Шпора. 1. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 28.23 Kb.
|
|
1. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки. Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора нефти из них. Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях. Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются: Параметр плотности сетки скважин Sc — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова Nкр— отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.  (3.2)Размерность параметра Nкр — т/скв. Параметр  — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин. Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.Параметр  — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, .2. Стадии разработки залежей нефти 1 стадия ( нарастающей добычи), характеризуется интенсивным бурением скважин основного фонда. Темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. 2 стадия(стадия поддержания максимального уровня добычи нефти) - характеризуется стабильными годовыми отборами нефти и получением максимальной добычи нефти. задача этой стадии - бурение скважин резервного фонда, регулирование режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения. 3 стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин. Все скважины эксплуатируются механизированным способом. 4 стадия(завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. . медленное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции до тех пор, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. при обводненности скважин до 98%. Первые три стадии, отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. 3. Режимы разработки нефтяных месторождений Водонапорный режим при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора краевой воды, основным источником энергии при этом служит упругость пород-коллекторов и насыщающей их жидкости. Газонапорный режим —при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пластового давления в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответствующее перемещение вниз ГНК Режим растворенного газа —при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ выделяется и расширяясь, вытесняют нефть к скважинам. Гравитационный режим — это режим, при котором нефть перемещается в пласте к скважинам под действием силы тяжести самой нефти. 4. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки Основные системы размещения скважин: Треугольная Заложение каждой новой скважины в вершине треугольника, в двух других вершинах которого уже имеются пробуренные скважины. Кольцевая Размещение скважин последовательными рядами вокруг скважины на одинаковых гипсометрических отметках базисного продуктивного горизонта. Профильная Размещение скважин на разных гипсометрических отметках по профилю (линии), пересекающему структуру или площадь залежи в определенном направлении, с целью получения профильного геологического разреза. 5. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления В первую очередь они классифицируются по способам использования энергии. · под действием естественного напора краевых вод · путем заводнения При разработке с использованием естественного напора краевых вод добывающие скважины располагаются таким образом, чтобы фронту продвигающейся краевой воды противостоял фронт скважин. Для этого скважины размещает рядами параллельно контуру воды. Скважины обычно располагают в пределах внутреннего контура нефтеносности. По мере обводнения наружных рядов скважин их отключают. Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие вопросы: - определяют местоположение нагнетательных скважин; - определяют суммарный объем нагнетаемой воды; - рассчитывают число нагнетательных скважин; - устанавливают основные требования к нагнетаемой воде. Местоположение нагнетательных скважин Задача подобрать такое расположение скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой. Законтурное заводнение. осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром нефтеносности. Линия скважин располагается примерно в 300 - 800 м от контура нефтеносности для более равномерного воздействия на него Внутриконтурное заводнение распространенный вид заводнения. Обширная по площади и большая по запасам залежь разрезается рядами нагнетательных скважин на самостоятельные площади разработки. Площадное заводнение - добывающие скважины находятся под непосредственным влиянием нагнетательных, является наиболее интенсивной системой воздействия, обеспечивает максимальные темпы разработки. Применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью. Избирательная система заводнения применяется при разработке зонально неоднородных прерывистых залежей. Заключается в целенаправленном выборе местоположения нагнетательных скважин, с учетом изучения геологических условий продуктивного пласта, таким образом, чтобы обеспечить максимально возможную вытеснения нефти водой. Очаговое заводнение. используют с любой другой системой заводнения для улучшения охвата пласта вытеснением, а также для выработки запасов из отдельных участков пласта. Головное заводнение. Это нагнетание воды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях. Барьерное заводнение. Применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой или газоконденсатной части залежи от нефтяной. 6. Системы разработки многопластовых залежей Месторождения в основном многопластовые. Системы разработки таких месторождений по размещению скважин и последовательности ввода отдельных пластов в эксплуатацию делят на 2 группы: 1. Совместная разработка. Добывающие и нагнетательные скважины объединяются под единый фильтр. По всем объектам устанавливается единые перепады давления между зоной нагнетания и отбора. + экономия в капитальных вложениях при бурении - трудности с регулированием процесса эксплуатации и отсутствие возможностей установления оптимальных режимов р-ки каждого пласта, направленных на уменьшение кол-ва попутно добываемой воды и увеличения коэф-та нефтеотдачи. 