избирательности

Среднее различие коэффициентов продуктивности более продуктивных и менее продуктивных скважин

При малой и средней вязкости нефти выделение под нагнетательные более продуктивных скважин позволяет резко уменьшить долю нагнетательных скважин, что приводит к уменьшению доли стягивающих добывающих скважин, уменьшению общей неравномерности вытеснения нефти и увеличению нефтеотдачи пластов.

Пусть и и требуется соблюдать определенное ограничение – в каждой группе из девяти скважин обязательно выбирать нагнетательные, хотя бы одну.

Неоднородность ограниченной совокупности значений

При этом различие средних коэффициентов продуктивности более и менее продуктивных скважин

Здесь

С учетом соотношение добывающих и нагнетательных скважин

доля нагнетательных в общем числе скважин

а их доля в сумме коэффициентов продуктивности

При этом средний относительный коэффициент продуктивности скважины, выделенной под нагнетание,

,

соответственно добывающей скважины –

7. Решение острой проблемы эксплуатации высокопроизводительных скважин, для которых еще не созданы глубинные насосы со сверхвысокой подачей, путем превращения их в нагнетательные.

Пусть средний весь год дебит на одну пробуренную скважину составляет 150 т/сут. Учитывая долю добывающих в общем числе скважин при отсутствии избирательности

И учитывая коэффициент эксплуатации 0,95, средний дебит одной работающей добывающей скважины будет

т/сут.

В силу зональной неоднородности пластов относительный коэффициент продуктивности скважины изменяется в широких пределах от до и дебит изменяется от 0,256*249=64 т/сут до 3,91*249=974 т/сут.

Пусть максимально возможная подача глубинного насоса 500 т/сут. Тогда скважины с потенциально возможным дебитом от 500 до 974 т/сут будут давать только 500 т/сут. У этих скважин относительный коэффициент продуктивности изменяется от до их доля в общем числе скважин

потенциально возможная доля в общей производительности

а фактическая доля общей производительности

т.е. меньше на (0,380-0,271)=0б109.

При этом средний дебит в расчете на пробуренную скважину снизится с 150 т/сут до

т/сут

или в 1,078 раза.

Если же осуществить избирательное заводнение и все высокопроизводительные скважины превратить в нагнетательные, то не будет ограничения скважин по дебиту и не будет снижения общей производительности скважин в 1,078 раза.

8. Осуществление избирательного заводнения на залежах нефти высокой вязкости. В отличие от предыдущего примера под нагнетание выделяют менее продуктивные скважины, оказавшиеся в менее продуктивных зонах.

Пусть и доля нагнетательных в общем числе скважин Без избирательности это будет обычная обращенная 9-точечная схема площадного воздействия. При этом функция относительной производительности скважины будет

Приведем для сравнения значение этой функции при обращенной 7-точечной схеме площадного воздействия

и при 5-точечной схеме площадного воздействия

Как видно, общая производительность уменьшается в 1,11 и 1,51 раза при увеличении доли нагнетательных скважин с 0,25 до 0,33 и 0,5.

При избирательности – при выделении под нагнетание худших по продуктивности скважин, имеющих долю в сумме коэффициентов продуктивности

функция относительной производительности скважины будет

т.е. в 1,13 раза больше по сравнению с 9-точечной схемой, в 1,26 раза больше по сравнению с 7-точечной и в 1,72 раза больше по сравнению с 5-точечной.

9. Идея такой избирательности – выбора под нагнетание воды менее продуктивных скважин, оказавшихся в менее проницаемых зонах, может быть эффективной и для залежей маловязкой нефти, если такая нефть является высокопарафинистой, склонной в поверхностных условиях (дегазирования) при положительных температурах (до +30°С) застывать и превращаться в твердое тело, если по этой причине малодебитные скважины не могут устойчиво работать, фактически не могут нормально работать как добывающие. Скважины могут работать добывающими при дебите выше определенного значения при скорости течения нефти по выкидным линиям выше определенной критической.

Критическому дебиту соответствует определенный коэффициент продуктивности . Эти скважины в общем числе скважин, составляющие долю и в сумме коэффициентов продуктивности составляющие долю не будут работать добывающими. Их целесообразно перевести в дополнительные нагнетательные. Во-первых благодаря этому увеличится текущий дебит нефти, во-вторых, и это самое главное, — увеличится нефтеотдача пластов, поскольку нефть из малопроницаемых зон будет вытеснена в соседние средне — и высокопроницаемые зоны, где будет отобрана средне — и высокодебитными скважинами.

