1. Системы и технология разработки нефтяных месторождений. Система разработки месторождения нефти


1. Системы и технология разработки нефтяных месторождений

1.1 Объект и система разработки

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто — различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

Места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т.е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной. Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.

Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Введем понятие объекта разработки месторождения.

О б ъ е к т р а з р а б о т к и — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки — их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рис. 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. В таблице приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторождения.

Рис.1. Разрез многопластового нефтяного месторождения

Геолого-физические

свойства

Пласт

1

2

3

Извлекаемые запасы нефти, млн. т.

Толщина, м

Проницаемость, 10-2 мкм2

Вязкость нефти, 10-2 Па·с

200,0

10,0

100,0

50

50,0

5,0

150,0

60

70,0

15,0

500,0

3

Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект А), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект Б).

Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.

Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существенное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Большое значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их необходимо разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения тех или иных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

studfiles.net

Объекты и система разработки нефтяных месторождений

Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это cовокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одному и тому же участку земной поверхности (ограничено географическими координатами) и подчиненных в процессе своего образования единой тектонической структуре. В частном случае месторождение содержит всего лишь одну залежь нефти [27].

Залежьюназывается естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т.е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто – различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обуславливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Введем понятие об объекте разработки месторождения.

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки – их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки – наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

Объекты разработки подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т.е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т.е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Важная составная часть создания системы разработки – выделение объектов разработки. Поэтому на этом вопросе необходимо остановиться более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется экономически выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче, и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы [1].

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов [1].

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа [1].

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи [1].

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине [1].

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

Похожие статьи:

poznayka.org

Система разработки и показатели разработки нефтяных месторождений

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Стадия разработки м/р - период процесса разработки. Характеризующая определение с закономерным изменяем технологических и технолог-экономических показателей.

Показатели :

1.       Текущая и суммарная добыча нефти

2.       Текущая и суммарная добыча жидкости 3.обводненность добываемой продукции

3.       Текущий и накопленный водо-нефтянной фактор

4.       Текущая и накопленная закачка воды.

5.       коэффициент      нефтеотдачи

6.       число скважин.

7.       пластовое забойное давление.

8.       Газовый фактор

9.       средий дебит добывающих, приемосости нагнетательных скважин.

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ М/Р:

1.       начальный период

2.       период  постоянной добычи

3.       период  падающей добычи

4.       период  завершающей добычи.

1-ая стадия :

-интенсивный рост добычи нефти

-быстрое увеличение фонда доб.скв,от 60%до 80%

-интенсивное падение Р пл.

-малая обводненность продукции -коэффициент нефтЕотдачи 10%

Продолжитльность периода 4-5 лет .Окончанием 1-ой стадии является точка резкого переноса кривой добычи нефти.

2-ая стадия :

-высокий уровень добычи нефти,от 3- 7лет -незначительный рост числа скв.

-увеличение обводненности

-отключение доб.скв.порядка 10% из-за обводненности продукции -коэффициент нефтеотдачи к концу периоду 30-50 %

3-я          стадия

-снижение добычи нефти -снижение темпа отбора нефти

-уменьшение фонда доб.скв из-за обводненности продукции -увеличение обводнения до 80-85%

-повышение текущего коэффициента нефтеотдачи 50-60 %

Длительность периода 5- 10 и более лет. 1,2,3-и стадии -это основной период разработки. В этот период отбирают 80-90% извлекаемых запасов нефти.

4-ая стадия :

-малые и медленные темпы отбора нефти -большой темп отбора жидкости -резкое уменьшени фонда скважин -10-20% -добыча балансовыз запасов нефти.

Длительноть от 15 лет и более. Предел рентабельности уровень обводненности 98 %.

students-library.com

Системы разработки отдельных залежей нефти.

Количество просмотров публикации Системы разработки отдельных залежей нефти. - 484

Понятие о системах разработки залежей углеводородного сырья.

Под разработкой нефтяных и газовых месторождений принято понимать управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи:

- определœенной системы размещения установленного числа скважин по площади месторождения;

- порядка и темпа вода их в эксплуатацию;

- поддержания намеченного режима их работы;

- регулирования баланса пластовой энергии.

Рациональная система разработки залежей углеводородов - ϶ᴛᴏ такая система, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим при этом заданный темп добычи сырья, высокую конечную нефте– и газоотдачу, решение задач разработки при минимальных капитальных вложениях и себестоимости нефти (газа).

