Методы математической теории эксперимента для решения задач контроля разработки с использованием компьютерного мониторинга. Регрессивный анализ для получения закономерностей влияния природных факторов и управляющих воздействий на исследуемые показатели эффективности разработки.
Стадийность проектирования разработки месторождений углеводородов
Общее.
Весь процесс проектирования разработки месторождений углеводородов можно разложить на 3 этапа:
1 этап – создание концептуальной схемы системы разработки проектируемого месторождения;
2 этап – уточнение и обоснование концептуальной схемы – вычислительный эксперимент, основой которого является математическое моделирование процесса вытеснения и технологий разработки, экономико-математическое моделирование; выдача проектной документации;
3 этап – защита и утверждение проекта.
Конкретика.
1 этап включает в себя:
1) Ознакомление с техническим заданием на проект, уточнения спецификаций на проект после анализа текущего состояния разработки, геологического строения месторождения и прогноза его нефтегазоносности, анализа физикохимии пласта и флюидов, исследования или уточнения коллекторских и фильтрационных характеристик пласта и др.
2) Анализ современного и перспективного положения дел в науке и практике, ее методического и технического оснащения, экономики и т.д. Результат анализа - выбор объекта разработки месторождения и его структурных элементов, формулировка основных концепций возможных вариантов системы разработки данного месторождения, ожидаемые технико-экономические показатели.
3) Оценка объема работ и выбор компромиссный вариант сетевого графика работ второго этапа.
Важность 1 этапа: проектировщик к окончанию этого этапа создает в своем сознании концептуальную схему проекта, которая включает возможные технические решения и основные предпосылки их обоснования.
2 этап включает в себя:
1) Обоснование и уточнение концептуальной схемы разработки, которая представляет собой математическое моделирование концептуальной схемы в разных ее сечениях и вариантах. Сюда включается:
· выбор альтернативных моделей процесса вытеснения;
· выбор оптимальных вариантов расчетов процесса вытеснения;
· выбор экономической модели и оптимальных вариантов экономических расчетов или возврат принятого решения.
Принятию решения предшествует аналитическая работа и (или) подготовка информации для расчетов и сами расчеты.
2) Оформление проектной документации.
Важность 2 этапа: проектировщик к окончанию этого этапа создает математическую модель месторождения. Необходимо избегать нечетко сформулированных принципов управления системой разработки месторождения, из-за чего в сфере автоматизации информационного обеспечения САПР возникают сложности, обусловленные отсутствием единого информационного конвейера: пласт — скважина — месторождение — АСУ ТП — ОТ АСУ — САПР — ОТ АСУ — АСУ ТП — месторождение — скважина — пласт.
Для успешности выполнения работ 2 этапа требуется:
· банка математических моделей вытеснения и расчета технологических показателей разработки для прогноза показателей и оценки качества прогноза;
· банка данных проектируемого месторождения с набором и объёмом информации, достаточной для корректной постановки задач для проектирования и их решения;
· банка экономико-математических моделей;
· инструментальных средств, позволяющих ускорить и автоматизировать вычислительный эксперимент.
3 этап включает в себя:
1) Защита проекта
2) Утверждение проекта
3) Согласование проекта с Министерством природных ресурсов.
Применение мицеллярных и полимерных растворов для повышения нефтеотдачи
Предисловие.
Нефтеотдача (коэффициент извлечения нефти КИН) - отношение величины извлекаемых запасов к величине геологических запасов. Величина КИН зависит от геолого-физических и технологических факторов. Она определяется литологическим составом коллектора, неоднородностью продуктивного горизонта (пласта), проницаемостью пород, эффективной нефтенасыщенной толщиной. К физическим факторам, от которых зависит величина КИН, следует отнести отношение вязкости нефти к вязкости воды. На величину КИН оказывают влияние применяемые методы искусственного воздействия на пласты, а при разработке без воздействия -природный режим залежи, плотность сетки добывающих скважин, новые методы разработки и способы интенсификации добычи нефти и другие факторы.
Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) - весь комплекс работ, направленный на улучшение физических свойств нефтяного (газового) коллектора. Коллектор имеет 3 основных свойства: пористость, проницаемость и трещинноватость. Если первоначальную пористость (а ещё на степень их заполнения флюидами) повлиять невозможно, то на проницаемость и трещинноватость можно повлиять несколькими способами.
Ответ.
Применение мицеллярных и полимерных растворов относится к химическим МУН. Такие МУН применяются для дополнительного извлечения нефти из сильно истощенных, заводненных нефтеносных пластов с рассеянной, нерегулярной нефтенасыщенностью. Объектами применения являются залежи с низкой вязкостью нефти (не более 10 мПа*с), низкой соленостью воды, продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами с низкой проницаемостью.
