Карта суммарных отборов и закачки по скважинам
Обновлено: 07.07.2024
Карта суммарных отборов и закачки по скважинам
ОБУСТРОЙСТВО НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Требования пожарной безопасности
Arrangement oil and gas fields. Fire safety requirements
Дата введения 2015-07-01
Применение настоящего свода правил обеспечивает соблюдение требований пожарной безопасности к объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений, установленных Федеральным законом от 22 июля 2008 г. N 123-ФЗ "Технический регламент о требованиях пожарной безопасности".
Сведения о своде правил
1 РАЗРАБОТАН И ВНЕСЕН Федеральным государственным бюджетным учреждением "Всероссийский ордена "Знак Почета" научно-исследовательский институт противопожарной обороны МЧС России" (ФГБУ ВНИИПО МЧС России)
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
1 Область применения
1.1 Настоящий свод правил применяется при проектировании и строительстве вновь строящихся и реконструируемых объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений и содержит специфические для данных объектов защиты требования пожарной безопасности.
К объектам обустройства нефтяных и газовых месторождений относятся наземные объекты технологического комплекса добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти и газа, идентифицируемые в соответствии со следующим перечнем:
- одиночная добывающая скважина;
- участок комплексной подготовки нефти, а также технологически связанные с ним объекты: цех по подготовке и перекачке нефти, установка подготовки нефти, центральный пункт сбора, комплексный сборный пункт, дожимная насосная станция, дожимная насосная станция с установкой предварительного сброса воды и т.п.;
- участок закачки рабочего агента для поддержания пластового давления, в том числе кустовая насосная станция;
- участок, установка комплексной или предварительной подготовки газа и конденсата, а также технологически связанные с ними объекты: дожимная компрессорная станция, установка диэтанизации конденсата и т.п.;
- промысловый трубопровод транспорта нефти, газа и конденсата от площадок до врезок в магистральные трубопроводы (или до других площадок подготовки);
- вспомогательные объекты, технологически связанные с перечисленными выше: замерные установки, растворные узлы, нефтешламонакопители, объекты систем пожаротушения, водоснабжения и водоотведения и другие технологические сооружения, необходимые для функционирования объектов обустройства.
1.2 При проектировании объектов обустройства нефтяных и газовых месторождений наряду с положениями настоящего свода правил следует руководствоваться другими нормативными документами по пожарной безопасности.
1.3 Настоящий свод правил не распространяется на объекты обустройства нефтяных и газовых месторождений, расположенных на континентальном шельфе.
2 Нормативные ссылки
В настоящем своде правил использованы нормативные ссылки на следующие стандарты и своды правил:
ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ Р 12.3.047-2012 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность технологических процессов. Общие требования. Методы контроля
СП 3.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности
СП 4.13130.2013 Системы противопожарной защиты. Ограничение распространения пожара на объектах защиты. Требования к объемно-планировочным и конструктивным решениям
СП 5.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Установки пожарной сигнализации и пожаротушения автоматические. Нормы и правила проектирования
СП 8.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Источники наружного противопожарного водоснабжения. Требования пожарной безопасности
СП 10.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Внутренний противопожарный водопровод. Требования пожарной безопасности
СП 12.13130.2009 Определение категорий помещений, зданий и наружных установок по взрывопожарной и пожарной опасности
СП 14.13330.2014 Строительство в сейсмических районах
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и сводов правил в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячно издаваемого информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный документ, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого документа с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого документа с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем своде правил применены следующие термины и определения:
3.1 газовый фактор: Объем газа, растворенного во флюиде (нефть + вода), отнесенный к единице объема добываемой нефти при нормальных условиях.
3.2 дебит скважины: Объем жидкости или газа, поступающих из скважины в единицу времени.
3.3 коэффициент аномальности пластового давления: Отношение давления в пласте, вскрытом скважиной на некоторой глубине, к условному гидростатическому давлению.