Системы разработки многопластовых месторождений нефти.

1. Система разработки ʼʼсверху – внизʼʼ - в первую очередь в разработку вводится продуктивный верхний пласт, а затем ниже залегающие пласты. Применялась раньше широко, при неглубоком бурение. Характеризуется медленным темпом ввода в разработку всœех пл. месторождений. Сейчас не применяется.

2. Система ʼʼснизу – вверхʼʼ - применяется при разработке многопластового месторождения, массовое бурение и освоение начиная с нижнего (опорного, базисного пласта). Он должен быть высокопродуктивным и хорошо разведанным.

Вышелœежащие нефтяные пласты разделяются по значимости. Эта система имеет ряд преимуществ:

1. Вскрываются всœе нефтеносные горизонты и имеются возможности для их полного изучения путем отбора керна и геофизическими методами.

2. Сокращение общего числа разведочных скважин.

3. Возможность одновременной эксплуатации всœех объектов нефтегазодобычи ᴛ.ᴇ. ускоряются темпы освоения всœего месторождения в целом.

Основной задачей разработки нефтяных месторождений является выбор схемы размещения скважин и определœение их числа на площади. Она решается комплексно с учетом геологических, технических и экологических факторов.

При разработке нефтяных залежей с неподвижным контуром нефтеносности скважины размещают сплошной сеткой (по квадратам или треугольникам) по всœей площади залежи.

При разработке нефтяных залежей с напорными режимами (с перемещающимися контурами нефтеносности) скважины располагаются рядами (батареями), параллельными перемещающимися контурами: при газонапорном режиме параллельно контуру газоносности; при водонапорном режиме параллельно контуру водоносности.

Большое значение при разработке нефтяных залежей имеет темп и порядок ее разбуривания. По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы разработки нефтяной залежи. При сплошной системе разбуривание производится в сравнительно короткое время (до 1 года), а при замедленной системе – в течение нескольких лет.

По порядку разбуривания залежи различают сгущающуюся и ползущую системы. При сгущающейся системе залежь вначале разбуривается разряженной сеткой скважин (равномерно), далее разбуриваются промежуточные участки плата. При ползущей системе разработки – разбуривание начинается с какой–то части площади (с заданным уплотнением), затем производится дополнительное бурение новых групп (или рядов) скважин в определœенном направлении до полного разбуривания всœей площади месторождения.

Важным фактором при выборе рациональной системы разработки нефтяных пластов является определœение темпа отбора (ᴛ.ᴇ. суммарная добыча из пласта – суточная, месячная, годовая). При заданном числе скважин их средние дебиты и текущая добыча бывают самыми различными и зависят от установленного режима эксплуатации скважин.

Одним из важнейших этапов проектирования системы разработки является обоснование крайне важно сти воздействия на пласт путем закачки газа или воды, т.к. обеспечить высокие темпы отбора нефти (даже при большой в. нефтеотдачи пластов) за счёт использования только естественной энергии пласта зачастую невозможно.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, система разработки конкретной нефтяной залежи должна быть самой различной:

- по сетке размещения скважин;

- порядку и темпу разбуривания площади;

- по темпам отбора нефти;

- выработка может вестись с применением методов воздействия на залежь (или без этих методов). Сами методы могут отличаться по виду рабочего агента (газ, вода и т.д.) и по схеме размещения нагнетательных скважин.

Разработка газовых месторождений.

Основной особенностью разработки газовых месторождений является неразрывная связь всœех элементов в системе пласт - скважины - газосборные сети на промысле - магистральный трубопровод. Отличием газа от нефти: гораздо меньшей вязкостью, плотностью, значительной сжимаемостью. Необходимостью немедленной передачи (доставки) добытого газа к потребителю.

Схему размещения скважин по площади газоносности выбирают исходя из формы залежи. Для полосообразной залежи скважины могут размещаться в виде параллельных цепочек вдоль продольной оси залежи или равномерно по всœей площади.

При круговой или куполообразной залежи – скважины могут располагаться в виде 1,2 или 3 кольцевых батарей (или также равномерно по площади). При создании проекта разработки обычно просчитывают по газодинамическим расчетам несколько вариантов размещения скважин. На крупнейших и уникальных по запасам газовых месторождениях Российской Федерации, таких как Медвежье, Ново-Уренгойское, Ямбургское, применяется кустовой метод расположения скважин. При этом в расчетах показателœей разработки куст скважин рассматривается, как одна укрупненная скважина.

