авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |

Научно-методические основы оптимизации технологического процесса повышения нефтеотдачи пластов

-- [ Страница 4 ] --

Четвертая глава посвящена исследованию диагностических методов регулирования технологических режимов работы системы скважин. Множество природных явлений и процессов, сопровождающихся непредсказуемыми, случайными флуктуациями во времени, в том числе временные ряды технологических показателей разработки нефтяных месторождений, являются предметом исследований стохастической теории, основным аппаратом которой является теория вероятностей и математическая статистика. В стохастических процессах с увеличением числа наблюдений растет регулярность и стабильность их поведения. Диагностические методы - важный этап в создании стохастической модели процесса разработки нефтяных месторождений.

При регулировании технологических режимов работы скважин, как правило, используют абсолютные значения дебитов нефти, воды, жидкости, а решения об остановке скважин, ограничении или увеличении (форсировании) отбора жидкости принимаются в условиях отсутствия: - систематизации и группирования фонда скважин;

- выбора благоприятного момента начала и продолжительности воздействия на конкретной скважине и в целом по пласту; - информации о взаимодействии скважин и местоположении слабодренируемых зон; - о соответствии коэффициента компенсации показателю стабильности системы ППД. Для решения этих задачи разработаны методики и соответствующие критерии, позволяющие извлекать информацию о тенденциях в поведении накопленных и текущих отборов жидкости, а также отдельных фаз в продукции скважин. Как показывают исследования фонда скважин многочисленных объектов разработки распределение дебитов нефти и воды имеют вид гиперболического распределения Парето. Использование этого распределения позволяет осуществить мониторинг фонда эксплуатационных скважин разрабатываемого объекта. Анализ работы всего действующего фонда скважин, с использованием принципа Парето, позволяет группировать фонд на четыре группы. Определив по фактическим данным дебитов, количественные параметры принципа – число Парето и пороговые величины, фонд скважин разбивается по качественному признаку относительно «высокодебитные и низкодебитные»: I) высокодебитные по нефти и воде; II) высокодебитные по нефти, низкодебитные по воде; III) низкодебитные по нефти и высокодебитные по воде; IV) низкодебитные по нефти и воде. Это позволяет повысить эффективность планируемых ГТМ за счет их анализа для ограниченного количества скважин в каждой группе. При этом рекомендуется проводить группирование периодически раз в месяц, чтобы выявить скважины, переходящие из групп в группы, тем самым оценить эффективность проводимых мероприятий. Анализ фонда скважин по третьему блоку участка пласта БВ6 Поточного месторождения показывает, что 28% от общего числа скважин добывают около 72% от общего объема нефти и 64% от общего объема воды. Скважины, входящие в первую, вторую и третью группы наиболее перспективны для проведения на них мероприятий по гидродинамическому воздействию на залежь с целью повышения дебитов нефти и ограничения водоотдачи. При этом скважины этих групп необходимо исследовать методами дискриминант (моделями роста) на предмет определения роста темпов отбора нефти и воды на текущий момент и соответственно регулировать режимы работы каждой скважины. Первая и третья группы в основном определяют добычу воды по залежи, поэтому ограничение отборов и проведение ремонтно-изоляционных работ на скважинах этой группы может дать наибольший эффект по уменьшению удельной водоотдачи. Четвертая группа скважин - самая большая (более 50% от общего числа), при этом ее вклад в общую добычу нефти и воды относительно невелик, но стабилен. Для этой группы скважин целесообразно проведение геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и повышению нефтеотдачи пласта (ОПЗ, гидроразрыв пласта, газовое и водогазовое воздействие, физико-химические методы и другие). Разработанные критерии позволяют на основе информации о тенденциях в поведении накопленных и текущих отборов отдельных фаз в продукции скважины использовать их в процессе принятия решений. Известно, что сложные процессы, протекающие в системе «пласт-скважина», имеют циклический колебательный характер, стимулируемый как естественным поведением пласта, так и неизбежных внешних воздействий. При принятии решений по регулированию режимов работы добывающих скважин необходимо на каждый текущий момент определить скважины, работающие в условиях, когда темп отбора воды в потоке опережает темп отбора нефти или наоборот. Для исследования закономерностей, происходящих в динамике накопленной добычи нефти и воды используются дифференциальные уравнения моделей роста в общем виде применительно к задачам регулирования режимов работы скважин

(5)

где – управляющий параметр, а F – потенциальная сила с потенциалом U (аналогично термодинамическому потенциалу), Q-накопленный дебит нефти или воды.

