Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 [ 24 ] 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Рис. 3.8. Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции при внутрипластовом горении:

/ - воздух; -вода; / - продукция скважнн; /V -смесь газов; V -топливо для дожига; VI - нефть; / - компрессорная станция; 2 - насосная станция для воды; 3 - воздухо- и водораспределительные пункты; 4 - нагнетательная скважина; 5 - добывающие скважины; в - пескоуловитель; 7 -замерная установка; S -печь для путевого подогрева продукции скважии; 9 - депульсатор - узел предварительного отбора газа; 10 - сепаратор; - устройство для сжигания газа; 12 - буферная емкость; 13 - насосная станция для нефти

устья нагнетательной скважины ОУВГ и др. Технологическая схема закачки рабочих агентов и сбора продукции показана на рис. 3.8. Добываемый газ содержит большое количество азота, оксида углерода, сернистого и углекислого газов, в некоторых случаях сероводорода, вследствие чего может оказаться непригодным для использования в народном хозяйстве. Поэтому в целях охраны окружающей среды требуется его сжигание. Лучше извлекать токсичные компоненты специальными поглотителями.

Осложнения при эксплуатации связаны с интенсификацией выноса породы (крепление призабойной зоны путем коксования части нефти, установка фильтров), коррозией подземного и наземного оборудования (подача ингибиторов коррозии в за-трубное пространство), нагревом добывающего оборудования (закачка воды в затрубное пространство, отключение скважин), преждевременными прорывами газов (избирательное вскрытие пластов, регулирование отборов и закачки), образованием стойких водонефтяных эмульсий.

Проектирование процесса включает совместное решение термо- и гидродинамических задач. При этом определяют удельное количество коксоподобного топлива, удельный расход воздуха и кинематические параметры окисления нефти, время, необходимое для создания фронта горения путем самовоспламенения нефти или для подогрева призабойной зоны пласта до температуры воспламенения топлива, технологические показатели разработки (расход воздуха, приемистость нагнетательных скважин, и давление нагнетания, размеры пароводяной и выжженной зон, изменение дебита нефти во времени, коэффициент нефтеотдачи).

Метод применялся на месторождениях Павлова Гора (с 1966), Балаханы-Сабунчи-Романы (с 1973 г.) и др. Будущее всех тепловых методов связывают с необходимостью разработки месторождений высоковязких нефтей. -

Контрольные вопросы

1. Назовите наиболее перспективные методы повышения нефтеотдачи и условия их применения.

2. Охарактеризуйте преимущества н недостатки использования сточных вод для ППД.

3. По каким технологическим схемам может осуществляться закачка воды в залежь?

4. Объясните характер изменения охвата то.пщииы продуктивности пласта заводнением в зависимости от давления нагнетания.

5. Использование какого теплоносителя наиболее эффективно для вытеснения нефти и почему?

Глава 4

АНАЛИЗ, КОНТРОЛЬ И РЕГУЛИРОВАНИЕ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

§ 4.1. ЗАДАЧИ И МЕТОДЫ АНАЛИЗА, КОНТРОЛЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Регулирование разработки

Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование (оптимизацию) процесса разработки проводят на основе большого числа частных критериев, среди которых можно выделить следующие:

технологические - обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.;

экономические - обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др. Множество частных критериев обусловлено сложностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включающему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных народнохозяйственных затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку задача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкретного месторождения должно обеспечить народнохозяйственную и экономическую эффективность.

По признаку изменения системы воздействия методы регулирования можно разделить на две группы (по Б. Т. Баишеву): без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин; частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин. 148

К первой группе можно отнести такие методы регулирования:

воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечивает улучшение гидродинамического совершенства и увеличение продуктивности скважин, изоляцию (ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение профиля притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пласта в добывающих и нагнетательных скважинах;

изменение технологических режимов работы скважин: добывающих (увеличение или ограничение подачи подъемного оборудования вплоть до отключения скважин или форсированного отбора жидкости, периодическое изменение отборов), нагнетательных (увеличение или ограничение расходов закачки, повышение давления нагнетания, перераспределение закачки по скважинам, периодическая или циклическая закачка, создание повышенных давлений нагнетания и др.);

одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях.