Темп отбора газа из залежи зависит от ее размеров и геологических условий и может изменяться в пределах 5-10 % и выше от первоначальных запасов. Учитывая зависимость отвыбранного темпа отбора газа рассчитывают технологический режим работы скважин.

Существенное влияние на выбор числа скважин по площади оказывает диаметр эксплуатационных колонн, чем он больше, тем большим должна быть дебит газа скважин и меньше потери давления в стволе. С другой стороны – больше затраты на бурение и оборудование скважины (металл). По этой причине при проектировании разработки газового месторождения определяют диаметр эксплуатационных скважин по нескольким вариантом и выбирают оптимальный – ᴛ.ᴇ. который сможет обеспечить наилучшие условия добычи газа в процессе всœего периода разработки месторождения.

В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр. Размещено на реф.рфПри проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок разработки, число скважин, их диаметр и схему их размещения по площади.

Проектирование разработки газового месторождения (как и нефтяного) осуществляется комплексно – на базе геологического изучения месторождения, гидрогазодинамических расчетов, технико-экономического сравнения различных вариантов разработки.

referatwork.ru

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, направленных на извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пласта и управление этим процессом.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной харак­теристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения предусматривает выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). Для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды,

учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

В систему разработки входят система размещения добывающих, на­гнетательных и специальных скважин, очередность ввода скважин в экс­плуатацию, темпы отбора продукции, технологии и технические средства воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации добычи и повышения извлечения нефти.

Различают системы разработки залежей:

– на естественных (природных) режимах.

– с поддержанием пластового давления.

Режимом работы залежи называют проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.

Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пла­стовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы: водонапорный; упругий и упруговодо-напорный; газонапорный, или режим газовой шапки; газовый, или режим растворенного газа; гравитационный; смешанный.

Водонапорный режим – режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом за­лежь наполняется водой в количествах, равных (или несколько меньших) количеству отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его раз­работки.

Показателем эффективности разработки залежи является так назы­ваемый коэффициент нефтеотдачи – отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективен. При этом режиме удается извлечь 50–70%, а иногда и больше, от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. То есть коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может на­ходиться в пределах 0,5–0,7 и более.

Рис. 1. Условие водонапорного режима залежи

Упругий (упруговодонапорный) режим – режим работы залежи, при кото­ром пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий

режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости и породы является основным источником энергии залежи. Естественно, что упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при лю­бом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0,5–0,6 и более.

Рис. 2. Условия упруговодонапорного режима

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) – режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако в отличие от водонапорного режи­ма (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима – высокая проницаемость коллекторов (осо­бенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ проры­вается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, рас­положенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа,

выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5–0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) может нагнетать­ся с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Вода

Рис. 3. Условие газонапорного режима

Режим растворенного газа – режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. По мере отбора жидкости пластовое давление уменьшается, пузырьки газа увели­чиваются в объеме и движутся к зонам наименьшего давления, т.е. к за­боям скважин, увлекая с собой и нефть. Изменение равновесия в пласте при этом режиме зависит от суммарного отбора нефти и газа из пласта. Показателем эффективности разработки залежи при газовых режимах является газовый фактор, или объем газа, приходящегося на каждую тонну извлеченной из пласта нефти. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2–0,4.

Гравитационный режим – режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пла­сте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1–0,2.

Смешанный режим – режим работы залежи, когда при ее эксплуатации заметно одновременное действие двух или нескольких различных источни­ков энергии.

При эксплуатации залежи возможно преобразование одного режима в другой, менее эффективный (например, упруговодонапорного и газона­порного – в режим растворенного газа).

Похожие статьи:

poznayka.org

Системы разработки месторождений

Количество просмотров публикации Системы разработки месторождений - 1700

ОБЪЕКТЫ И СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ

Нефтяные и нефтегазовые месторождения — это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, ᴛ.ᴇ. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

Залежьюпринято называть естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, ᴛ.ᴇ. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два базовых типа взаимного расположения. В случае если вода располагается ниже нефтяной залежи на всœем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. В случае если контакт с водой происходит в пониженных частях месторождения важно правильно определить тип залежи и оценить соотношение размеров областей, занятых нефтью и газом.