Известно, что скачкообразный переход системы из одного стационарного состояния в другое при монотонном изменении одного или нескольких параметров называется катастрофой. Элементарная теория катастроф исследует изменения состояния равновесия при изменении управляющих параметров. Рассмотрим катастрофу типа «складка», соответствующей потенциальной функцией вида:

(6)

В частности, для дифференциального уравнения

(7)

потенциальная функция выбирается в виде ,где D=(b2-4ac)/2a – дискриминант квадратного трехчлена. Таким образом, потенциальная функция U – элементарной канонической катастрофы типа «складка», соответствующая уравнению (7), содержит в качестве одного управляющего параметра - дискриминант D. Пользуясь заменой Q*(t) = Q – Q1, где Q1 – один из корней квадратного трехчлена, после преобразований приводим уравнение (7) к виду , для Q*(t) получим решение с начальным условием Q*0 =Q0 – Q1 вида:

(8)

При непрерывном изменении параметра с общий вид интегральных кривых (7) претерпевает лишь количественные изменения, но при некоторых значениях параметра с имеют место качественные изменения, таким бифуркационным значением параметра является с=b2/4a, при котором D=0. Таким образом, в качественном поведении решения (7) как видно из (8) важную роль играет величина D, на устойчивость решений влияет знак дискриминанты D. Далее по каждой скважине для нефти и воды определяются DН и DB, при этом положительное значение дискриминанты свидетельствует о том, что кривая накопленной добычи имеет характер роста с насыщением, а отрицательное - соответственно роста без насыщения. Сочетание неограниченного роста кривой накопленной добычи нефти и ограниченного роста кривой накопленной добычи воды дает возможность при увеличении отбора жидкости получить относительно больший прирост добычи нефти при соответственно относительно меньшем приросте добычи воды на текущий момент.

Сформулируем дискриминантный критерий выбора режима работы скважины в зависимости от знаков вычисленных DН и DB:

- ограничение отбора флюидов производится при DН > 0 и DВ < 0;

- увеличение отбора флюидов производится при DH < 0 и DB > 0.

При значениях DН и DB одинакового знака режим работы изменять не следует, так как взаимное соотношение тенденций изменения темпов неопределенно.

Проведенные расчеты по данным пласта БВ6 месторождения Поточное показали, что для скважины №140 значение дискриминанта по нефти составило DН = 0,166, а по воде соответственно DB = -0,007, следовательно, рекомендацией по изменению режима работы этой скважины будет ограничение отбора жидкости. В то же время по скважине№120 Dн = -0,012, a DB =0,004, следовательно, можно рекомендовать по этой скважине увеличение отбора жидкости.

Эффективная работа ППД обеспечивается оптимальным соотношением объемов закачиваемой воды и отбираемой жидкости, т.е. коэффициентом компенсации Кк, критерием разбалансированности которого выступает параметр Херста - H.

Как известно, статистический ряд может быть персистентным (H>0,5, поддерживается существующая тенденция), броуновским (H=0,5, корреляция прошлых и будущих приращений отсутствует) и антиперсистентным (H<0,5, тенденция к уменьшению означает рост в будущем). В зависимости от фактической Кк, проектной Кпр и H рекомендуются мероприятия, необходимые для оптимизации ППД.

В качестве критерия предлагается следующее решающее правило:

а) при Кк < Кпр и Н< 0,4 – рекомендуется увеличить закачку и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН > 0 и DВ < 0 ограничить, а при DН < 0 и DВ > 0 увеличить, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.

б) при Кк > Кпр и Н< 0,4 – рекомендуется снизить закачку и проводить регулирование отборов жидкости по дискриминантному критерию: при DН > 0 и DВ < 0 ограничить, а при DН < 0 и DВ > 0 увеличить, при условии достижения и сохранения Н > 0,6.

Необходимо своевременно регулировать режимы работы скважин по расчетному критерию, предотвратить потери нефти и мобилизовать закачиваемую и пластовую воду на эффективное вытеснение нефти водой. При этом, установленные критерии позволяют прогнозировать последствия тех или иных мероприятий по регулированию режимов работы скважин, перманентно изменять режимы для достижения прироста добычи нефти.

Пятая глава посвящена исследованиям и разработке широкого спектра способов, составов, промышленных технологий повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти, основной целью которых является извлечение остаточных и трудноизвлекаемых запасов углеводородов. Ежегодно значительное количество запасов нефти переходит частью в трудноизвлекаемые, либо же почти в неизвлекаемое состояние при доступных технических и технологических средствах. Природа распределения остаточной нефтенасыщенности крайне разнообразна – здесь и рассеянная нефть в заводненных и загазованных участках залежи, слабопроницаемые зоны и пропластки в заводненных пластах с достаточно высокой нефтенасыщенностью, а также отдельные, обособленные линзы, практически не охваченные дренированием. Совершенно очевидно, что при таком диапазоне остаточной нефтенасыщенности, к тому же осложняющемся значительным различием свойств нефти, воды, газа и проницаемости нефтенасыщенных зон, крайне затруднен выбор одной универсальной технологии повышения нефтеотдачи, нацеленной на устранение последствий физико-геологической и техногенной неоднородности. Известные методы увеличения нефтеотдачи залежей в основном характеризуются целенаправленным, избирательным действием, каждый из которых воздействует на отдельные причины и последствия возникновения остаточной нефтенасыщенности. Состояние разработки залежи углеводородов определяет необходимость применения комплекса технологий повышения нефтеотдачи пластов, рассчитанной на синергетический эффект.