3.4 куст скважин: Специальная площадка естественного или искусственного участка территории месторождения с расположенными на ней устьями скважин, а также технологическим оборудованием и эксплуатационными сооружениями, инженерными коммуникациями, оборудованием для подземного ремонта скважин, бытовыми и служебными помещениями и т.п.
3.5 кустовая насосная станция: Объект, предназначенный для закачки воды в блоки водораспределительной гребенки и нагнетательные скважины.
3.6 оборудование скважины: Части конструкции скважины, обеспечивающие отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических операций в процессе эксплуатации и предотвращающие возникновение открытых фонтанов и загрязнение окружающей среды.
3.7 объект: Совокупность зданий, сооружений, технологических установок, оборудования, агрегатов, связанных технологическими потоками и размещаемых на определенной площадке.
3.8 свободный дебит куста скважин: Суммарный объем жидкости или газа, поступающих из всех скважин на территории куста скважин в единицу времени, при отключенных насосах.
3.9 технологическая система: Совокупность связанных технологическими потоками и действующих как одно целое агрегатов, оборудования или сооружений, в которых осуществляются технологические операции в определенной последовательности.
3.10 технологический объект: Часть технологической системы, содержащая объединенную территориально и связанную технологическими потоками группу агрегатов, оборудования или сооружений.
3.11 технологический процесс: Совокупность одновременно или последовательно осуществляемых трудовых процессов и операций, находящихся во взаимной организационной и технологической зависимости, обеспечивающих создание конечных элементов продукции или нормальное функционирование эксплуатируемых сооружений и оборудования.
3.12 технологическая установка: Производственный комплекс зданий, сооружений и оборудования, размещенных на отдельной площадке, предназначенный для проведения технологического процесса.
3.13 эксплуатация скважин насосными установками: Механизированный способ добычи с помощью спускаемых в скважину насосов: электроцентробежных, штанговых глубинных с приводом от станка-качалки, электродиафрагменных и др.
4 Обозначения и сокращения
В настоящем своде правил используются следующие обозначения и сокращения:
Карта накопленных отборов.
Карта накопленных отборов – карта, на которой на определённую дату в условных обозначениях по каждой скважине показаны суммарные (с начала разработки) объёмы отбора жидкости и нефти и нагнетания рабочего агента. По карте накопленных отборов можно сделать выводы по истории месторождения, следить за изменением системы разработки.
Анализируя карту накопленных отборов видно, что 7 нагнетательных скважин (№№ 435, 443, 456, 458, 484, 486, 490) изначально были нагнетательными, 8 нагнетательных скважины переведены в добывающие (№№ 333, 428, 431, 474, 475, 482, 485, 493). Оставшиеся 2 (№№ 25, 434) из 17 скважин переведены в нагнетательные из фонда добывающих скважин. Скважины № 424 и № 612 переведены в бездействие.
Основные показатели из карты накопленных отборов
| Показатели | Наименьшее значение | Наибольшее значение |
| Закачка воды с н.э., м 3 | 11 543 (скв 152) | 2 690 700 (скв 474) |
| Добыча нефти с н.э., т | 1 (скв 434) | 622 176 (скв 9) |
| Добыча воды с н.э., т | 0 (скв 152) | 2 064 220 (скв 389) |
Исходя из карты текущей эксплуатации и карты накопленных отборов, делаем вывод, что необходимо выполнить мероприятия по скважинами №№ 27, 389, 434, 474, 479. Скважина № 434 ликвидирована. Скважина № 474 переведена в нагнетательные. Скважины №№ 27, 389 и 479 необходимо законсервировать, либо переводить в нагнетательные, так как данные скважины обладают наибольшим процентом обводнённости и низким дебитом.
Также, исходя из этих двух карт, приходим к выводу, что из-за низких показателей добычи ликвидированы скважины №№ 434, 420, 438. Скважина № 492 переведена в фонд бездействующих нагнетательных скважин.
Учет показателей работы скважин. Документация
Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д.
Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы:
—эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);
—карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины;
—паспорт скважины.
В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются:
—ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;
—газовый фактор;
—часы работы и простоя скважины, причины простоя;
—изменения способа эксплуатации;
—характеристики оборудования или режима его работы.
