Объекты и система разработки нефтяных месторождений. Системы разработки месторождений 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

Системы разработки месторождений нефти и газа — Мегаобучалка

Система должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах. Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п. Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки. Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин. Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи. Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых водприменяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруго водонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. В процессе разработки происходит "стягивание" контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, скважины последующих рядов.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод применяется для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров (рис. 59). При высоте залежи, составляющей 200 — 300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти — до 1—2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газаприменяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке сперфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований. Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе. Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта.

megaobuchalka.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 отдельных залежей нефти.

Количество просмотров публикации Системы разработки отдельных залежей нефти. - 374

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

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


Смотрите также