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

⇐ ПредыдущаяСтр 6 из 7Следующая ⇒

Наряду с возрастающим объемом промышленного внедрения технологий повышения нефтеотдачи пластов на месторождениях отрасли в масштабе опытно-промысловых испытаний находятся новые технологии или усовершенствованные известные методы. Применение методов ПНП способствует поддержанию и стабилизации добычи нефти на месторождениях. Для обоснованного применения разработанных композиций в технологиях целесообразным является использование комплексных подходов, повышающих эффективность мероприятий. Каковы эти подходы?

Большая часть нефтяных месторождений отрасли вступили в позднюю стадию разработки, доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ) месторождений неуклонно растет. Прогрессирующее обводнение скважин и пластов, выбытие скважин из действующего фонда по причине

предельной обводненности и физического износа, снижение эффективности проводимых геолого-технических мероприятий, уменьшение добычи нефти - вот видимые сложности разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Традиционные методы не позволяют извлечь остаточные запасы нефти месторождений и актуальными являются методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и интенсификации добычи нефти (МИДН). Использование МУН при разработке с заводнением предполагает решение следующих задач:

Во-первых, повышение гидродинамической составляющей метода заводнения в результате цикличности процесса закачки, изменения направления фильтрационных потоков, организации новых очагов заводнения, оптимизации плотности сетки скважин, форсированного отбора и др. Это задача гидродинамических МУН.

Во-вторых, снижение различия физико-химических свойств пластовой нефти и вытесняющей воды за счет добавок в последнюю ПАВ, полимеров-загустителей, щелочей и других химических реагентов, позволяющих снизить межфазное натяжение на границе нефть - вода, повысить вязкость воды, улучшить ее отмывающие свойства; это задача физико-химических МУН.

В-третьих, определенная роль отведена тепловым, газовым и микробиологическим МУН. В отрасли известна следующая классификация МУН и МИДН:

Тепловые методы:

паротепловое воздействие на пласт; внутрипластовое горение; вытеснение нефти горячей водой; пароциклические обработки скважин.

Газовые методы:

закачка воздуха в пласт; воздействие на пласт углеводородным газом; воздействие на пласт двуокисью углерода; воздействие на пласт азотом, дымовыми газами и др.

Химические методы:

вытеснение нефти водными растворами ПАВ; вытеснение нефти растворами полимеров; вытеснение нефти щелочными растворами; вытеснение нефти кислотами; вытеснение нефти композициями химических реагентов; микробиологическое воздействие.

Гидродинамические методы:

Бурение БС, ГС; вовлечение в разработку недренируемых запасов; барьерное заводнение на газонефтяных залежах; нестационарное циклическое заводнение; форсированный отбор жидкости; ступенчато-термальное заводнение.

Группа комбинированных методов:

сочетаются гидродинамический и тепловой методы; гидродинамический и физико-химический методы; тепловой и физико-химический методы; другие аналогичные методы.

Физические методы увеличения дебита скважин:

гидроразрыв пласта; электромагнитное воздействие; волновое воздействие; другие аналогичные методы.

В настоящее время насчитывается более сотни различных модификаций соответствующих технологий.

За рубежом общеприняты два термина, объединяющих методы воздействия на нефтяной объект с целью улучшения нефтедобычи: EOR (Enhanced Oil Recovery) и IOR (Improved Oil Recovery). К первому в основном относятся методы, которые основаны на применении вытесняющих агентов, отличных от воды (тепловые, газовые, химические и микробиологические методы); второй термин включает скважинные технологии и другие методы воздействия, приводящие к интенсификации нефтедобычи и косвенно к увеличению нефтеотдачи.

18. МОНИТОРИНГ И УПРАВЛЕНИЕ РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЧАСТЬ 1 ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА И УПРАВЛЕНИЯ РАЗРАБОТКОЙ

Системный подход как средство проектирования систем мониторинга и управления разработкой 1 Системный подход – это методологическое средство изучения, проектирования сложноорганизованных объектов, а также происходящих в них процессов и управления их функционированием. Основные атрибуты(факторы) системно - структурного подхода к разработке месторождений нефти и газа: 1. Открытость. 2. Взаимодействие. 3. Моделирование (идентификация) процессов нефтегазодобычи(ПН). 4. Управление процессами нефтегазодобычи: 4.1. Планирование, прогнозирование Анализ Контроль Оперативное управление и регулирование Принятие управленческих решений. 5. Самоорганизация ПН (интеграция разнородной информации, объединение функций идентификации, управления и принятия решений). Самоорганизация ПН - основной принцип системного - структурного подхода к преодолению неопределенности в сложных системах нефтегазодобычи.