За каждый месяц подводятся итоги:
—добыча нефти;
—добыча воды;
—обводненность месячной продукции;
—число часов работы и простоя;
—среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;
—значения среднего газового фактора.
В карточке нагнетательной скважины записывают:
—приемистость скважины;
—давление нагнетания воды (или другого агента);
—число часов работы и простоя;
—причины простоя.
Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц:
—количество закачанной воды;
—число часов работы и простоя;
—среднесуточную приемистость;
—среднее давление на устье скважины.
В карточку по исследованию скважины вносят:
—дату и вид исследования (замеров);
—данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования;
—глубину и продолжительность замера;
—тип прибора;
—результаты проведенных замеров.
Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:
—общие сведения (назначение скважины;
—местоположение (координаты);
—альтитуда устья;
—даты начала и окончания бурения;
—способ бурения;
—глубина забоя;
—целевой горизонт;
—дата ввода в эксплуатацию);
—геолого-технический разрез скважины:
—литолого-стратиграфическая колонка;
—основные кривые геофизического комплекса исследований скважины;
—схема ее конструкции;
—характеристика кривизны;
—характеристику продуктивных пластов и фильтра:
—глубина кровли и подошвы пластов;
—интервалы перфорации;
—характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность;
—результатыосвоения скважины:
—вскрытый пласт, начало освоения;
—среднесуточные показатели за первые 30 дней работы:
—способ эксплуатации;
—дебиты по нефти, газу, жидкости, воде;
—показатели давления;
—коэффициент продуктивности;
—физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта:
—описание пород;
—коэффициенты пористости;
—проницаемости;
—нефтегазоводонасыщенности;
—неоднородности;
—положение ВНК (ГНК, ГВК);
—результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);
—характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);
—характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);
—аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).
Паспорт содержит:
—сводную таблицу работы скважины;
—месячные и годовые показатели (из карточки скважины);
—суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.
Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки составляются следующие документы:
—геологический отчет по эксплуатации скважин;
—карта текущего состояния разработки;
—карта суммарных отборов и закачки по скважинам;
—технологический режим работы скважин.
Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки.
Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.
Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.
Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.
Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.
Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК. Методика построения
Карты текущих отборов составляются в целом по месторождению и по отдельным объектам. Исходными данными являются следующие данные по скважинам: способ эксплуатации; среднесуточные отборы жидкости, нефти и воды (в % от отбора жидкости).
Карту накопленных отборов и закачки по скважинам составляют обычно 1 раз в год. На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает накопленной добыче жидкости. Выделяются секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. Исходной информацией для составления карт отбора является ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам).
Карты изобар(карты равных пластовых давлений) –называют нанесенную на план расположения забоев скважин линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Строят по данным замеров динамического пластового давления, при построении карт используют приведенное пластовое давление.Строят для наблюдения за изменением и распределением пластовых давлений в процессе разработки пласта. Данными для построения карт служат замеры статических давлений в скважинах (обычно используют пластовые давления, приведенные к поверхности ВНК или к кровле).
При построении карт изобар учитывают следующее:
Исходные данные о давлениях как правило не соответствуют дате построения карты, поэтому необходимо в замеренные значения вносить поправку на время. Это приблизительно делается с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар.
Зависимость давлений от глубины залегания пласта и необходимость приведения их к избранной условной плоскости.
Отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и экстраполяции давлений.
С помощью карт выявляют степень связи залежей с законтурной зоной, определяют фильтрационную характеристику пластов.
Карта изобар служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям). Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.
Для определения среднего взвешенного давления по объему залежи pплV последовательно выполняют следующие операции.
1. Строят карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения fi и hi для элементов площади между отдельными изопахитами.
2. Строят карту равных значений произведения ph, где p – приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений p и h по скважинам.
3. По карте равных значений произведения ph определяют площади элементов si между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)i.
