Лекции РН и ГМ г. Лекции по разработке нефтяных месторождений

• Название: Лекции по разработке нефтяных месторождений
• Анкор: Лекции РН и ГМ г.doc
• Дата: 29.09.2017
• Размер: 22.18 Mb.
• Имя файла: Лекции РН и ГМ г.doc
• Тип: Лекции; #9080
• страница: 1 из 9

Лекции по разработке нефтяных месторождений.
Разработка нефтяных и газовых месторождений — интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных компьютерах.

Разработка нефтяных месторождений — это самостоятельная комплексная область науки и инженерная дисциплина, имеющая свои специальные разделы, связанные с учением о системах и технологиях разработки месторождений, планированием и реализацией основного принципа разработки, проектированием и регулированием разработки месторождений.

Наукой о разработке нефтяных месторождений называют осуществление научно-обоснованного извлечения из недр содержащих в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых. Принципиальным отличием разработки нефтяных месторождений от других наук является то, что инженер-разработчик не имеет непосредственного доступа к нефтяным пластам. Вся информация идет через пробуренные скважины.

Нефтяные и нефтегазовые месторождения – это скопление углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализированным геологическим структурам. Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно залегают в пластах или массивах пористых и проницаемых горных пород, имеющих различное распространение под землей и различные геолого-физические свойства.

.



Нефть, залегая в пористых пластах, подвержена гидростатическому давлению и напору контурных вод. Пласты испытывают горное давление – вес вышележащих горных пород. Над залежью нефти может залегать газовая шапка, оказывающая давление на залежь. Внутри залежи действуют силы упругости нефти, газа, воды и породы пласта.

Нефть, вода, газ, насыщающие пласты обладают разной плотностью и распределены в залежах в соответствии с проявлением гравитационных сил. Несмешивающиеся жидкости – нефть и вода, находясь в контакте в мелких порах и капиллярах, подвержены действию поверхностно-молекулярных сил, а на контакте с твердой породой - натяжению смачивания. Когда начинается эксплуатация пласта, природное равновесие этих сил нарушается в связи со снижением давления в залежи и начинается сложнейшее их проявление в результате чего начинается движение жидкостей в пласте. В зависимости от того, какие силы, вызывающие это движение преобладают, различают различные режимы работы нефтяных пластов.
1. 2. Режимы работы нефтяных залежей

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

Различают пять режимов работы нефтяных залежей: упругий; водонапорный; растворенного газа; газонапорный; гравитационный; смешанные. Такое деление на режимы в «чистом виде» весьма условно. При реальной разработке месторождений в основном отмечают смешанные режимы.

Упругий режим или замкнуто-упругий

При этом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения ( сжатия) порового объема при снижении пластового давления. Суммарный объем жидкости. отбираемый из пласта за счет этих сил определяется упругой емкостью пород, насыщения этого объема жидкостью и величиной снижения пластового давления

Qж = (Рпл. нач – Ртек) Vп *

*= mп + ж где

* - упругая емкость

п- упругая емкость породы

ж- упругая емкость жидкости

m- пористость

Рпл нач и Р тек – начальное и текущее пластовое давление

Главное условие упругого режима — превышение пластового давления и забойного, над давлением насыщения, тогда нефть находится в однофазном состоянии.

Если залежь литологически или тектонически ограничена, запечатана, то проявляется замкнуто-упругий режим.

В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5— 10 %) по отношению к общему запасу, но он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах.

Для данного режима характерно значительное снижение пластового давления в начальный период отбора нефти и уменьшения дебитов нефти

Упруговодонапорный или водонапорный режим

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность или водоносная область обширна и пласт в ней высокопроницаем. то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным. Нефть из пласта вытесняется напором контурной или подошвенной воды. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным вследствие равенства количеств отобранной жидкости (нефти, воды} и вторгшейся в залежь воды.

