Г л а в а IX
ПРОЕКТИРОВАНИЕ И РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 1. П Р О Е К Т Н Ы Е Д О К У М Е Н Т Ы ПО Р А З Р А Б О Т К Е Н Е Ф Т Я Н Ы Х М Е С Т О Р О Ж Д Е Н И Й
Ввод в разработку каждого нефтяного месторождения в СССР
осуществляется на основе проектного документа. Все последую щие наиболее важные инженерные мероприятия, касающиеся разработки месторождений, осуществляются после составления
ипринятия соответствующих проектных решений.
Внефтяной промышленности СССР установлены единыйпорядок составления проектных документов по разработке неф тяных месторождений и единые требования к их основному
содержанию. При этом принята следующая номенклатура про ектных документов.
1. Принципиальная схема разработки. Ее составляют для месторождений, содержащих значительное количество объектовили самостоятельных площадей разработки (более 5—7 объек тов или площадей разработки).
2.Технологическая схема разработки. Ее составляют для всех месторождений, вводимых в разработку.
3.Проект разработки. Его выполняют для всех месторож дений, введенных в разработку.
4.Уточненный проект разработки. Его составляют для мес торождений, представления о характеристиках которых измени лись в процессе их разбуривания и начальной разработки или
при необходимости резкого изменения уровней добычи углево дородов из месторождения.
5. Технологическая схема или проект опытно-промышленной разработки. Их составляют для испытания новой технологии извлечения углеводородов из недр.
Внеобходимых случаях составляют также проектные доку менты по пробной эксплуатации месторождений, если эти мес торождения характеризуются ранее не встречавшимися в прак тике свойствами или находятся в особых природных условиях.
Впринципиальной и технологической схемах для вновь вводимых в разработку месторождений устанавливают объекты
исистему разработки месторождений, основные положения тех нологии разработки, определяют максимальный уровень добы чи нефти и срок выхода на этот уровень. В принципиальной схеме отражают общую совокупность систем разработки от дельных крупных объектов разработки, оптимальное распреде ление капитальных вложений в эти объекты, последователь
ность их ввода в разработку, общий уровень добычи углеводородов из месторождения и срок выхода на этот уровень.
В принципиальной и технологических схемах разработки определяется соответствующий набор технико-экономических и экономических показателей, оцениваются текущая нефтеотдача и обводненность продукции, общие и удельные капитальные вложения, себестоимость, приведенные затраты и т. д.
В проекте разработки сопоставляют проектные показатели разработки месторождения, полученные в результате выполне ния принципиальной и технологической схем, с фактическими показателями разработки месторождения в начальной стадии; уточняют исходные данные для составления проекта; уточняют л согласовывают с планирующими органами уровень добычи углеводородов из месторождения; изменяют в случае целесооб разности и возможности систему и технологию разработки мес торождения.
В проекте разработки более основательно прорабатывают вопросы эксплуатации скважин, сбора, подготовки и транспорта нефти и газа, мероприятия по охране недр и окружающей сре ды, поскольку этот проект служит окончательным документом, на основе которого составляют проект обустройства месторож дения и производится промысловое строительство.
Технологическая схема или проект опытно-промышленных работ по испытанию нового метода извлечения нефти из недр содержат, помимо обычных расчетов и решений, касающихся выбора объектов разработки, схемы расположения скважин, технологии воздействия на пласт, также основные результаты исследований, посвященных осуществлению данного нового ме тода разработки в конкретных пластовых условиях месторож дения, для которого составлен проектный документ. Особое внимание при этом следует уделять как можно более точному •определению технологических показателей, чтобы получить достоверные сведения об эффективности испытуемого метода извлечения нефти из недр и сравнить его с традиционными ме тодами разработки.
Уточненный проект разработки по содержанию не отлича ется от обычного, кроме, может быть, анализа причин несоот ветствия результатов прежнего проекта результатам фактиче ской разработки, если такое несоответствие имело место.
Проектные документы по разработке нефтяных месторож дений составляют на основе заданий на проектирование, выда ваемых нефтегазодобывающими предприятиями.
Принципиальная и технологическая схемы, а также проек
ты разработки — основные документы, по которым |
каждое |
нефтегазодобывающее предприятие |
осуществляет |
весь |
комп |
лекс технических и технологических |
мероприятий |
по извлече |
нию нефти и газа из недр, контролю за процессом разработки
месторождений, |
обеспечению безопасности работ, охране недр |
и окружающей |
среды. Эти документы являются базой для со |
ставления текущих пятилетних и перспективных планов добы чи нефти и газа по нефтегазодобывающему предприятию, пла нирования буровых работ, обустройства месторождений, соору жения нефтегазопроводов, дорог, промышленного и коммуналь ного строительства.
