Дипломная (вкр): Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

На основе экспериментальных лабораторных данных была установлена следующая формула целесообразной концентрации «Ритина» в закачиваемой пресной воде

с=1-0,9*e^-z в весовых %,

z=, (4.1)

где q₃ - производительность нагнетательной скважины;

 - репрессии на нефтяные пласты;

h - эффективной толщине пластов.

Суточная закачка «Ритина» определяется по следующей формуле

g=c*q₃, (4.2)

где с - концентрация «Ритина» в 1 м³ закачиваемой воды, кг/м³

G - количество сухого реагента «Ритин» для закачки в нагнетательную скважину;

Количество сухого реагента «Ритин» для однократной закачки связано:

с_уд - концентрацией «Ритина» в кг в 1 м³ закачиваемого раствора;

фактической плотностью сетки скважин, то есть с S^I - площадью нефтяных пластов в м², приходящейся на одну скважину;

h_эф. - эффективной толщиной нефтяных пластов в м;

β_п, β_н и k_в - пористостью, нефтенасыщенностью и коэффициентом вытеснения нефти в долях единицы;

(1-Y)- объемной долей обводненных нефтяных слоев;

k - коэффициент определяющий долю площади прискважинной зоны, где сосредоточены основные фильтрационные сопротивления.

Для определения доли объема обводненных нефтяных слоев используем подробные таблицы характеристики использования подвижных запасов нефти разрабатываемых нефтяных пластов. При этом была подобрана следующая довольно простая и вполне логичная приближенная формула объемной доли обводненных слоев

(1-Y)={1-0,25*(V²)²}*A², (4.3)

где V² - квадрат коэффициента вариации,

А - текущая расчетная доля вытесняющего агента (закачиваемой воды) в дебите жидкости окружающих добывающих скважин [21].

Квадрат коэффициента вариации - это показатель расчетной послойной неоднородности по проницаемости разрабатываемых нефтяных пластов. Таким образом, общая закачка «Ритина» в нагнетательную скважину определяется по следующей формуле

G=c* S^I*h* β_п*β_н *k_в*(1-Y)*0,01 (4.4)

4.5 Расчет объема водного раствора «Ритин» для закачки в пласт на очаге №303

Для того чтобы закачать какой-то объем раствора в нагнетательную скважину, необходимо знать ее производительность q₃=385 м³/сут, при репрессии на пласт 100 атм. и эффективной толщине пласта 11 м.

z===0,183

Тогда концентрация «Ритина» будет равна

с=1-0,9*e^-z=1-0.9*e^-0,18=0,25 весовых % или 2,5 кг на 1 м³ воды

Суточная закачка «Ритина»

g=c*q₃=962 кг/сут

Площадь, приходящаяся на скважину, равна S^I=21*10⁴ м², пористость β_п,=0,22, начальная нефтенасыщенность нефтяных пластов равна β_н =0,54, коэффициент вытеснения нефти водой k_в==0,55.

Соотношение подвижностей закачиваемой воды и нефти в пластовых условиях

==0,93

==1,32 - вес воды, замещающей 1 т поверхностной нефти в пластовых условиях. С учетом этого получается коэффициент различия физических свойств нефти и вытесняющей воды.

===1,3Текущая обводненность добываемой жидкости по окружающим скважинам равна А₂=0,7. При этом расчетная доля вытесняющего агента равна

А==0,64

Объемная доля обводненных слоев

(1-Y)={1-0,25*(V²)²}*A²=0,75*0,64²=0,3

Общее количество «Ритина» для нагнетательной скважины

G=c*S^I*h*β_п*β_н*k_в*(1-Y)*0,01=0,18*21*10^-4*0,22*0,54*0,55*0,3*0,01=

=905 кг

Закачка этого количества Ритина будет осуществлена за время

сут

После чего нагнетательная скважина примерно 1 сутки будет в технологических простое, а затем будет возобновлена закачка воды.

Благодаря произведенной закачке Ритина в обводненные нефтяные слои в области нагнетательной скважины №303 происходит увеличение фильтрационного сопротивления в n раз. Соответственно изменяется µ₀ - коэффициент, учитывающий различие физических свойств нефти и вытесняющего агента и становится:

µ₀=.