Режим характеризуется несущественным снижением Рпл и постоянным сокращением контура нефтеносности.

Искусственно водонапорный режим

На современном этапе развития нефтяной промышленности преобладающее значение имеет разработка нефтяных залежей при заводнении, т. е. с помощью закачки воды. При искусственном водонапорном режиме основным источником пластовой энергии является энергия закачиваемой в пласт воды. При этом отбор жидкости из пласта должен быть равен объему закачанной воды, тогда устанавливается жесткий водонапорный режим, который характеризуется коэффициентом компенсации отбора закачкой.

Ккомп =

Компенсация отбора закачкой это отношение объема закачиваемой в пласт воды к объему отобранной в пластовых условиях жидкости из пласта.

Если Ккомп > или = 1, то в залежи устанавливается жесткий водонапорный режим.

Ккомп < 1. то упругий водонапорный режим.

Компенсация отбора закачкой бывает текущая (в данный момент времени) и накопленная (с начала разработки).

Режим растворенного газа

При низкой продуктивности пласта, ухудшенной связи с водонапорной зоной, пластовое давление, в конечном счете, снижается до давления насыщения и ниже. В результате из нефти начинает выделяться газ, который расширяется при снижении давления и вытесняет нефть из пласта, т.е. приток нефти происходит за счет энергии расширения растворенного в нефти газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.

В большинстве случаев газ выделившись из нефти всплывает под действием сил гравитации образуя газовую шапку (вторичную) и развивается режим газовой шапки.

Эффект процесса вытеснения нефти за счет энергии газа незначителен, т.к. запас энергии газа истощается намного раньше, чем успевают отобрать нефть.

Разработка залежей при этом режиме сопровождается:

быстрым снижением Р пластового и снижением дебитов скважин;

контур нефтеносности остается неизменным.

Газонапорный режим

проявляется в нефтяных залежах с большой газовой шапкой. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью.

Нефть притекает к забою в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки при Р пл меньше Р насыщения. Разработка залежей сопровождается перемещением газонефтяного контакта, прорывом газа в скважины и ростом газового фактора. Эффективность извлечения нефти из пласта изменяется в широких пределах в зависимости от коллекторских свойств пласта, наклона пласта, вязкости нефти и т.д. Жесткий газонапорный режим возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа.

Гравитационный режим

Гравитационный режим развивается при полном истощении всех видов энергии. Нефть из пласта под действием гравитации (силы тяжести) падает на забой скважины, после чего ее извлекают.

Выделяют такие его разновидности:

1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные;

2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.

Гравитационный режим и режим растворенного газа редко бывают основной движущей силой, однако сопутствуя процессу извлечения нефти, могут увеличивать нефтеотдачу до 0,2.

Смешанные режимы

В заключении необходимо отметить, что нефтяная залежь редко работает на каком-то одном режиме в течении всего периода эксплуатации.

Режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды, газа называют смешанным. Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима работы. Конкретный режим можно установить, поддержать или заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д.

1.3. Режимы работы газовых месторождений

Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.

Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).

Газовый режим (режим расширяющегося газа). При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт — газопровод, является давление, создаваемого расширяющимся газом.. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.

Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.

Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной.

При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.

Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т.е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20 – 50 % запасов газа. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.

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. Важная составная часть создания системы это выделение объектов разработки.

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, т..е. «своей сеткой скважин»..

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения. Например на рис 1 представлены 3 пласта, которые можно объединить в 2 объекта (1,2. и, 3).



рис 1

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные, т. е. разрабатываемые в данное время, и возвратные, т. е. те, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

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 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 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). 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.

По этой причине и различное содержание парафина, сероводорода, может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта.

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 воды, осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, 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 нецелесообразности выделения объектов. Различная технология воздействия на призабойную зону – закачка воды или газа. Значительные дебиты жидкости из объекта могут быть придельными для современных средств эксплуатации скважин и укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

В заключение следует 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.