При составлении проектных документов по разработке неф тяных месторождений следует руководствоваться законами
СССР и союзных республик, Указами Президиума Верховного Совета СССР и союзных республик, решениями Советского правительства, приказами Министерства нефтяной промышлен ности, ГОСТами, ОСТами, инструкциями, методиками и норма тивами.
Проектные решения по разработке каждого нефтяного мес торождения готовят в нескольких вариантах. Из числа возмож ных наиболее эффективных выбирают три основных варианта, различающиеся уровнями добычи нефти, нефтеотдачей, матери альными, денежными и трудовыми затратами. Указанные ва рианты могут отличаться системами и технологиями разработ ки месторождения.
Наряду с предлагаемыми в проектном документе описывают также вариант разработки методом, которым разрабатывались ранее аналогичные месторождения. Такой вариант называется б а з о в ы м . Его используют для сравнения эффективности раз работки месторождения предлагаемым и ранее применявшимся методом.
Один из предлагаемых вариантов, наиболее удовлетворяю щий решению задачи перспективного развития нефтяной про мышленности в стране в целом и имеющий лучшие технико экономические и экономические показатели, принимают к реа лизации.
Рассмотрим в общих чертах содержание проектных докумен тов, принимая за основу технологические схемы и проекты раз работки нефтяных месторождений.
Проектный документ начинают составлять с обоснования постановки работы по проектированию и общих географических и геологических сведений о месторождении. Далее приводят геолого-физическую характеристику месторождения, цель кото рой— геологическое обоснование параметров месторождения, которые затем используют при подсчете запасов нефти и газа и в расчетной модели разработки месторождения. Геологиче ское описание строения месторождения сопровождают графиче ским материалом — структурными картами, геологическими профилями, картами распространения коллекторов.
Приводят данные о пористости пластов, их проницаемости, нефтенасыщенности и газонасыщенности, толщине отдельных прослоев и общей толщине пласта; данные, определенные по отдельным скважинам, так и средние по пластам месторожде ния, полученные с применением вероятностно-статистических методов.
Особо выделяют данные о неоднородности, необходимые для построения модели слоисто-неоднородного пласта, используе мой затем в процессе расчета разработки месторождения.
Необходимо получить и включить в проектный документ параметры, характеризующие физико-химические свойства неф ти, газа и воды и, если необходимо, параметры фазового со стояния смесей углеводородов. К основным физико-химическим параметрам нефти относятся вязкость (зависимость ее от тем пературы в пластовых и поверхностных условиях), плотность» начальное газосодержание, давление насыщения и объемный коэффициент. Для пластовой воды важно знать ее плотность, вязкость, основной состав растворенных в ней веществ.
Если для .расчета процесса разработки нефтяного место рождения используют модель непоршневого вытеснения, то не обходимо иметь зависимости (кривые) относительных проницае мостей для нефти и воды, в том числе модифицированных от носительных проницаемостей. Если применяют модель поршне вого вытеснения, следует определить данные зависимости теку щей нефтеотдачи от степени промывки для образцов пласта различной проницаемости. Наконец, нужно знать геологические запасы нефти в пластах месторождения, разработка которого проектируется, а также запасы растворенного в нефти и свобод ного газа.
При подготовке впервые составляемой для месторождения технологической схемы анализируют параметры эксплуатации разведочных или опытных скважин. В результате комплексного геолого-физического изучения месторождения, данных об экс плуатации разведочных скважин, на основе опыта разработки аналогичных месторождений рассматривают возможные вари анты системы разработки с различным объединением плас тов в объекты разработки и применением различных техноло гий извлечения нефти из недр.
Для расчета показателей разработки обосновывают и при нимают различные модели разработки и расчетные схемы.
На основе моделей разработки определяют технологические показатели для рассматриваемых вариантов. До расчетов при водят сводку принятых исходных данных.
Во время составления проектов разработки, когда уже имеются данные предыдущей эксплуатации месторождения со гласно ранее принятой и осуществленной технологической схе ме, стремятся добиться совпадения фактических и расчетных данных путем адаптации используемых моделей разработки к фактическим данным либо за счет некоторого изменения исход ных данных, либо применения иных моделей.