На основе экспериментальных данных коэффициент увеличения фильтрационного сопротивления в области нагнетательной скважины можно принять равным 3. С учетом этого совершается переход от µ₀=1,3 к µ₀=*1,32=0,63

При этом происходит изменение весовой обводненности

от А₂=

до А₂=

и изменение объемной обводненности

от А₁=

до А₁=

При неизменных параметрах глубинных насосов окружающих добывающих скважин дебит нефти увеличивается как по объему, так и по весу в  раза.

При постоянном суточном объеме закачки q=385 м³/сут. Прирост суточного дебита нефти составляет 7,4 т/сут; в пересчете на год с учетом коэффициента эксплуатации 0,6 прирост добычи нефти составит:7,4*365*0,6=1620 т/год.

Но эта оценка эффективности закачки Ритина по начальному приросту дебита нефти является несколько завышенной, так как в течение года из-за отбора нефти произойдет естественное снижение дебита нефти, а также уменьшится действие Ритина - уменьшится величина n - коэффициента увеличения фильтрационного сопротивления по обводненным нефтяным слоям. На основе имеющихся экспериментальных данных закономерность изменения во времени t этого коэффициента можно представить следующей формулой:

n=1+2*е^-0,003=1+2*е^{-0,003*(365/1,81)}=2,09@2

По этой причине произойдет увеличение коэффициента µ₀=0,63 до µ₀=0,84 и увеличение объемной обводненности до А₁=0,53. Соответственно увеличение дебита нефти составит @1,29 раза, а прирост дебита нефти 49,6*(1,29-1)=14,3 т/сут. С учетом естественного годового падения дебита нефти, например, 5% прирост дебита нефти составит 14,3*0,95=13,5 т/сут. Таким образом, среднегодовой прирост дебита равен @20,1 т/сут. Годовой прирост добычи составит 20,1*365*0,6=4412,8 т при закачке 0,905 т Ритина.

.6 Расчет технологической эффективности применения ПГС «Ритин» на очаге №303

Для определения технологической эффективности от проведения мероприятия требуется определить базовые показатели разработки, то есть какие были бы показатели без проведения воздействия. Для этого рассмотрим различные методы расчета технологических показателей разработки базового варианта.

Эти методы можно подразделить на две группы.

К первой группе относятся методы, основанные на применении физически содержательных математических моделей процесса извлечения нефти из неоднородных пластов.

Ко второй группе относятся экстраполяционные методы, включающие характеристики вытеснения и имитационные модели, построенные по результатам многофакторного анализа.

Под характеристиками вытеснения понимаются различные зависимости между величинами добываемого объема жидкости, нефти и воды. Одна группа характеристик устанавливает зависимость между накопленными значениями указанных параметров (интегральные характеристики). Другая группа зависимостей строится на основе текущих отборов нефти, воды и жидкости (дифференциальные).

К настоящему времени различными авторами предложено более 70 характеристик вытеснения. К первой группе отнесены зависимости между накопленными отборами нефти, воды и жидкости или зависимости между накопленными отборами продукции скважин и их обводненностью.

Вторая группа характеризует изменение добычи нефти во времени, а также устанавливает связь между текущей и накопленной добычей нефти (кривые падения) [24]. Характеристика вытеснения отражает реальный процесс выработки запасов нефти и связанную с ним динамику обводнения продукции при разработке неоднородных пластов на режиме вытеснения нефти водой. Также позволяет судить об эффективности выработки запасов нефти при заводнении объектов разработки. Сопоставление характеристик вытеснения различных объектов в безразмерном времени позволяет сравнивать эти объекты, выявлять причины и факторы, влияющие на характер выработки запасов нефти.

Для расчета технологической эффективности от применения полимерно-гелевой системы «Ритин» были использованы интегральные характеристики вытеснения:

1.  -метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В

. - Камбарова Г.С

. - Пирвердяна А.М

. - Казакова А.А

. - Максимова М.И

где Qн, Qж - накопленная добыча соответственно нефти и жидкости, А, В - коэффициенты, определяемые статистической обработкой фактических данных.

Используя фактические данные по накопленной добыче нефти и жидкости за прогнозный период, строятся зависимости по данным формулам. Экстраполируя получившуюся прямую на прогнозный период можно получить показатели разработки базового варианта. Затем, сравнивая их с фактическими определяют изменение накопленной добычи нефти и жидкости. Характеристики вытеснения использовались для более точного определения дополнительной добычи нефти.