Системный подход как средство проектирования систем мониторинга и управления разработкой (продолжение 1) Способы представления объектов разработки (ОР) месторождений нефти и газа: 1.Множественное ( ОР рассматривается как некоторое множество объектов). 2. Иерархическое ( когда выделены структурные уровни представления подсистем). 3. Целостное (рассматривается вся система в целом). 4. Функциональное. Система рассматривается как некоторое множество функций для достижения определенной цели либо множества целей. 5. Процессуальное. Систему можно рассматривать как совокупность некоторых состояний объекта, сменяющих друг друга во времени. 2 Объект разработки – элемент геолого - технического комплекса (геологической и технологической компоненты подсистемы скважин) определенного структурного уровня.

Характеристики сложности системы 3 1. Невозможность достоверно прогнозировать поведение системы в условиях непрерывно изменяющейся внешней среды. 2. Неполнота информации об

объектах разработки( неточность определения и недоступность наблюдения параметров продуктивного пласта и процессов фильтрации между скважинами, невозможность одновременной регистрации параметров и т. д.). 3. Многоцелевое назначение. Противоречивость целей (необходимость рассмотрения системы взаимозависимых показателей разработки, многокритериальность задач ). 4. Достаточно многообразный набор вариантов построения и функционирования ГТК (множество иерархических уровней, подсистем, моделей, разнообразный набор функций и т.д.). 5. Многообразные формы отношений между элементами. 6. Невозможность построения единой адекватной знаковой математической модели, необходимой для проектирования и управления системой. 7. Большие объемы информации. 8. Многократное изменение структуры и состава системы в процессе ее функционирования. 9. Многоплановость в научном отношении. Необходимость привлечения разных специалистов для создания и управления системой. 10. Вложение огромных ресурсов. Крупномасштабность задач.

Объект разработки Представление объекта разработки с позиции системного подхода Рис.1. Функциональная модель объекта разработки (ОР). - модель (оператор) ОР. 4 - переменные(показатели) ОР; - замеры(оценки) показателей ОР; - случайные возмущения. Пример модели объекта разработки Скважина Модель дебита скважины Модель дебита радиального притока в скважину однородной несжимаемой жидкости (1) (2) - пластовое, забойное давление и дебит скважины; - гидропроводность призабойной зоны.

Представление объекта разработки с позиции системного подхода (продолжение) 5 Семантическая модель объекта разработки: (3)(3) - компонента поведения ОР; - подмодель структуры ОР; - назначение ОР, семантика(смысловое содержание) его компонент. - подсистема целей ОР; Пример структуры объекта разработки Месторождение Пласт Группа скважин Скважина ,2,3,4 – Структурные уровни подсистем Двухуровневая система моделей дебита скважин (4)

Атрибуты мониторинга и управления разработкой месторождений нефти и газа 1.Показатели разработки месторождений нефти и газа. 2.Источники первичной информации. Комплексы исследований скважин и пластов. 3.Моделирование (идентификация) процессов нефтегазодобычи: 4.Системы управления разработкой и принятия решений: 5. Показатели качества и критерии эффективности разработки. 6

Технологические показатели разработки Глобальные технологические параметры разработки, подлежащие оптимизации: 1. извлеченные запасы и текущий коэффициент извлечения нефти и газа; 2. годовой темп добычи нефти, газа, конденсата и отбора жидкости; 3. обводнение продукции; 4. срок отбора основных запасов нефти; 5. полнота извлечения нефти - коэффициент конечного нефтеизвлечения. Другие технологические показатели разработки: - текущее и накопленное количество добытой нефти, жидкости или воды; - пластовое и забойное давление; - газовый фактор; - доля фонтанной добычи и фонд фонтанных скважин; - объем и давление закачки воды; - распределение пластового давления; - перепады давлений между зонами нагнетания и отбора; - изменение пластового давления и средних забойных давлений, средневзвешенное - давление в зоне нагнетания; - средняя приемистость нагнетательных скважин и другие…. 7