Если систему в проекте не предполагается существенно из менять, можно использовать эмпирические методики прогнози рования разработки месторождения, адаптированные к дан ным предыдущей разработки.
Зная систему и технологические показатели в различных вариантах разработки месторождения, можно рассчитать тех нико-экономические и экономические показатели. Так, опреде ляют по вариантам максим-альный (проектный) уровень добычи нефти и жидкости, максимальный темп разработки, год выхода месторождения на максимальный уровень добычи нефти, про должительность добычи нефти на этом уровне. За первые 5, 10 и 15 лет определяют накопленную добычу нефти, накоплен ную добычу жидкости, объем закачиваемой воды или других веществ в пласты. Оценивают срок разработки месторождения и конечную нефтеотдачу.
Для характеристики систем разработки в различных вари антах учитывают параметры SCl Nкр, со и шр, а также фонд до бывающих, нагнетательных и обустройства отдельных объектов разработки.
Далее по вариантам устанавливают экономические показа тели. Указывают за 5, 10 и 15 лет общие капитальные вложе ния, текущие и эксплуатационные затраты, себестоимость про дукции, приведенные затраты. Если проектируется разработка нефтяного месторождения с применением новой технологии из влечения нефти из недр, обеспечивающей большую нефтеотда чу по сравнению с ранее применявшейся, базовой технологией, то сравнивают технологические и технико-экономические по казатели разработки с использованием базовой и новой техно логии. Особо определяют дополнительную добычу нефти, кото рая будет получена при использовании новой технологии, а так же дополнительные капитальные вложения, себестоимость до полнительно добытой нефти, приведенные затраты, на дополни тельно добытую нефть.
В технологических схемах обычно оценивают распределение скважин по способам эксплуатации. В проектах же разработки рассчитывают распределение по годам действующего фонда скважин по основным четырем способам эксплуатации: фон танному, газлифтному, ЭЦН и ШГН.
Конструкция добывающих и нагнетательных скважин долж на быть приведена в принципе уже в технологической схеме разработки. Однако окончательно ее устанавливают во время составления проекта разработки. Определяют также вид и пе речень эксплуатационного оборудования, необходимого для осу ществления различных способов подъема нефти из скважин, а также оборудования для воздействия на пласты месторожде ния с целью увеличения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.
Наконец, в технологических схемах, и особенно в проектах разработки, приводят инженерное решение вопросов охраны недр и окружающей среды. В проектные документы помещают перечень мероприятий по контролю за разработкой месторож дения, в котором указываются виды гидродинамических и гео физических исследований месторождений и их периодичность.
§ 2. ИЗМЕРЕНИЕ, РЕГИСТРАЦИЯ И АНАЛИЗ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
После принятия к реализации проектного документа, опре деляющего разработку нефтяного месторождения, приступают к разбуриванию местрождения, его обустройству и собственно добыче нефти и газа из месторождения. Начиная с ввода мес торождения в разработку до самого окончания этого процесса, не прекращают измерения (исследования) геолого-физических свойств месторождения и показателей его разработки. При этом накапливаются многочисленные сведения, позволяющие не только лучше познавать характеристики месторождения и изу чать ход его разработки, но и управлять процессами извлече ния нефти из недр.
Основой для изучения свойств месторождения и характера процессов его разработки служат данные количественных гид родинамических и геофизических измерений, производимых в скважинах, а также данные исследования физико-химических свойств извлекаемых из пластов и закачиваемых в них веществ. При этом проводят следующие измерения и исследования.
1. Стандартные геофизические измерения кажущегося элект рического сопротивления пород и потенциала собственной по ляризации в геологическом разрезе, вскрываемом скважиной, во всех вновь пробуренных скважинах.
2.Исследования при помощп испытателей пластов в разве дочных скважинах и в некоторых случаях бурения эксплуата ционных скважин. В большинстве скважин отбирают керн из продуктивного пласта.
3.Исследования методами установившихся отборов и за качки с целью построения индикаторных кривых в добываю щих и нагнетательных скважинах. Практически все скважины должны быть исследованы методом восстановления забойного давления. При этом такие исследования повторяют через 1— 2 года или чаще, если происходит воздействие на призабойную зону скважин. Замеры забойного п пластового давлении без снятия индикаторных кривых и кривых восстановления давле ния производят в среднем один раз в полгода.