4. Находят среднее значение pплV по формуле
где V – нефте(газо)насыщенный объем залежи; n – количество элементов площади с разными средними значениями ph;
m – количество элементов площади залежи с разными средними значениями hi.
Для построения карт поверхности текущего ВНК необходимо проводить комплекс исследований:
Промысловые испытания скважин; ВНК должен находиться в интервале между низшим положением интервалов перфорации, из которых получена безводная нефть, и высшим из интервалов, давшим при испытании 100% воды.
Изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение.
Электрический и радиоактивный каротаж.
Для установления ГНК строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и, исходя из этого определяют контакт газ-нефть.
При ограниченном числе данных о глубине залегания ВНК по скважинам для построения карты изогипс поверхности ВНК используют метод схождения. Берут структурную карту, построенную по кровле пласта. Между скважинами, у которых определена глубина ВНК, проводят интерполяцию отметок отбивки ВНК с сечением, равным сечению изогипс структурной карты, и строят карту глубин залегания поверхности ВНК. В точках пересечения одноименных изогипс кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта получаются нулевые значения эффективной нефтенасыщенной мощности, определяющие положение контура нефтеносности.
Положение внутреннего контура нефтеносности определяют с помощью структурной карты подошвы продуктивного пласта.
ПРИЛОЖЕНИЕ В. Форма представления графических материалов к отчету по анализу разработки нефтяных и газонефтяных месторождений
В целях сопоставления графических материалов по анализу разработки нефтяных месторождений, а также во времени по одному месторождению, вводится единообразие в изображении показателей разработки на картах и графиках, построение которых рекомендовано настоящими методическими указаниями.
Условные обозначения изображаемых на картах понятий и показателей определяются действующим в настоящее время «Каталогом условных знаков для картографических материалов, составляемых при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений» [7] .
Содержание графических приложений и отчасти форма их представления приведены в соответствующих разделах основного текста руководства (см. раздел 5.2.3). Ниже даны дополнительные пояснения по их оформлению.
а) Схема расположения скважин
На плане месторождения с указанием начальных и текущих контуров нефтеносности и газоносности ( см. таблицу В.1 ) наносятся пробуренные и проектные скважины. На схеме сплошной линией могут быть выделены отдельные участки разработки, границы лицензионного участка.
Основные обозначения скважин:
 - добывающая нефть |  - разведочная |
 - нагнетательная |  - ликвидированная |
 - в бурении |  - наблюдательная |
 - в освоении на балансе заказчика, подрядчика |  - в консервации |
 - проектная, в т.ч.: |  - контрольная |
 - текущего года, закрашивается квасным | |
 - следующего года, закрашивается розовым | |
- последующих лет, не закрашивается |
Таблица В.1 - Элементы карт различного назначения
| НАЗВАНИЯ УСЛОВНЫХ ЗНАКОВ | ИЗОБРАЖЕНИЕ |
| Внешний контур нефтеносности |  |
| Предполагаемый внешний контур нефтеносности |  |
| Внутренний контур нефтеносности |  |
| Предполагаемый внутренний контур нефтеносности |  |
| Внешний контур газоносности |  |
| Предполагаемый внешний контур газоносности |  |
| Внутренний контур газоносности |  |
| Предполагаемый внутренний контур газоносности |  |
| Линии выклинивания (замещение) продуктивного пласта (горизонта): | |
| а) установленная |  |
| б) предполагаемая |  |
б) Карта распространения коллекторов
Как самостоятельная карта в отчете может не приводиться. Служит основой карт влияния закачки и остаточных нефтенасыщенных толщин.
Строится на базе схемы расположения скважин. Зоны распространения коллекторов обозначаются штриховкой или раскраской, например
 |  |  |
| высокопродуктивные | средней продуктивности | низкопродуктивные |
Приведение легенды обязательно.