2. Раздельная разработка. На каждый эксплуатационный объект проводят самостоятельные сетки. - требуется больше средств. +возможность устранения недостатков совместной системы р-ки.4 3. ОРЭ (одновременно раздельная). +Сокращение объема бурения за счет исп. одного ствола скв. +эксплуатация одновременных объектов с различными коллекторскими хар-ками и св-ми нефтей. Условия: А) Прод. горизонты должны отличаться по пластовому давлению, коллекторским свойствам и свойствам нефтей. Б) Срок эксплуатации всех горизонтов продолжительный В) нефтеносные пласты сложены из устойчивых пород Г) расстояние м-ду пластами должно быть таким, чтобы можно было создать цементное кольцо надежно предотвращающее перетоки ж-ти при максимально возможных перепадах давления в теч. всего времени эксплуатации. 7. Порядок проектирования разработки месторождений. Назначение проектных документов 1)Проект пробной эксплуатации при ее проведении получают важные сведения о пласте и скважинах, необходимые для составления технологической схемы разработки. 2)Технологическая схема опытно-промышленной эксплуатации. Когда возникают сомнения в выборе объектов разработки, или технологии извлечения нефти 3) Технологическая схема разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. Производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения. 4)Проекты разработки в котором с учетом условий устанавливаются трассы промышл. нефтепроводов и их техн. характеристики. 5)Уточненные проекты разработки когда месторождение разбурено на 60-70%, но в систему и технологию ещё можно ввести изменения. 6)Анализ разработки 1 этап - поисково-оценочный. обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей и оценка их запасов. На этом этапе составляется «Проект поискового бурения». 2 этап: разведка месторождения. Месторождение открыто, если на площади в скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. После открытия м-ния составляется «Проект разведочного бурения». 3 этап: подготовка к промышленной эксплуатации. - Проект (план) пробной эксплуатации разведочной (ых)скважин; - Проект пробной эксплуатации (до 3 лет);- Тех. схема опытно-промышленной разработки 4 этап: промышленная эксплуатация. - Тех. схема разработки (на период разбуривания месторождения). В данном документе решаются задачи: - выделение объектов; - расстановка фонда скважин на полное развитие. 8. Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений а)оценки эффективности системы разработки залежи в целом по ее осуществлению. б) получение информаций для регулирования процесса разработки и проектирования Изучаются: а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти , попутной воды и газ. б)Охват запасов разработкой в)Энергетическое состояние залежи г)изменение коэффициентов продуктивности д) изменение гидропроводности пласта е) состояние герметичности эксплуатационных колонн ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости з) фактическая технологическая эффективность по увеличению производительности скважин и)динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта 9. Регулирование разработки нефтяных залежей нефти Это поддержание и изменение условий разработки продуктивных пластов в рамках принятых технологических решений. Методы: а)изменение режимов работы добывающих скважин б)изменение режимов работы нагнетательных скважин в)увеличение гидродинамического совершенства скважин г)изоляция или ограничения притока попутной воды в скважинах д)выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды е)одновременно-раздельная эксплуатация скважин и закачка воды ж)изменение направлений фильтрационных потоков. з)очаговое заводнение. и) перенос фронта нагнетания к)бурение резервных добывающих и нагнетательных скважинах 10. Технологические показатели разработки залежей нефти Технология разработки - совокупность способов применяемых для извлечения нефти из недр. Показатели технологической разработки: 1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки . 2.Темп разработки нефтяного месторождения отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам месторождения 3. Добыча жидкости из месторождения - это суммарная добыча нефти и воды. 4. Нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. 5.Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки . 6.Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом 7.Распределение в пласте. 8.Давление на устье Ру добывающей скважины 9.Распределение скважин по способу подъема жидкости. 10.Пластовая температура. 11. Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение Характеристиками вытеснения нефти с водой, представляющий собой зависимость нефтеотдачи от объема внедрившейся в залежь воды. Отражает историю разработки , показывает эффективность процесса вытеснения в любой момент разработки, при каком расходе рабочего агента получена достигнутая нефтеотдача. Характ вытеснения Сазонова Qн=A+B*Lg*Qж Qн- накопленная с начала разработки добыча нефти Qж- накопленная с начала разработки добыча жидкости А,В- коэффициенты, опред-мые статической обработкой данных Характеристика вытеснения используются для прогноза добычи и динамика обводненности по нефтяным залежам 1)Нефтяная залежь находиться в разработке и имеется начальный участок характ вытеснения. Производится экстраполяция в системе координат, где она яв-ся линейной. 2)Нефтяная залежь еще не вступила в разработку или начальный участок очень мал. 12. Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях. 1)малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1 %); 2)большими темпами отбора жидкости; 3)высокой медленно возрастающей обводненностью продукции; 4)более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения; 5)отбором за период стадии 10-20 % балансовых запасов нефти. Продолжительность четвертой стадии составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, при обводненности продукции примерно на 98 %. К особенностям разработки залежей нефти на завершающих стадиях относится следующее: – сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод добывающих скважин из эксплуатации; – в добывающей продукции большую часть занимает вода (обводненность доходит до 60–70 %), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды (98–99 %); – снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти; – замедление темпов снижения добычи нефти; – проведение мероприятий по сокращению добычи воды; – изменение технологических режимов работы скважин; |