Впроцессе разработки нефтяных месторождений с приме нением обычного заводнения осуществляют замеры температу ры в скважинах примерно один раз в год. Если при заводнении нефтяных пластов используют воду с температурой ниже плас товой, что может привести к кристаллизации парафина в неф
ти, пластовую температуру замеряют чаще. При использовании тепловых методов разработки нефтяных месторождений, осо бенно в начальный период их применения, можно проводить ежемесячные или еще более частые замеры температуры в до бывающих скважинах.
Весьма важное значение для контроля и анализа разработ ки нефтяных месторождений имеют измерения профилей при
за®
тока и приемистости скважин глубинными дебитомерами и рас ходомерами. Периодичность проведения таких исследований в каждой скважине составляет от полгода до одного года. В не обходимых случаях эти измерения можно проводить с большей частотой.
Перед составлением технологических схем и проектов раз работки в значительном числе скважин, расположенных на раз личных участках месторождения, отбирают глубинные пробы добываемой продукции. В отдельных скважинах такие отборы повторяют примерно через год. В тех особых случаях, когда, например, анализ глубинных проб нефти и воды позволяет су дить о .перемещении водонефтяного контакта или осаждении парафина в пористой среде, пробы отбирают чаще.
Обязательны замеры дебитов нефти и воды на всех сква жинах. Такие замеры проводят на групповых замерных уста новках.
Для анализа разработки нефтяных месторождений необхо димы также одновременные измерения в скважинах забойного давления, профилей притока жидкости или ее расхода, забой ной температуры при помощи комплексных глубинных прибо ров типа «Поток».
Для определения положения водонефтяного и газонефтяного контактов в скважинах используют методы нейтронного и им пульсного нейтрон-нейтронного каротажа. Такие исследования проводят в скважинах примерно один раз в полгода.
В некоторых случаях при исследованиях применяют радио активные изотопы (в частности, путем закачки в пласты три тия), акустический каротаж, глубинное фотографирование и другие специальные виды исследований.
Все указанные измерения, проводимые в процессе разработ ки каждого отдельного месторождения, направлены не только на более глубокое познание самих процессов извлечения нефти, но и на дальнейшее изучение недр, и в первую очередь продук тивных пластов.
Всю информацию, включающую параметры, характеризую щие пласты и скважины разрабатываемого месторождения, си стему разработки, технологические, технико-экономические и экономические показатели, хранят в службах обработки инфор мации, кустовых информационно-вычислительных центрах, име ющихся в нефтегазодобывающих управлениях и в объедине ниях, а также в главном информационно-вычислительном цент ре Министерства нефтяной промышленности.
Отдельно регистрируются технологические и технические мероприятия, которые осуществляются на скважинах в процес се разработки месторождений, а также технико-экономические, экономические показатели, нормативы, плановые и другие за данные цифры.
Для хранения массивов информации о разработке нефтяных месторождений используют машинные носители информации:
магнитные диски, магнитные ленты, перфокарты, |
перфолен |
ты. Эти накопители информации подсоединяют |
к |
ЭВМ соот |
ветствующих информационных служб и |
вычислительных |
центров. |
|
|
Программы выборки и обработки информации о разработке нефтяного месторождения предназначены для составления справок, отчетов, подготовки исходной информации, для состав
ления проектных документов |
по разработке месторождений, |
для анализа и регулирования |
разработки, прогнозирования. |
Например, если требуется построить карту изобар на опреде ленную дату, то соответствующая программа выбирает из все го информационного массива те данные, которые как раз и необходимы для построения этой карты.
Известны программы, позволяющие осуществить автомати ческие построения графиков и карт, в том числе карт изобар, при помощи графопостроителей. Если необходимо нанести на карту положения водонефтяного контакта на определенные да ты, то программа осуществляет выборку из информационного массива соответствующих данных о замерах положений водо нефтяного контакта и т. д. Однако чаще всего ЭВМ обеспечи вает только выборку и распечатку исходных данных для по строения отдельных зависимостей и карт, а построения осуще ствляют специалисты, анализирующие разработку месторожде ния.
В процессе анализа не только строят различные взаимосвя зи показателей разработки, но и выявляют причины возникно вения этих взаимосвязей, находят пути улучшения показателей разработки месторождений путем регулирования или подготов ки и осуществления нового проектного решения.