в) Карта текущего состояния разработки (карта текущих отборов) и карта разработки (карта суммарных отборов и закачки)
г) График разработки
Накопленные показатели изображаются жирными линиями, текущие тонкими. Изображаемые показатели должны иметь следующие обозначения:
 - добыча нефти, |  - закачка воды, |
 - добыча жидкости, |  - обводненность (по весу), |
 - добыча газа, |  - пластовое давление, |
Масштаб показателей выбирается по усмотрению авторов отчета, однако, желательно, чтобы график размещался в размере одного листа ватмана (для демонстрации).
д) Карта изобар
Строится на основе схемы расположения скважин, изобары наносятся тонкими сплошными линиями, изобара с обусловленным кратным давлением утолщается. Справа от изображения скважины под номером ее в знаменателе указывается значение пластового давления.
е) Карты начальных нефтенасыщенных, газонасыщенных и остаточных нефтенасыщенных толщин
Строятся на основе схемы расположения скважин, а карты остаточных нефтенасыщенных толщин дополнительно на литологической основе. Значение толщины указывается в знаменателе под номером скважины. Изолинии проводятся тонкой линией, с обусловленной толщиной - утолщенной; кратность изолиний (через 2, 5, 10 метров) выбирается исходя из исходных данных.
Обозначение зон распространения различных коллекторов см. на соответствующей карте.
ж) График зависимости числа работающих добывающих скважин, среднего дебита добывающей скважины и обводнения продукции от текущей нефтеотдачи
Все показатели берутся среднегодовыми. По оси абсцисс откладывается текущая нефтеотдача в процентах, по оси ординат - остальные показатели. Обводнение продукции дается в процентах от текущей добычи жидкости в пластовых условиях. Дебит скважины по нефти средний уплотненный.
з) Карта влияния закачки (карта заводнения)
Строится по пластам многопластового объекта на базе схемы расположения скважин и карты распространения коллектора. Обязательно указывается фонд добывающих и нагнетательных скважин, работающий на данный пласт и их способ эксплуатации. Выбор числа зон по степени влияния и определение их границ на карте производится авторами исходя из анализа всех геолого-промысловых данных по схеме: изменение закачки - изменение добычи, обводненности, пластового давления в окружающих скважинах, анализа данных дебитометрии и расходометрии и т.д. (см. рисунок Г.6).
Зоны влияния изображаются различной штриховкой по усмотрению авторов. Рекомендуемые обозначения зон:
Нефть, Газ и Энергетика
Основная графическая документация отделов разработки производственных организаций нефтегазодобывающего комплекса
2. Карта суммарных отборов и закачки по скважинам - составляют один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.
3. Контроль за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар. Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины. Карты изобар составляют на конец каждого квартала.
4. График разработки составляется для эксплуатационного объекта и представляет собой комплекс кривых, отражающих в масштабе динамику основных годовых (квартальных, месячных) показателей разработки.
На графике должны быть приведены кривые изменения:
- добычи нефти,
- добычи жидкости,
- обводнения продукции,
- действующего фонда добывающих скважин,
- количества нагнетательных скважин, находящихся под закачкой воды (или другого агента), закачки воды за год в процентах годового отбора жидкости, пластового давления.
В зависимости от решаемой задачи и геолого-промысловых особенностей залежи график разработки может дополняться кривыми изменения других показателей, приводимых в паспорте объекта разработки.
При необходимости сравнения графиков разработки различных объектов годовую добычу нефти и жидкости приводят в виде темпов разработки.
При этом на оси абсцисс откладывают не время (годы), а коэффициент извлечения нефти или отношение (в %) накопленной добычи к начальным извлекаемым запасам. На графике разработки каждого объекта отмечают границы между стадиями разработки.
Карты разработки и карты текущих и суммарных отборов. - Ответы по контролю и регулированию разработки нефтяных и газовых месторождений
В настоящее время для контроля разработки широко используются карты разработки (суточных накопленных дебитов скважин месторождения с разделением добычи по нефти, воде и жидкости), обводненности продукции, изобар (замеренные давления в скважинах), распределения физико-химических свойств пластовых флюидов и т.д.
Карты физико-химических параметров пластовых флюидов составляются для установления распределения свойств по площади месторождения, направления и скорости движения жидкости.