Пусть

Без избирательности

соответственно функция производительности скважины

но это значение справедливо при нормальной работе всех добывающих скважин для условий малопарафинистой нефти. На залежах высокопарафинистой нефти добывающие скважины с коэффициентом продуктивности менее не будут работать.

Пусть и тогда

С учетом этого функция относительной производительности

Общая производительность снизится в 1,1 раза.

Если неработающие малодебитные скважины превратить в дополнительные нагнетательные, то функция производительности возрастет,

Лучше уменьшить долю основных нагнетательных скважин с (1-W)=0,367 до (1-W)=0,25, чтобы доля основных нагнетательных вместе с долей дополнительных нагнетательных были ближе к рациональной доле,

10. Ограничение возможности применения избирательности.

Справедливо простое правило: если выигрыш в производительности от выбора нагнетательных и добывающих скважин меньше проигрыша от использования неточной информации, то избирательность не надо применять. Расчет увеличения производительности от избирательности уже был показан.

Расчет снижения производительности из-за использования неточной информации может быть сделан по следующим формулам:

С учетом этого

Пусть и тогда

В варианте избирательного заводнения, когда высокопроизводительные скважины переводят под закачку воды, эффект увеличения общего дебита 0,078. Значит положительный эффект избирательности выше отрицательного эффекта неточности информации и избирательное заводнение надо осуществлять.

Пусть и тогда получается

Отсюда можно заключить, что избирательность наиболее эффективна и меньше всего страдает от неточности информации в условиях залежей высоковязкой нефти.

refac.ru

Управление и оптимизация добычи

Название курса Длительность

Направления (все)ГеологияУправление и оптимизация добычиОперационная деятельность по добыче

ПО/Технический курс (все)OFMPIPESIMOLGAMerak

Данный курс является уникальным трехнедельным курсом с практическими занятиями. По окончании курса слушатели получат углубленное знание в области технологии добычи. Упор делается на узловой анализ и использование ПО PIPESIM™. Слушатели также узнают об интерпретации результатов исследования скважин и получат возможность проверки и развития своих способностей в области принятия решений по разработке и ряду вопросов технологии добычи.

3 недели Геология, Управление и оптимизация добычи
Подробное изучение вопросов, связанных с планированием, проектированием и моделированием ГРП, техническим надзором за проведением работ, контролем качества и анализом результатов ГРП. Освещаются как теоретические вопросы, так и применение теории в практике ГРП. 7 дней Операционная деятельность по добыче, Управление и оптимизация добычи
Основная задача курса = дать начальное представление об основных принципах проектирования ГРП и предоставить информацию о том, как выбрать скважину для стимуляции пласта посредством ГРП и определить важные свойства пласта для оптимизации проектирования ГРП. Основные принципы, лежащие в основе различных моделей ГРП и использование трехмерного псевдо моделирования ГРП для расчета оптимального режима работы насосов как для скважин с низкой проницаемостью, так и для скважин с высокой проницаемостью. 5 дней (углубленный) Управление и оптимизация добычи, Операционная деятельность по добыче

Данный курс ознакомит слушателей с основными функциональными возможностями программного комплекса OFM.

2 дня (основы) Управление и оптимизация добычи OFM

Данный курс позволит слушателям ознакомиться с основами модуля прогнозирования в OFM. Данный курс расскажет, как строить прогнозы методом кривых падения дебита по различным фазам, как строить расчетные прогнозы, проектировать многовариантные прогнозы.

1 день (базовый) Управление и оптимизация добычи OFM

Слушатели получают необходимые навыки для более эффективного использования графических приложений OFM.

1 день (базовый) Управление и оптимизация добычи OFM

Данный курс носит практический характер и предназначен для опытных пользователей. В ходе обучения пользователи проводят анализ данных нефтяного месторождения и выносят свои рекомендации по его дальнейшей разработке, рекомендуют мероприятия по повышению нефтеотдачи, после чего оценивают эффективность мероприятий, сопоставляя ожидаемый эффект по нефти и затраты на осуществление скважинных операций.

5 дней (углубленный) Управление и оптимизация добычи OFM

Пакет системного анализа PIPESIM представляет собой симулятор для моделирования установившегося, многофазного потока нефтегазовых добывающих систем. Отдельные модули PIPESIM используются для обширного круга задач анализа, включая: моделирование скважин, узловой анализ, оптимизацию механизированной добычи, моделирование трубопроводов и наземного оборудования, а также сетей сбора и ППД.