Статистические исследования данных о составе пластовых нефтей и газов большого числа месторождений показали, что состав и другие термодинамические и физико-химические характеристики добываемой продукции являются информативными в отношении оценки типа залежи, соотношения нефти и газа в пласте, наличия аномально высоких пластовых давлений и других важных для разработки факторов. Использование этих данных позволяет на ранней стадии разведки и разработки получить дополнительную важную информацию о состоянии объекта к обычно используемой при геологических и промысловых исследованиях.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто — различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделœены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания обуславливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Введем понятие об объекте разработки месторождения.

Объект разработки — это искусственно выделœенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определœенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

В объект разработки бывают включены один, несколько или всœе пласты месторождения.

Объекты разработки подразделяются на самостоятельные, ᴛ.ᴇ. разрабатываемые в настоящее время и возвратные, те, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими другой объект.

referatwork.ru

Система разработки нефтяных месторождений

Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластово­го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти после­довательно прорабатывают следующие вопросы:

определяют местоположение водонагнеательных   скважин;

определяют суммарный объем нагнетаемой воды;

рассчитывают число водонагнеательных скважин;

устанавливают основные требования   к   нагнетаемой   воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения.

Рис. 1. Принципиальная схема законтурного заводнения:

1 – добывающие    скважины;

2 – нагнета­тельные скважины

Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда за­труднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внут­реннего контура нефтеносно­сти.

Рис. 2. Схема   размещения    сква­жин при внутриконтурном

заводне­нии.

Обозначения см. на рис. 1.

Внутриконтурное заводне­ние применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадны­ми размерами. Внутриконтур­ное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод­нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, распо­лагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф­теносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагне­тательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зо­на, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно, регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетатель­ных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуще­ствляют “через одну”. В промежутках проектные водонагаетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю­щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле­ния в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с уче­том особенностей геологического строения и физической харак­теристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Рис. 3.   Принципиальная    схема разработки    пласта при использова­нии блоковых систем.

Обозначения см. на рис. 1.Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы — возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

На рис. 2 показана схема разработки Ромашкинского ме­сторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводне­нии.

Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных сква­жин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Разновидность системы внутриконтурного заводнения — бло­ковые системы разработки.

Блоковые системы разработки находят применение на место­рождениях вытянутой формы с расположением рядов водона­гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин­ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си­стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская об­ласть). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз­работки.

Преимущество блоковых систем заключается в следующем.

1.     Отказ от расположения водонагнетательных скважин    в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в   слабоизу­ченной на стадии разведки месторождения части пласта.

2.     Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3.     Существенно сокращается площадь, подлежащая обуст­ройству объектами поддержания пластового давления.

4.     Упрощается обслуживание системы поддержания пласто­вого давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.).

5.     Компактное, близкое расположение добывающих и водо­нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопро­сы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.

Блоковые системы разработки предполагают расположение водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных по­лого залегающих антиклинальных складок целесообразно рас­положение водонагнетательных скважин по оси складки. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Заводнение пластов при расположении водонагнетательных скважин у оси складки получило наименование осевое заводне­ние.

Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

На рис. 4 показаны основные схемы площадного заводне­ния. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.

           

Рис. 4. Основные схемы площадного заводнения:

а — четырехточечная; б — пятиточечная; в — семиточечная; г — девятиточечная;

1 – добывающие скважины; 2 — нагнетательные скважины.

Так, в четырехточечной системе (см. рис. 4) соотно­шение между нефтедобывающими и нагнетательными скважи­нами 2:1, при пятиточечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятиточечной системе – 1:3. Таким обра­зом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются се­ми- и девятиточечные системы.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, при­ходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объек­та разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добы­вающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желатель­но применять при разработке более однородных пластов.

Очаговое заводнение — это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин раз­мещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго­вое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения.

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со зна­чительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобыва­ющим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедо­бывающую, но и как водонагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослежи­вается гидродинамическая связь выбранной скважины с сосед­ними.

Избирательная система с успехом применена на месторож­дениях Татарской АССР.

Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных место­рождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном от­боре нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой зале­жи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонеф­тяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регули­руют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газо­вую часть залежи, а газа в нефтяную часть.

Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном месторождении Карадаг Азербайджанской ССР.

ПЕРМСКИЙ НЕФТЯНОЙ КОЛЛЕДЖ

ИЖЕВСКИЙ ФИЛИАЛ

РЕФЕРАТ
На тему: “Законтурное, приконтурное, очаговое, площадное заводнения и их применение”

Выполнил студент Лапин К.Ю.

                  

Проверил  преподаватель

                   Р.Г. Гафиятуллин

Ижевск, 2002 г.

coolreferat.com