Карта изобар позволяет определить нейтральные линии тока, направление фильтрации жидкости в пласте, величины градиентов давления, застойные зоны, выбрать участки для проведения воздействия на пласт. Такие карты составляются по методике интерполяции величин параметров между скважинами. Частота изолиний выбирается исходя из вариации величин параметров и погрешности определения.
Анализ характера выработки залежи проводят по картам заводненной и остаточной нефтенасыщенных толщин пласта. Рассмотренные карты при анализе лучше совмещать и изучать в динамике. Отношение накопленной добычи нефти из скважины к первоначальному запасу нефти условной зоны дает сравнительную характеристику выработки скважин. Если данное отношение какой-либо скважины больше отношения накопленного отбора нефти из пласта к геологическим запасам' пласта в целом, то данная скважина дает нефть и за счет запасов соседних скважин.
Соответствие геологическим условиям
Не соответствует геологическим условиям
Должны регулировать с помощью системы заводнения, увеличить количество скважин и тогда (то что в кружке на последнем рисунке) – анализ разработки в первом приближении (интегральный метод).
Когда мы знаем анализ разработки на начальной стадии мы имеем такую характеристику:
Геологический контроль процесса разработки. Фонд скважин. Исходная информация для составления карт отбора, карт изобар, динамики ВНК и ГНК.
При разработке месторождений нефти и газа обязателен высокий уровень контроля за дебитами скважин по нефти, газу и жидкости, их продуктивностью, обводненностью скважин, газовым фактором ( по нефтяным скважинам) приемистостью нагнетательных скважин.
Дебит скважин по жидкости (безводный – по нефти, обводненной – по нефти и воде) измеряется в с помощью автоматизированных групповых установок типа «Спутник». Пользование такими установками позволяет установить отдельно количество нефти и попутной воды в общем дебите скважины по жидкости, т.е. содержание воды в процентах во всей жидкости.
при недостаточно надежной работе систем «Спутник» обводненность продукции скважин определяют по пробам жидкости, отобранным из выкидных линий скважины, с помощью аппарата Дина и Старка, центрифугированием или другими методами.
Дебит попутного газа измеряют на групповых установках турбинным газовым счетчиком типа «Агат-1», а при использовании индивидуальной замерной установки – турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, установленным на выходе из трапа.
Промысловый газовый фактор (в вычисляют как отношение дебита попутного газа к дебиту сепарированной нефти.
Приемистость водонагнетательной скважины (в измеряют счетчиком или расходомером диафрагменного типа, установленным на кустовой насосной станции. Поскольку один разводящий водовод часто обеспечивает водой две-три скважины, замер приемистости скважины следует производить приостановке других скважин, питающихся из того же водовода. При использовании индивидуальных насосов для нагнетательных скважин их приемистость определяют индивидуально.
дебиты скважин при добычи природного газа измеряют на групповых или централизованных газосборных пунктах с помощью расходомеров разных конструкций, часто называемых дифманометрами, - поплавковыми, мембранными, сильфонными.
Вопросы техники, технологии контроля за рассмотренными показателями работы скважин и пластов в них, а также приемы интерпритации получаемых замеров излагаются в инструкциях по исследованию скважин и пластов.
При разработке многопластовых эксплуатационных объектов или объектов большой толщины большоет значение имеет определение рассмотренных показателей раздельно по пластам и интервалам пласта. В добывающих и нагнетательных скважинах эту задачу решают, главным образом применяя аппарат для глубинной потокометрии и термометрии.
Для каждого объекта с учетом характера изменчивости показателей работы скважин должна быть установлена периодичность их замеров таким образом, чтобы количество определений было достаточным для получения в результате их статистической обработки надежных средних значений за отчетные периоды времени (месяц, квартал).
Пластовое давление контролируется путем замеров статического давления по каждой скважине. При контроле используется приведенное пластовое давление, замеренное в скважине и пересчитанное на условно принятую горизонтальную плоскость
Контроль за пластовой температурой заключается в измерении температуры в скважинах, а также температуры нагнетаемой в пласт воды.