Строим кривую в соответствующих координатах, в зависимости от формулы. Например, если по Назарову С.Н и Сипачеву Н.В., то в координатах отношение накопленной добычи жидкости к накопленной добычи нефти-накопленная добыча воды. Постоянные А и В вычисляются автоматически в MS Exel, и выводятся с уравнением прямой. Аналогично получим уравнения других характеристик вытеснения (рис.4.6.1 - 4.6.5)

. Метод Назарова С.Н и Сипачева Н.В

, А=2,1594, В=0,0035, R²=0,993

2. Метод Камбарова Г.С

, А=285,1, В=-78195, R²=0,996

. Метод Пирвердяна А.М

, А=334,4 В=-3929, R²=0,986

. Метод Казакова А.А

, А=1,7024 В=0,2094, R²=0,985

. Метод Максимова М.И

, А=-67,933 В=97,461 R²=0,986

Был произведен расчет и был получен результат дополнительно добытой нефти (таблица 4.6.1).

Таблица 4.6.1

Дополнительная добыча, полученная по характеристикам вытеснения

Следует особо отметить, что все характеристики вытеснения получены эмпирическим путем на основе обобщения промысловых данных ограниченного количества месторождений. Многолетний опыт использования предложенных уравнений показывает, что к каждому пласту следует подбирать свою характеристику. Кроме того, в соответствии с данной методикой предполагается, что на всем протяжении сохраняется линейная зависимость между параметрами рассматриваемых уравнений. А это условие не выполняется. Несмотря на существенные недостатки данной методики прогнозирования технологических показателей разработки, в настоящее время для оценки эффективности воздействия на пласт она применяется чаще других методов. Но так как до сих пор не удалось разработать объективные критерии отбора, поэтому берут 3-4 зависимости из всего их многообразия и берут среднее значение прогноза по этим характеристикам, как было сделано в расчете. Отсюда такие различия между прогнозируемыми и фактическими значениями

Проведя расчет по кривым вытеснения получили дополнительно 4732 тонн нефти с очага №303 за 3 года, по методу Лысенко прирост добычи составляет 4412 тонн в год. Мероприятия по повышению нефтеотдачи пласта проведенные на Мыхпайском месторождении на протяжении этого времени, направленные на выравнивание фронта вытеснения нефти водой позволили:

снизить обводненность продукции в среднем до 95,5%;

снизить темп падения добычи нефти и стабилизировать его;

уменьшить долю воды в добываемой продукции;

увеличить дебит по нефти;

также получить дополнительно 114612 тонн нефти.

.7 Расчет эффективности закачки ПГС «Ритин» по аналитической методике В.Д. Лысенко

Этот метод оценки фактической нефтеотдачи пластов базируется на применяемой методике проектирования разработки нефтяных месторождений. Он применим по большим совокупностям скважин и по отдельным скважинам. Для применения метода требуется знать число пробуренных и введенных в действие скважин, их дебиты нефти и жидкости. Суть метода состоит в следующем: в целом для всей рассматриваемой совокупности скважин строят зависимости по годам дебита нефти от общего накопленного отбора нефти, а также текущего дебита жидкости от накопленного отбора жидкости. Затем полученные прямолинейные участки на полученных кривых экстраполируют и интерпретируют, они представлены на рисунках 4.7.1 - 4.7.2

Самое главное, что зависимость текущего дебита нефти от общего накопленного отбора нефти при ее экстраполяции до оси ординат показывает текущий амплитудный дебит нефти на пробуренную скважину, при ее экстраполяции до оси абсцисс текущие, введенные в разработку, начальные извлекаемые запасы нефти. Такая экстраполяция выполняется для прямолинейных отрезков установленной общей криволинейной зависимости. Очень важно, что такая зависимость позволяет заблаговременно увидеть текущие негативные результаты. Зависимость текущего дебита жидкости на пробуренную скважину от накопленного отбора жидкости позволяет увидеть динамику изменения численных значений текущего амплитудного дебита жидкости на пробуренную скважину и введенных в разработку начальных извлекаемых запасов жидкости. При этом амплитудный дебит жидкости может быть больше амплитудного дебита нефти на величину амплитудного дебита воды. При большой разнице в плотностях, в подвижности нефти и воды надо переходить от весовой жидкости к расчетной жидкости, от весовых дебитов и отборов к расчетным, вынося за скобки влияние различия физических свойств в виде коэффициента различия [22]