Источники первичной информации Комплексы исследований: 1.сейсмические исследования; 2. изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды; 3. исследование скважин геофизическими методами; 4. гидродинамические методы исследования скважин; 5. наблюдения за работой нагнетательных и добывающих скважин. 8

1. Сейсмические исследования Результаты сейсмических исследований: Сейсмический разрез со стратиграфической привязкой маркирующих горизонтов. Гипсометрическое положение кровли продуктивных пластов(структурные карты, отметки глубин, ВНК,ГНК и т.д.) Зоны развития коллекторов и их свойства(толщина, пористость, литология). Литолого- стратиграфические разрезы, положение в этом разрезе нефтегазонасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов

месторождений по площади и разрезу. Гипсометрическое положение флюидальных контактов в разных частях залежей, форма и размеры залежей. 9

2. Изучение керна, шлама, проб нефти, газа и воды Важнейшими параметрами при изучении керна, проб нефти, газа и воды являютcя: 1. Коллекторские свойства залежи: 1.1. пористость, проницаемость, насыщенность, трещиноватость и т.д. 2. Свойства нефти, газа, конденсата: 2.1 плотность, вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, и т.д. 2.2 компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти; 2.3 компонентный состав газа и газоконденсата; 10

3. Исследование скважин геофизическими методами Основные методы ГИС : электрические; радиоактивные;термические; акустические; геохимические; механические; магнитные и другие Результатом интерпретации ГИС являются : 1. глубина залегания пластов различного литологического состава; 2. литологический состав пород, слагающий разрез исследуемой скважины; 3. пласты коллекторы нефти и газа (толщина продуктивного пласта ); 4. коллекторские свойства пласта – пористость, трещиноватоcть, кавернозность, водо, нефте и газонасыщенность. Для изучения технического состояния скважины применяются: - инклинометрия - определение углов и азимутов искривления скважин. - кавернометрия – установление изменений диаметра скважин. - цементометрия – определение по данным термического, радиоактивного и акустичского методов характера распределения цемента в затрубном пространстве и степени его сцепления с горными породами. - выявление мест притоков и затрубной циркуляции вод в скважинах электрическими, термическими и радиоактивными методами.1

4. Гидродинамические методы исследования скважин Основные методы ГДИС : 1. Технология исследований методом КВД (восстановления давления); 2. Технология исследования методом КПД (падения давления); 3. Технология исследований методом ИД (индикаторная диаграмма); 4. Технология исследований методом КВУ (восстановления уровня); 5. Технология метода циклических исследований ИД- КВД, ИД- КПД ; 6. Гидропрослушивание. Результатом интерпретации ГДИС являются: 1. Значения фильтрационно - емкостных и динамических свойств пласта (гидропроводность, проницаемость, продуктивность и т.д.); 2. Данные о типах и местоположении различных неоднородностей и гидродинамических границ(барьеров); 3. Параметры энергетического состояния объектов разработки (пластовое, забойное давление); 4. Характеристики качества вскрытия и состояния призабойной зоны( скин- фактор, параметры трещины гидроразрыва и т.п.). 1212

5. Наблюдения за работой нагнетательных и добывающих скважин Мероприятия для получения текущей промысловой информации: 5.1.определение дебита жидкости добывающих скважин; 5.2. отбор устьевых проб продукции и анализ их на обводненность; 5.3 измерение дебита газа; 5.4. измерение расхода закачиваемой воды; 5.5. измерение трубного и межтрубного устьевых давлений; определение забойного давления; 5.7. измерение динамического уровня жидкости в межтрубном пространстве; 5.8. определение пластового давления. 1313

Моделирование(идентификация) процессов нефтегазодобычи Факторы необходимости построения моделей ТПР : 1.невозможность учета всех причинно- следственных связей в связи с нехваткой первичных данных; 2. сложность, многообразие и недостаточная изученность протекающих процессов (многофазность и нестационарность фильтрационных потоков, зональная и послойная неоднород- ность нефтяных пластов и т.д.), недостаточность развития теоретических методов нефтепромысловой геологии; 3. действие различных случайных факторов внешней среды и внутренних процессов, которые трудно предвидеть и предсказать их последствия ( различные ошибки регистрации технологических и геологических показателей разработки, различные ошибки проводки и заканчивания скважин, отклонения забоев скважин от проектных, негерметичность обсадной колонны, прорывы воды ) ; 4. широкое использование методов обобщения эмпирического материала, экспертных оценок, накопленного опыта и знаний. 1414