5 дней (базовый) Управление и оптимизация добычи PIPESIM

В рамках данного курса изучается применение пакета PIPESIM в задачах оценки различных вариантов механизированной добычи для концептуального проектирования разработки глубоководного месторождения. Изучается оптимизация расположения газлифта, основанная на быстром управлении граничными условиями и ограничениями.

2 дня (базовый) Управление и оптимизация добычи PIPESIM

В состав данного курса входит изучение принципов моделирования PVT-свойств флюидов на базе дополнительного пакета Multiflash и использовании полученных данных в стационарном симуляторе PIPESIM. Как известно, программный комплекс PIPESIM позволяет создавать композиционную модель потока любого типа флюида от тяжелой нефти до сухого газа на основе любых представленных данных. В свою очередь пакет Multiflash расширяет возможности PIPESIM по внесению экспериментальных данных, при этом позволяя учитывать образование твердой фазы и наличие воды.

1 день (базовый) Управление и оптимизация добычи PIPESIM, OLGA

В состав данного курса входит изучение принципов моделирования процесса парафинообразования на базе стационарного симулятора PIPESIM и PVT-свойств флюидов на базе дополнительного пакета Multiflash. Данный курс раскрывает основные аспекты кинетики формирования и отложения твердых компонентов на стенках технологического оборудования.

1 день (углубленный) Управление и оптимизация добычи PIPESIM, OLGA

В состав данного курса входит изучение принципов моделирования, идентификации и ингибирования гидратов на базе стационарного симулятора PIPESIM и PVT-свойств флюидов на базе дополнительного пакета Multiflash.

1 день (углубленный) Управление и оптимизация добычи PIPESIM, OLGA

Настоящий учебный курс посвящен изучению основных возможностей программного продукта Integrated Asset Modeler для построения интегрированных моделей месторождений.

5 дней (базовый) Управление и оптимизация добычи PIPESIM, Merak

Программный комплекс OLGA представляет собой симулятор для моделирования установившегося и динамического многофазного потока нефтегазовых добывающих систем. Модули OLGA широко используются для решения комплекса задач в отношении обеспечения стабильности потока при добыче и транспортировке углеводородного флюида.

5 дней (базовый) Управление и оптимизация добычи OLGA

Цель курса — дать продвинутым пользователям знания о возможностях моделирования тех. режимов, сложных переходных процессов и комплексных систем в ПК OLGA.

5 дней (углубленный) Управление и оптимизация добычи OLGA

OLGA содержит широкий набор функций и позволяет выполнять моделирование потока в НКТ и затрубном пространстве, теплообмен между НКТ, обсадной колонной, затрубным пространством с учетом возможного течения и фазовых переходов флюида в затрубном пространстве и породой, оптимизацию траектории скважины в зависимости от поставленных задач, расчет «умных» систем заканчивания, изменение композиционного состава и отложение отдельных компонентов.

5 дней (базовый) Управление и оптимизация добычи OLGA

В состав данного курса входит изучение принципов моделирования процесса парафинообразования на базе динамического симулятора OLGA и PVT-свойств флюидов на базе дополнительного пакета Multiflash. OLGA используется для определения времени периодичности поршневания системы, определения времени безопасной остановки системы с учетом изменения реологических параметров и осаждением парафинов на стенки, для оптимизации сырьевых потоков (изменение сырьевых потоков, увеличение доли тяжелых компонентов в составе общего потока) и проработки методов обеспечения стабильности течения потока в отношении твердых компонентов (ингибирование системы, температурный режим, электрообогрев, теплоизоляция).

2 дня (углубленный) Управление и оптимизация добычи OLGA

Модуль FEMTherm предназначен для высокоточного моделирования тепловых взаимодействий трубопроводов и окружающей среды. FEMTherm используется для расчетов теплообмена подводных трубопроводов, лежащих на грунте, подземных или полупогружных наземных трубопроводов, трубопроводов, лежащих в одной траншее, и систем труба в трубе.

1 день (углубленный) Управление и оптимизация добычи OLGA
Данный курс дает необходимое понимание о составе, физико-химических свойствах и фазовом поведении углеводородных систем с учетом формирования твердой фазы в виде гидратов, парафинов и асфальтенов. В курсе рассматриваются основные подходы к моделированию PVT-свойств флюидов, включая анализ исходных данных, выбор расчетных корреляций и основные принципы характеризации флюидов. 2 дня Управление и оптимизация добычи

sis.slb.ru