Наиболее совершенная, высшая форма анализа разработки месторождения — сопоставление фактических данных о процес се с результатами математического моделирования разработки на современных ЭВМ, адаптация модели разработки к факти ческим данным и выявление неизвестных особенностей геоло гического строения месторождения и характера протекания в нем процессов извлечения нефти.
Решение о проведении мероприятий по регулированию раз работки месторождения в этом случае наиболее обосновано.
§ 3. РЕГУЛИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соот ветствие фактического хода разработки с проектным. Совокуп
ность этих |
мероприятий и |
является р е г у л и р о в а н и е м |
р а з р а б о т |
к и н е ф т я н о г о |
м е с т о р о ж д е н и я , которое |
можно проводить чисто технологическими методами без изме нения или с частичным изменением системы разработки.
К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.
1.Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагне тательных скважин путем уменьшения или увеличения их деби тов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.
2.Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин' с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых
вних веществ.
3.Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифферен цированном давлении нагнетания.
4.Применение пакерного оборудования и проведение работ по капитальному ремонту с целью изоляции отдельных про слоев пласта без изменения принятых по последнему проектно му документу объектов разработки.
5.Циклическое воздействие на пласт и направленное изме нение фильтрационных потоков.
Кметодам регулирования, связанным с частичным измене нием системы разработки месторождения, относят:
1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатывае мые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные сква жины-очаги или группы нагнетательных скважин, через кото рые осуществляется выборочное воздействие на отдельные уча стки пластов;
2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью час тичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объек тов разработки.
Рассмотрим циклические методы воздействия на пласт и ме тоды направленного изменения фильтрационных потоков, ис пользуемые при разработке заводняемых нефтяных месторож дений, поскольку суть всех остальных методов регулирования либо ясна из предыдущих глав настоящего курса, либо излага ется в курсе технологии и техники добычи нефти.
Технология циклического воздействия на пласт заключается в периодическом изменении дебитов добывающих скважин и расходов закачиваемой воды в нагнетательные скважины на каком-либо достаточно крупном участке месторождения или на месторождении в целом. Направленное изменение фильтраци онных потоков проводят путем изменения режимов работы от дельных групп добывающих и нагнетательных скважин с целью ускорения продвижения водонефтяного контакта по тем лини ям движения, по которым он до этого продвигался медлен
но, и, наоборот, замедления его перемещения в других направ лениях.
Циклическое воздействие на пласт часто осуществляют пу тем периодического изменения режимов работы только нагне тательных скважин при постоянном режиме эксплуатации до бывающих скважин для поддержания добычи жидкости на вы соком уровне. При этом темп нагнетания воды в пласты всего месторождения также периодически изменяется, колеблясь око ло среднего проектного уровня. Периоды колебания темпа за качки в пласт воды (циклы) в зависимости от фильтрационных свойств месторождений составляют обычно от недель до меся цев.
Периодическое изменение режимов работы скважин и теку щих объемов жидкостей, закачанных и отбираемых из пласта, вызывает изменение давления. В соответствии с теорией упру гого режима перераспределение пластового давления происхо дит быстрее в высокопроницаемых пропластках или в трещи нах.
Вцикле повышения давления возникают перетоки веществ из высокопроницаемых в низкопроницаемые области пласта.
Если породы-коллекторы низкопроницаемых участков плас та гидрофильные, что часто бывает, то в них преимущественно проникает вода, вытесняя нефть.
Вцикле снижения давления вода удерживается капилляр ными силами в низкопроницаемых породах, а нефть перетекает
ввысокопроницаемые пропластки и трещины, поскольку в них происходит быстрее не только повышение, но и снижение дав ления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высоко проницаемые области пласта при циклическом воздействии способствуют общему увеличению нефтеотдачи пласта.
Направленное изменение фильтрационных потоков нераз рывно связано с циклическим воздействием на пласт. Однако оно приводит и к дополнительному эффекту, связанному с «вы мыванием» нефти из областей пласта, где до изменения на правлений потоков градиенты давления и скорости фильтрации были низкими.
Проведение указанных мероприятий по регулированию раз работки нефтяных месторождений связано с дополнительными, по сравнению с проектными, текущими и капитальными затра тами.
Если приведенные затраты на регулирование разработки месторождения находятся в пределах 10—20% от суммарных приведенных затрат и если эти затраты не возрастают с тече нием времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче оп тимального развития добычи нефти в стране в целом, то ори ентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку сле дует продолжать по принятому проектному документу. В про тивных случаях ставится вопрос о подготовке нового проектно го решения о разработке месторождения.
