Разработка нефтяных месторождений с применением законтурного и внутриконтурного заводнений (стр. 7 из 10)

-сократить капитальные вложения на бурение скважин (в 2-3 раза);

- снизить эксплуатационные расходы (переменные затраты) (на 20-40%);

- уменьшить срок освоения многопластового месторождения (на 30%);

- увеличить рентабельный срок разработки обводненных и загазованных пластов продлением их эксплуатации с подключением дополнительных объектов;

- увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет увеличения срока их рентабельной разработки;

- уменьшить вероятность замерзания фонтанной арматуры и выкидных коллекторов нагнетательных скважин из-за низкой проницаемости пласта;

- повысить эффективность использования скважин и скважинного оборудования;

- уменьшить вероятность образования негерметичности эксплуатационной колонны.

По сравнению с совместной эксплуатацией нескольких пластов технология позволяет:

- увеличить коэффициент нефтеотдачи пластов за счет разукрупнения объектов разной проницаемости и разной насыщенности и повышения степени охвата их заводнением;

- увеличить добычу нефти на 30-40 % за счет дифференцированного и управляемого воздействия на каждый из пластов;

- обеспечить учет закачиваемой воды (агент) в каждый из пластов;

- предупредить межпластовые перетоки по стволу скважины в момент ее остановки и при малых репрессиях;

- повысить эффективность методов повышения нефтеотдачи за счет использования одной скважины одновременно для ППД и селективной закачки агента для выравнивания профиля приемистости;

- нестационарно воздействовать на пласты, изменяя их режимы;

- обеспечить повышенные репрессии на низкопроницаемые нефтенасыщенные пласты с одновременнымограничением закачки воды в высокопроницаемые пласты;

- регулировать направления и скорости фильтрации пластовых флюидов, оперативно управляя полем пластовых давлений;

- уменьшить вероятность образования негерметичности эксплуатационной колонны;

- исследовать и контролировать разработку отдельных пластов. В настоящее время технология успешно внедрена на 37 нагнетательных скважинах, в том числе на 12 с 3-мя пластами и на 25 с 2-мя пластами. Технология наиболее эффективно реализуется на газлифтных и нагнетательных скважинах.

4. Расчетная часть

4.1 Расчет времени разработки нефтяной залежи

В связи с этим, одной из задач анализа разработки является подтверждение заданного проектным документом режима работы месторождения, для чего рассматривается динамика среднего пластового давления в зоне отбора и состояние текущего пластового и забойного давлений и газового фактора по площади пласта на дату анализа. Если обнаруживается, что значение среднего пластового давления в зоне отбора ниже давления насыщения, а забойное давление в добывающих скважинах снизилось по отношению к давлению насыщения более чем на 25% при значительном повышении газового фактора, то водонапорный режим на месторождении отсутствует и разработка его ведется на режиме растворенного газа. Следует отметить, что на современном уровне развития нефтепромыслового дела такое положение наблюдается исключительно редко. При задержке внедрения метода поддержания давления, а также для подтверждения существования упруговодонапорного режима определяется запас упругой энергии или объем нефти, добываемой из залежи за счет упругой энергии жидкости и пласта

где:

- запас упругой энергии залежи;

- коэффициент упругоемкости пласта;

- объем пласта;

- снижение давления,

где:

- пористость;

- коэффициент сжимаемости жидкости (нефти);

- коэффициент сжимаемости среды (породы);

где:

- начальное среднее пластовое давление;

- текущее среднее пластовое давление.

Сопоставляя текущую накопленную добычу нефти и воды с

, можно убедиться в наличии еще в залежи упругой энергии или в необходимости внедрения методов поддержания давления. Для выявления режимов нефтяной залежи помимо данных о параметрах пласта, соотношении давления насыщения и пластового давления, необходимо установить гидродинамическую связь данной залежи с законтурной областью. Связь эта может проявляться различным образом. В практике разработки нефтяных месторождений возможны случаи взаимодействия соседних месторождений, входящих в единую водонапорную систему. Влияние соседних месторождений необходимо учитывать при анализе пластовых давлений и в гидродинамических расчетах при проектировании при условии, что эти месторождения крупные по размерам добычи и закачки, если они эксплуатируются длительное время и если на них закачка воды начата с отставанием по отношению к отбору или систематически ведется в меньших объемах, чем отбор жидкости. При необходимости этот вид исследования лучше проводить при составлении проектного документа. Если это не сделано, то оценку влияния работы соседних месторождений на рассматриваемые следует сделать при анализе разработки. Влияние разработки соседних месторождений устанавливается по изменению пластового давления и смещению водонефтяного контакта, а иногда отмечается и перемещение залежи нефти. Легче установить это до начала разработки рассматриваемого месторождения по аномально низкому по сравнению с соседними залежами начальному пластовому давлению. В процессе работы влияние соседних залежей устанавливается расчетным путем методом компьютерного моделирования. Гидродинамическая связь данной залежи с законтурной областью проявляется также при работе законтурных и приконтурных нагнетательных скважин в виде утечек закачиваемой воды в законтурную область. Если при внутриконтурном заводнении вся закачиваемая вода идет внутрь залежи, то в законтурных скважинах часть закачки уходит за контур нефтеносности, особенно в первые годы разработки месторождения. Оценить объем утечек за контур нефтеносности нужно также при установлении давления на линии нагнетания выше начального пластового давления и значительном превышении накопленной закачки над накопленным с начала разработки отбором жидкости. Определение объемов утечек производится путем компьютерного моделирования или по формулам упругого режима (метод последовательной смены стационарных состояний) при условии представления залежи в виде укрупненной скважины:

где:

- утечки закачиваемой воды в законтурную область;

- средняя проницаемость пласта;

- толщина пласта;

- вязкость воды;

- поправочный коэффициент, определяется в период пробной эксплуатации;

- давление на линии нагнетания;

- начальное пластовое давление;

- безразмерная закачка на момент времени t, определяется по таблице 1.

- безразмерное время,

;

где:

- радиус укрупненной скважины;

- коэффициент пьезопроводности.

4.2 Расчет процесса закачки тех. жидкостей в скважины

Суммарная закачка по рядам нагнетательных скважин, по месторождению и его объектам определяется как сумма количеств закачиваемой воды по отдельным скважинам. Распределение закачки при внутриконтурном заводнении между соседними площадями или блоками разработки производится в соответствии с темпами отбора жидкости или в соответствии со средней гидропроводностью смежных площадей или блоков разработки. Распределение объемов закачиваемой воды в скважинах разрезающих рядов между соседними площадями рекомендуется проводить с учетом отборов жидкости и изменения пластового давления за анализируемый период на этих площадях по формуле:

где:

- объем закачки за анализируемый период (можно по годам или еще дробнее);