Методы моделирования процессов нефтегазодобычи Классификация методов моделирования: 1. детерминированные методы (алгебраические формулы, интегральные и дифференциальные уравнения и т.д.); 2. вероятностно- статистические методы ( вводятся понятия случайного события, случайной величины, случайного процесса, вероятности наступления события, распределение вероятностей и т.д.); 3. стохастические (статические и динамические) методы в условиях полной и неполной априорной неопределенности о статических характеристиках процессов и помех; 4. интегрированные системы с учетом дополнительной априорной информации, накопленного опыта и знаний (системы моделей объектов разработки и моделей объектов аналогов); 5. экспертные системы (системы с элементами искусственного интеллекта, нейронные сети, генетические алгоритмы и т.п.). 1515

Дополнительная информация как источник преодоления неопределенностей Системы нефтегазодобычи - сложные искусственные стохастические системы с неопределенностями. Причины неопределенностей: 1. Недоступность и искажение информации в процессе ее сбора, передачи и обработки. 2.Большие затраты на получение данных. 3.Отсутствие и неполнота знаний о закономерностях протекающих процессов. 4. Нестабильность факторов внешней среды (цены на нефть и газ, реакция водонапорного бассейна на его разработку и т.д. ). Основной принцип преодоления неопределенности – самоорганизация – использование для целей управления всей информации, получаемой в процессе функционирования системы, накопленного опыта и знаний. Информация об объекте разработки : 1.исходные и дополнительные априорные данные; 2. субъективные суждения, различные экспертные оценки; 3. априорная информация о структуре модели объекта разработки; 4. априорная информация о статистических характеристиках случайных контролируемых и неконтролируемых параметров разработки и переменных внешней среды. 1616

Показатели качества и критерии эффективности разработки Для оценки эффективности системы разработки широко используются показатели: 1. Прибыль (доход). 2. Добыча нефти, газа, отбор жидкости. 3. Обводненность продукции. 4. Себестоимость(затраты). 5. Коэффициент конечного извлечения сырья. 6. Текущий коэффициент извлечения. 7. Срок отбора основных запасов. 8. Система размещения скважин (сетка размещения скважин, система воздействия на пласт, число рядов и скважин). - комплексный (комбинированный) показатель качества; - частные показатели. 18

Стратегические задачи управления разработкой Стратегические задачи управления разработкой заключаются в решении задач: 1. Проектирование оптимальной (рациональной) системы разработки. 2. Разработка мероприятий для достижения проектных технологических показателей разработки (регулирование разработки). 3. Оценка эффективности технологий и принятой системы разработки. Наиболее широко используются критерии: 1. Прибыль(доход). 2. Добыча нефти, газа, отбор жидкости. 3. Себестоимость (затраты). 4. Коэффициент конечного извлечения сырья.. 5. Система размещения скважин (число добывающих и нагнетательных скважин, система размещения скважин). Минимаксный критерий оптимальности проектирования разработки: Критерий оптимального регулирования разработки: - геолого- технические мероприятия, технологические показатели разработки, экономические, экологические факторы 19 (1) (2)

актические задачи оперативного управления разработкой Оперативные задачи управления разработкой не приводят к коренному изменению сложившейся системы разработки и заключаются в решении задач: 1. Адаптация (поддержание в рабочем состоянии) постоянно действующих геолого- технологических моделей. 2. Изменение режима нагнетания и отбора жидкости Отключение высокообводненных скважин Оптимизация режимов работы добывающих и нагнетательных скважин Оптимизация вскрытия и изменения режимов перфорации пластов объектов разработки Применение одновременной - раздельной закачки и одновременно- раздельной эксплуатации при многопластовом строении объекта. 3. Повышения продуктивности пластов и скважин разными методами (тепловые, физико- химические, вибросейсмические и другие). 4. Гидроразрыв пласта. 20

сновные задачи мониторинга и управления разработкой месторождений нефти и газа 21 Управление разработкой месторождений нефти и газа включает: 1. Геолого – промысловый анализ и контроль разработки. 2. Проектирование разработки (технологические схемы, проекты разработки). 3.

Моделирование процессов нефтегазодобычи. 4. Оперативное управление и регулирование процессов разработки. 5. Создание, сопровождение и адаптация ПДГТМ. 6. Оценка эффективности ГТМ. 7. Планирование ГТМ.

Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1350; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 567 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!