Контроль за равномерным перемещением ВНК осуществляется через наблюдательные скважины с помощью геофизических исследований (определяется текущая глубина ВНК).
Контроль за равномерным стягиванием контура нефтеносности (внешнего и внутреннего) и контура газоносности.
Контроль за направлением и скоростью движения жидкости в пласте, выявление невыработанных пластов и участков залежи, оттоков нефти за контуры залежи.
Фонд скважин на месторождении подразделяется на группы:
контрольные (пъезометрические и наблюдательные)
поглощающие, водозаборные – вспомогательные скважины
Добывающие скважины предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.
Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежи (для поддержания пластового давления, для вытеснения нефти, для снижения вязкости нефти и т.д.).
Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пласте:
пъезометрические служат для наблюдения за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье;
наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером вытеснения нефти из пласта – за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности.
Поглощающие скважины используются для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов.
Карты текущих отборов составляются в целом по месторождению и по отдельным объектам. Исходными данными являются следующие данные по скважинам:
- способ эксплуатации;
- среднесуточные отборы жидкости, нефти и воды (в % от отбора жидкости).
Карту накопленных отборов и закачки по скважинам составляют обычно 1 раз в год. На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает накопленной добыче жидкости. Выделяются секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. Исходной информацией для составления карт отбора является ежемесячный геологический отчет по эксплуатации скважин (отдельно по добывающим и нагнетательным скважинам).
Картами изобар(карты равных пластовых давлений) называют нанесенную на план расположения забоев скважин линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Строят по данным замеров динамического пластового давления, при построении карт используют приведенное пластовое давление.Строят для наблюдения за изменением и распределением пластовых давлений в процессе разработки пласта. Данными для построения карт служат замеры статических давлений в скважинах (обычно используют пластовые давления, приведенные к поверхности ВНК или к кровле продуктивного пласта).
При построении карт изобар учитывают следующее:
· исходные данные о давлениях как правило не соответствуют дате построения карты, поэтому необходимо в замеренные значения вносить поправку на время. Это приблизительно делается с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар;
· зависимость давлений от глубины залегания пласта и необходимость приведения их к избранной условной плоскости;
· отсутствие в пласте статического равновесия и необходимость применения в связи с этим соответствующих приемов интерполяции и экстраполяции давлений.
С помощью карт выявляют степень связи залежей с законтурной зоной, определяют фильтрационную характеристику пластов.
Для построения карт поверхности текущего ВНК необходимо проводить комплекс исследований:
· промысловые испытания скважин; ВНК должен находиться в интервале между низшим положением интервалов перфорации, из которых получена безводная нефть, и высшим из интервалов, давшим при испытании 100% воды;
· изучение кернов; в них должно быть определено наличие нефти и воды и их взаимное положение;
· электрический и радиоактивный каротаж.
Для установления ГНК строят карты изолиний газового фактора по скважинам; путем интерполяции и экстраполяции находят изолинию, соответствующую 100%-ной добыче газа, принимают ее за контур газоносности и исходя из этого определяют ГНК.
При ограниченном числе данных о глубине залегания ВНК по скважинам для построения карты поверхности ВНК используют метод схождения. Берут структурную карту, построенную по кровле пласта. Между скважинами, у которых определена глубина ВНК, проводят интерполяцию отметок отбивки ВНК с сечением, равным сечению изогипс структурной карты, и строят карту глубин залегания поверхности ВНК. В точках пересечения одноименных изогипс кровли продуктивного пласта и водонефтяного контакта получаются нулевые значения эффективной нефтенасыщенной мощности, определяющие положение контура нефтеносности.
Положение внутреннего контура нефтеносности определяют с помощью структурной карты подошвы продуктивного пласта.
Общие сведения о Гремихинском месторождении
В 1964 г. в процессе бурения указанной скважины было открыто Гремихинское месторождение, причем, нефтеносность оказалась приуроченной к отложениям карбона. Поисковое и разведочное бурение было начато в 1965 г. и завершено в октябре 1967 г. В результате проведенных работ установлена промышленная нефтеносность среднего и нижнего отделов каменноугольных отложений, среди которых наибольший вес занимает пласт А-4 башкирского яруса.