Во вторую группу могут входить следующие методы регулирования:

добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе (резервные скважины), или возврат скважин с других пластов;

частичное изменение системы воздействия (организация очагового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнетания добуриванием новых скважин и переносом закачки в существующие скважины, применение физико-гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи);

полное изменение системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки и др.).

Регулирование разработки осуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) .месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки. Применительно к режиму вытеснения нефти водой можно назвать такие основные задачи регулирования.

На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии разработки одна из главных задач регулирования- обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее применение находят бурение резервных скважин, изменение режимов их работы, воздействие на призабойную зону пласта. Эф-

фективны также ограничение дебитов бысокообводненных скважин внешних рядов или даже их остановка и увеличение отборов по безводным и малообводненным скважинам внутренних рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного лрорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам. Целесообразно также применение методов второй группы. Необходи- , мость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей страны в неф-тепродуктах; изменением представления о геологическом строении и запасах месторождения, несовершенством проектных решений в силу ограниченности и неточности исходной информации. Например, возросшие потребности страны в нефти обусловили составление новых схем разработки Ромашкинского и Самотлорского месторождений.

На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов пажния добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добывае-мЪй воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравниванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.

Задача регулирования на четвертой завершающей стадии - дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др.

Поскольку процесс добычи нефти характеризуется гидравлически неразрывной связью системы «пласт-скважины-нефте-газоводосборные трубопроводы - установка подготовки нефти и воды - водотрубопроводы утилизации попутной воды», то пределы и возможности методов регулирования обусловлены ограничивающим действием этих элементов общей системы. Учет их влияния необходим при выборе методов регулирования. Различают технологические, технические и планово-экономические ограничения методов регулирования.

К основным технологическим ограничениям можно отнести следующие: число скважин, их размещение и очередность ввода; тип системы заводнения; ограничения по давлению и дебитам скважин. По мере сгущения сетки скважин дебит залежи сначала увеличивается, достигая максимума, а затем может уменьшаться при фонтанной эксплуатации скважин. С разрежением сетки скважин ценность каждой.скважины и требования к ее техническому состоянию возрастают, увеличиваются удельные отборы на одну скважину, что приводит к уменьшению «запаса прочности» системы разработки и возможностей маневрирова-

ния отборами по скважинам и регулирования процессом разработки. Чем интенсивнее система заводнения, тем выше темпы отбора. Ограничения давления и дебитов скважин определяются условиями фонтанирования скважин (минимальное забойное давление фонтанирования), выноса песка (разрушение сла-босцементированного пласта), конусообразования подошвенной воды и верхнего газа, недопущения значительного выделения газа из нефти в пласте (Рз>0,75рн), срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа и др.

Технические ограничения накладываются системой ППД (максимальные давления и подачи насосов, ограниченность ресурсов воды, мощность установок подготовки воды, оборудования для совместно-раздельной закачки воды и др.); подъемным оборудованием скважин (максимальная производительность); системой сбора и транспорта продукции (максимальная про-пускная способность трубопроводов, мощность насосных станций); системой подготовки нефти (максимальная производительность установок, зависящая от обводненности и стойкости эмульсии, требований по кондиции товарной нефти); системой очистки и утилизации пластовой попутной воды (мощность установок и пропускная способность).

К планово-экономическим ограничениям можно отнести годовой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость и др.). .

Проявление рассмотренных ограничений связано со стадией процесса разработки и обусловливает выбор метода регулирования.

Контроль процесса разработки

Принятие решений по выбору метода регулирования и установлению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.

Задача контроля - обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представительностью информации, точностью измерений и методом обработки. Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений. Объем информации по месторож-