Наиболее эффективное применение методов увеличения нефтеотдачи пластов обуславливается правильным выбором объекта воздействия. Эффективность применения новых методов повышения нефтеотдачи пластов определяется достоверностью оценки и интерпретации данных гидродинамических исследований, на основе которых представляется возможность определения зон локальных неоднородностей нефтенасыщенного пласта. В результате проведенных исследований разработана усовершенствованная методика интерпретации данных гидродинамических исследований скважин терригенных пластов. Предлагаемая методика основана на анализе кривой восстановления и падения давления в нагнетательной скважине с применением моделей Полларда и Уоррена-Рута и учитывает отток воды в пласт после остановки нагнетательной скважины. Методика позволяет, наряду с гидропроводностью, проницаемостью, коэффициентом приемистости, скин-эффектом, определять зональную неоднородность по глубине пласта от забоя нагнетательной скважин, а также параметры трещиноватости - проницаемость, объем и раскрытость трещин. Исследованиями целого ряда авторов подтверждается наличие и достаточно активное проявление техногенной трещиноватости терригенных пластов со стороны нагнетательных скважин. В данных исследованиях была дана лишь качественная оценка параметров трещиноватости реальных терригенных пластов нефтяных месторождений. Из-за отсутствия системных исследований по данному вопросу и достаточного количества опубликованных материалов, дающих оценку объемам, проницаемости, производительности и раскрытости трещин в терригенных пластах, ранее не представлялось возможным разрабатывать физико-химические технологии повышения нефтеотдачи пластов с учетом параметров фильтрационной неоднородности коллекторов. В связи с этим были выполнены теоретические и промысловые работы по изучению трещиноватости и фильтрационной неоднородности терригенных пластов по данным гидродинамических исследований, на основании которых были спроектированы и изучены в промысловых условиях ряд новых технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Промысловые исследования и экспериментальные работы по отработке технологий повышения нефтеотдачи пластов были выполнены на Вать-Еганском, Тевлинско-Русскинском, Нонг-Еганском, Покачевском, Ключевом месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», а также на девонской залежи Усинского месторождения. Анализ фактических данных давления закачки реагентов при реализации физико-химического воздействия на пласт показал, что основные их объемы фильтруются в пласт по единичным трещинам или трещинным системам без высоких фильтрационных сопротивлений, не обеспечивая необходимого снижения проводимости высокопроницаемых поровых пропластков. Что касается области применения существующих моделей проектирования потокоотклоняющих технологий ПНП, то они справедливы только при проектировании технологий регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин в слоисто-неоднородных гранулярных пластах, не имеющих естественных и техногенных трещин. Применение рассмотренной методики определения фильтрационной неоднородности и параметров трещиноватости пластов по данным анализа кривых падения давления позволило произвести количественную оценку эффективности той или иной потокоотклоняющей технологии с раздельным определением степени снижения проницаемости трещин и поровой части пласта.

Эффективность воздействия ПНП на пласт с трудноизвлекаемыми запасами нефти определяется согласованным осуществлением технологических операций блокирования водопроводящих каналов в нагнетательных и изоляцией водопритоков в нефтедобывающих скважинах с учетом взаимодействия скважин и степени дренируемости участка залежи. Поэтому для повышения эффективности воздействия на залежь в указанных условиях используется комплексный подход при реализации потокоотклоняющих систем и технологий. В ходе развития физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов можно ясно проследить тенденцию придания вытесняющей жидкости элементов саморегуляции, которые позволяют ей сохранять свои вытесняющие свойства в пласте довольно продолжительное время.

С целью устранения возникающих осложнений в дисертационной работе разработаны реогазохимические технологии, основанные на использовании различных композиций химреагентов и продуктов их реакции. Были проведены экспериментальные работы по регулированию параметров таких композиций путем дозированных добавок различных химических соединений и сшивателей. В экспериментальных исследованиях закономерностей образования гелевой структуры в качестве инициирующих агентов процесса трехмерной сшивки полимера используются хромовые квасцы и лигносульфонат. Экспериментальными исследованиями установлено, что деформационные свойства образцов вязкоупругих составов зависят от длительности сохранения последних. В процессе разработки и совершенствования рецептур вязкоупругих систем удалось выявить влияние используемых составных компонентов на свойства получаемых композиций и сочетать их оптимальное соотношение, а также оценить возможность введения различных инертных наполнителей для регулирования не только реологических, но и физических свойств рабочих составов в технологических операциях, в том числе при глушении скважин. Экспериментально установлена возможность достижения желаемой плотности составов и, тем самым, регулирования реофизических показателей композиций в широких пределах. Разработанный в ходе лабораторных исследований технологический процесс позволяет повысить эффективность изоляции водоносных горизонтов путем увеличения селективности блокирования высокопроницаемых интервалов при одновременном увеличении проницаемости низкопроницаемых интервалов и исключении перемешивания закачиваемых растворов в стволе скважины.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.