В административном отношении Гремихинское нефтяное месторождение находится на территории Завьяловского и частично Воткинского районов Удмуртии в 25-30 км. к востоку от г.Ижевска и к юго-западу от г.Воткинска. Крупных населенных пунктов на территории месторождения нет; исключение составляют деревни: Гремихи, Скидки, Молчаны, Колюшево и другие. Территория площади относится к бассейну реки Камы – на водоразделе рек Кама и Позимь. Орография месторождения представлена высокой равниной, глубоко изрезанной сетью оврагов и ручьев. Крупные реки в пределах площади отсутствуют, однако здесь берут начало мелкие реки Гольянка, Докша, являющиеся притоками Камы. Максимальные абсолютные отметки рельефа достигают в центральной (+186,6 м.) и в северо-восточной (+217 м.) частях площади; минимальные составляют +95-100 м. Площадь частично покрыта хвойными лесами, в ее пределах имеется редкая сеть грунтовых дорог. В 15 км. к северо-западу от площади тянется шоссейная дорога Ижевск-Воткинск. В 10 км. в том же направлении проходит железнодорожная ветка Ижевск-Воткинск с ближайшей станцией Июльское. В 3 км. к юго-западу от площади проходит шоссейная дорога Ижевск-Гольяны. В 6-8 км. на реке Кама находится пристань Гольяны.
Климат в районе континентальный с продолжительной (6 месяцев) зимой. Средняя годовая температура +2°С. Годовое количество осадков – около 500 мм.
Геолого-физическая характеристика Гремихинского месторождения
В геологическом строении Гремихинского месторождения участвуют отложения протерозойской группы (рифейский и вендский комплексы), девонской, каменноугольной, пермской систем палеозоя и четвертичные образования.
Промышленная нефтеносность связана с отложениями нижнего и среднего карбона. В нижнем карбоне нефтеносность приурочена к тульскому (Тл- I, Тл- II) и бобриковскому (Бб-I, Бб-II, Бб-III) горизонтам яснополянского надгоризонта. В среднем карбоне продуктивными являются башкирские отложения (пласт А-4) и прослои пористых известняков верейского горизонта (В-I, В- II, В- III). В бобриковском и тульском горизонтах выделяются песчаные нефтенасыщенные прослои с общими толщинами пород от 44 до 84 м. Башкирский ярус сложен известняками органогенными, оолитовыми, пористыми, кавернозными с общей толщиной до 80 м. Верейский горизонт сложен частым переслаиванием терригенных и карбонатных отложений. В нижней части разреза преобладают известняки пористые, местами нефтенасыщенные с преобладанием детритовых и оолитовых разностей. В верхней части верейского горизонта преобладают аргиллиты. Общая толщина его пород изменяется от 50 до 55 м.
Гремихинское месторождение, как показано выше, представлено тремя объектами разработки, границы которых достаточно хорошо вписываются в плане. Такое благоприятное размещение залежей нефти позволяет более эффективно использовать фонд скважин базового объекта – пласта А-4 башкирского яруса.
Залежь нефти пласта А-4 башкирского яруса
Литологически (табл.1) породы пласта А-4 представлены неравномерным переслаиванием светло-серых плотных, а также органогенно-обломочных, плотных пелитоморфных и поровых известняков.
Последние две разности насыщены нефтью и имеют темно-бурую окраску. В них наблюдаются каверны и трещины, насыщенные нефтью. Извилистые трещины, наблюдаемые и в плотных разностях, могут оказаться проводящими, но, учитывая их сравнительно малую плотность и прерывистость за счет постседиментационной кальцитации, можно предположить, что они не являются заметными путями фильтрации флюидов.
Тип залежи пластовый, сводовый: по условиям залегания нефти залежь массивная. Она приурочена к брахиантиклинальной складке северо-западной ориентации с размерами 7,5х3,4 км.
Читайте также: