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 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

ГЛАВА 4 УПРАВЛЕНИЕ ПРОЦЕССОМ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ

По мере извлечения углеводородов из залежи естественная энергия, под действием которой флюид течет в добывающие скважины, уменьшается. При этом уменьшаются и дебиты добывающих скважин.

Темп снижения энергии в залежи зависит не только от режима дренирования, но и от извлекаемых запасов нефти и темпов их отбора. В свою очередь, количество добываемой нефти зависит от физических свойств пород и флюидов, от энергетического состояния залежи, от количества скважин и их расположения и т.д.

Если использовать только естественные энергетические источники, то возможно, во-первых, получить невысокие коэффициенты нефтеотдачи или, во-вторых, в значительной степени растянуть сроки разработки месторождения.

Именно поэтому в настоящее время широко применяются методы искусственного воздействия на залежи углеводородов (методы управления процессом выработки запасов). Принципиально эти методы делятся на методы, реализация которых приводит к искусственному воздействию на залежь в целом (интегральное воздействие), и на методы, реализация которых приводит к воздействию только на призабойную зону каждой конкретной скважины (локальное воздействие).

Остановимся на рассмотрении параметров, управление которыми позволяет реализовать как интегральное, так локальное воздействия.

4.1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ УПРАВЛЯЕМОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ В ЦЕЛОМ ИЛИ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

Совершенно очевидно, что управление процессом выработки запасов углеводородов связано с искусственным воздействием на определенные параметры, которые мы будем называть управляемыми параметрами.

Основное уравнение притока флюидов в обобщенном виде таково (см. главу 3):

в частном случае, когда и = 1, уравнение записывается в виде:

1п + С

Проанализируем приведенные выражения. Дебит скважины Q зависит от следующих параметров:

- коэффициента пропорциональности к;

- пластового давления Р;

- забойного давления Р;

- показателя степени п, характеризующего режим фильтрации флюида;

- проницаемости системы А:;

- вязкости флюида ц;

- радиуса контура питания R;

- физического радиуса скважины г;

- коэффициента дополнительных фильтрационных сопротивлений С, связанных с изменением геометрии течения флюида в скважину.

Вышеперечисленные параметры являются управляемыми, хотя их влияние на дебит скважины неодинаково.

Рассмотрим параметры, управление которыми может быть реализовано в пределах всей залежи, в пределах ПЗС или в пределах и ПЗС, и всей залежи.

К управляемым параметрам для всей залежи относятся:

- пластовое давление ,;

- проницаемость области дренирования А:;

- вязкость флюида я;

- радиус контура питания R; для ПЗС:

- коэффициент пропорциональности к;

- показатель степени п;

- забойное давление Р;

- проницаемость ПЗС к;

- вязкость флюида ц;

- радиус контура питания R;

- радиус скважины г;

- коэффициенте.

в данном анализе предполагается, что толщина пласта h управляемым параметром не является, хотя при определенных условиях разработки залежи этот параметр изменяется и принципиально им можно управлять, воздействуя на Р и Р. Как следует из вышеизложенного, управляемыми параметрами в пределах ПЗС и всей залежи являются:

- проницаемость к;

- вязкость флюида

- радиус контура питания R.

Совершенно очевидно, что влияние каждого из перечисленных параметров на дебит скважины неодинаково. Параметры, управление которыми впрямую приводит к увеличению дебита скважины, будем относить к категории безусловно управляемых. К ним относятся: Л и г.

К категории косвенно управляемых параметров будем относить такие, влияние которых на дебит осуществляется не через прямое воздействие на них, а посредством управления другими параметрами: коэффициент пропорциональности/с, показатель режима фильтрации и, коэффициент дополнительных фильтрационных сопротивлений С.

Несмотря на то, что параметры R и относятся к безусловно управляемым, их изменение в достаточно широком диапазоне не приведет к существенному росту дебита, т.к. эти параметры находятся под знаком логарифма.

Таким образом, к основным управляемым параметрам, искусственное воздействие на которые приводит к существенно положительным результатам, относятся:

- пластовое давление Pj

- - вязкость флюида ц;

- проницаемость к;

- забойное давление Р.

На искусственном управлении величиной пластового давления построены многочисленные методы поддержания пластового давления (ППД) закачкой в залежь различных флюидов (вода, газ и др.).

Искусственное управление в пределах залежи величиной ц связано с различными термическими методами (закачка пара, горячей воды, различные модификации внутрипластового горения), а также с определенными физико-химическими методами (закачка в за-