Вытеснение нефти композициями химических реагентов (в том числе мицеллярные растворы). Мицеллярные растворы представляют собой прозрачные и полупрозрачные жидкости. Они в основном однородные и устойчивые к фазовому разделению, в то время как эмульсии нефти в воде или воды в нефти не являются прозрачными, разнородны по строению глобул и обладают фазовой неустойчивостью. Механизм вытеснения нефти мицеллярными растворами определяется их физико-химическими свойствами. В силу того что межфазное натяжение между раствором и пластовыми жидкостями (нефтью и водой) очень низкое, раствор, устраняя действие капиллярных сил, вытесняет нефть и воду. При рассеянной остаточной нефтенасыщенности заводненной пористой среды перед фронтом вытеснения мицеллярным раствором разрозненные глобулы нефти сливаются в непрерывную фазу, накапливается вал нефти - зона повышенной нефтенасыщенности, а за ней - зона повышенной водонасыщенности. Нефтяной вал вытесняет (собирает) только нефть, пропуская через себя воду. В зоне нефтяного вала скорость фильтрации нефти больше скорости фильтрации воды. Мицеллярный раствор, следующий за водяным валом, увлекает отставшую от нефтяного вала нефть и вытесняет воду с полнотой, зависящей от межфазного натяжения на контакте с водой. Такой механизм процессов фильтрации жидкости наблюдается во время вытеснения остаточной (неподвижной) нефти из заводненной однородной пористой среды.
Вытеснение нефти растворами полимеров. Полимерное заводнение заключается в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер (полиакриламид), обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением. Основное и самое простое свойство полимеров заключается в загущении воды. Это приводит к такому же уменьшению соотношения вязкостей нефти и воды в пласте и сокращению условий прорыва воды, обусловленных различием вязкостей или неоднородностью пласта.
54. Обоснование вариантов разработки. Критерии выбора рекомендуемого варианта
Задачи и цель контроля разработки нефтяных месторождений
Цель: систематическое получение информации для управления процессами разработки. Под информацией понимается
Задачи контроля разработки нефтяных месторождений:
1. Контроль выработки запасов нефти путем учета продукции со скважины (нефть, газ, вода, мех. примеси) и объема закачиваемых агентов в скважины поддержания пластового давления (скв. ППД) (вода, газ, пар, растворители, хим. реагенты), определение границ внедрения вытесняющего агента, границ газо-нефтяного контакта (ГНК), водо-нефтяного контакта (ВНК), текущей и остаточной нефтенасыщенности различных зон эксплуатационных объектов.
Скважины ППД (правильнее говорить система ППД) – система следующих технологических узлов:
- система нагнетательных скважин;
- система трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);
- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.
ГНК определяется как граница 100%-ного содержания свободного газа и 100%-ного растворения газа в нефти. В этом случае также наблюдается переходная зона от нефти к газу. Контакт нефть-газ представляет собой границу смеси углеводородов, сходных по физическим свойствам, поэтому разделение их более затруднено, чем определение контакта нефть-вода. Особенно трудно установить контакт газ-нефть при наличии большой газовой шапки и небольшой ширине нефтяной оторочки.
ВНК является границей, разделяющей в пласте нефть и воду, и представляет собой зону той или иной мощности, в которой содержатся нефть и свободная (не только связанная) вода. По мере приближения к зеркалу чистой воды содержание нефти уменьшается, а содержание воды в пласте увеличивается. Часть коллектора, в пределах которой наблюдается переход от чистой нефти к чистой воде, называется переходной зоной.
2. Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежей путем исследования профилей притока и поглощения для определения работающих интервалов эксплуатационного объекта, определение пластового давления по вскрытому разрезу, буферного и затрубного давления в скважинах, пластовой температуры, физ-хим. св-в пластовой ж-ти.
Эксплуатационные характеристики пласта:
· мощность отдающих (поглощающих) интервалов – мощность пластов, против которых фиксируется приток.
· профиль притока – график зависимости количества жидкости и газа, поступающих за единицы его мощности, или количества воды, нагнетаемой в пласт, от глубины залегания работающего интервала
· пластовое давление – давление, под которым находятся жидкости и газ в нефтяной залежи, определяет объем природной пластовой энергии, которой можно располагать в процессе эксплуатации нефтяного месторождения.
Буферное давление – давление на устье скважины, измеренное в ЭК или в НКТ в буфере, служащем для гашения пульсации давления. Бывает:динамическим (механическое давление, интенсивность, точка приложения и направление которого изменяются во времени настолько быстро, что силы инерции учитываются) – давление в скважине у устья во время ее фонтанирования нефтью, газом или водой; и статическим (механическое давление, интенсивность, точка приложения и направление которого изменяются во времени медленно, что силы инерции не учитываются) – давление, измеренное в неработающей скважине.
Затрубное давление – давление жидкости (газа) в кольцевом пространстве ЭС между обсадной и подъемной колоннами НКТ; в процессе бурения – давление между открытым стволом скважины и наружным диаметром колонны БТ.
3. Контроль и техническое состояние скважин и скважинного оборудования - это контроль целостности обсадн. колонн, цем. кольца, изучение отложения парафинов, заколонная циркуляция (ЗКЦ), перетоки., т.е. выделение факторов не благоприятно влияющих на работу скважин.