лекц. 3 лекционный курс. Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм

• Название: Лекция 1 Тема. Введение. Объекты и системы разработки нефтяных месторождений Введение Объекты и системы рнм
• Дата: 22.11.2022
• Размер: 1.78 Mb.
• Имя файла: 3 лекционный курс.doc
• Тип: Лекция; #805455
• страница: 10 из 12

Тема: Выделение эксплуатационных объектов

Обычно скважины располагают в соответствии с каким-либо определенным геометрическим рисунком. Во многих случаях расположение скважин внутри участка диктуется их положением на границах участка и расстояниями между ними, особенно если участок маленький. На большом участке больше возможностей для расположения скважин на научной основе.

Если структурные исследования указывают на наличие хорошо развитой антиклинали или купола, разведка границ продуктивной площади может проводиться бурением скважин в обоих направлениях вдоль главной оси структуры, при этом скважины располагают максимально близко друг к другу вдоль свода структуры, а затем вдоль линии, перпендикулярной оси. Скважины устанавливают попеременно по разные стороны свода, что позволяет исследовать боковые фланги вплоть до обнаружения краевой воды (это вода, окружающая продуктивный пласт) или до тех пор, пока скважины перестают быть рентабельными, так как дают слишком мало нефти.

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с
целью извлечения из них нефти разработка месторождений осу­ществлялась за счет расходования природной, энергии. Тогда, ипоявилось важное понятие о режимах нефтяных пластов,_которые классифицировались по характеру сил, движущих в них
нефть.

Наиболее распространенными в практике разработки нефтя­ных месторождений режимами пластов были: упругий, раство­ренного газа и газонапорный или газовой шапки.

При упругом режиме нефть вытесняется из пористой сре­ды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения перового объема со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется: водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обшир­на, а пласт в ней высоко проницаем, то режим, такого; пласта будет естественным упруговодонапорным.

Извлечение нефти при режиме растворенного газа происходит, при падении пластового, давления ниже давления насыщения, выделении из нефти растворенного в ней газа в ви­де пузырьков и их расширении. Режим растворенного газа в чистом. Виде наблюдается в часто переслаивающихся пластах, где затруднена вертикальная сегрегация газа за счет гравита­ции. В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную). В результате этого в пласте создается газооналорный режим или_режим газовой шапки.

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта поддействием гравитаций стекает на забой, после чего ее извлекают. Такой режим пласта называют гравитационным.

Однако в современной нефтяной промышленности преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторож­дений с воздействием на пласт. В этих условиях понятие режим пласта» не полностью характеризует процесс извлечения нефти из недр. Например, разработка некоторого месторожде­ния осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем во­ды, продвигающей по пласту закачанную порцию (оторочку)- двуокиси углерода. Можно, конечно, говорить, что режим пласта в этом, случае искусственно водонапорный. Однако этого слишком мало для описания процесса извлечения нефти. Необ­ходимо учитывать не только режим, но и механизм извлечения, нефти из пласта, связанный с технологией его разработки.

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходи­мо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлече­ния нефти изнедр. В данном выше понятии системы разработ­ки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной тех­нологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризу­ется определенными покаазателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработ­ки. Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного место­рождения можно условно разделить на четыре стадии. На первой стадии (1, рис. 21), когда происходят разбуривание, обуст­ройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, до­быча нефти растет, что обусловлено в значительной степени скоростью разбурнвания и обустройства месторождения, кото­рая зависит от работы буровых и промыслово-строительных подразделений.


Рис. 21.Зависимость q_Н, q_Ж от t:

1 и 2 — добыча соответственно нефти q_Н и жидкости q_Ж

Вторая стадия (II, см. рис. 21) характеризуется максималь­ной добычей нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Третья стадия (III, см. рис. 21) характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвертой стадии (IV, см рис 21) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обвод­ненность продукции скважин и неуклонное ее нарастание. Четвертью стадию называют поздней или завершающей стадией раз работки Отметим еще раз, что описанная картина изменения .добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизменными во времени В связи с развитием мето­дов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии раз­работки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из мессторождения.

2. Темп разработки месторождений z(t), изменяющийся во времени t, равный отношению текущей добычи нефти q_Н (t) к извлекаемым запасам месторождения:

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизменными в процессе его разработки, то изменение во вре­мени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добы­ча нефти.

Разработка месторождения, начавшись в момент времени t=0, заканчивается в момент t_К, к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N. Тогда

При расчетах добычи нефти z(t) можно представлять аналитическими функциями. Поэтому для удобства интегрирования можно полагать, что

поскольку z(t) = 0 при t_К≤t<∞

Можно получить связь между темпом разработки месторож­дения в целом, параметром N_{Э кр} , темпом разработки элемента системы z_Э(τ) и скоростью ввода элементов системы в эксплуа­тацию ω(t)Используя (I.11) и (I.21), получим



Темп разработки нефтяного месторождения можно предста­вить также в виде отношения текущей добычи нефти q_Н (t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется сле­дующая связь между извлекаемыми и геологическими запаса­ми нефти:

где η_к - конечная нефтеотдача.

Используя , можно найти темп разработки месторож­дения, определяемый как


Используя получим

Наконец, есть понятие о темпе разработки, определяемом как отношение текущей добычи нефти q_a(t) к остаточным (из­влекаемым) запасам нефти N_OCT(t) месторождения,

т. е.

Для N_OCT(t) имеем следующее выражение:





3. Добыча жидкости из месторождения. При разработке неф­тяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта до­бывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворенным в ней газом или дегазированную нефть. Добы­ча жидкости — это суммарная добыча нефти и воды. На рис. 21 показано изменение в процессе разработки месторожде­ния с применением заводнения добычи нефти q_Ни жидкости q_Ж = q_Н + q_В (q_В — добыча воды). Как видно из этого рисунка,
добыча жидкости всегда превышает добычу нефти. На третьей
и четвертой стадиях из месторождения обычно добывается ко­личество жидкости, в несколько раз превышающее количество, добываемой нефти.

4. Нефтеотдача — отношение количества извлеченной из пла­ста нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают
текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеот­дачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти да.данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача — отношение коли­
чества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце
разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют
также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Уже из данного выше определения текущей нефтеотдачи сле­дует, что она переменна во времени и возрастает по мере уве­личения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин «коэффициент нефтеотдачи» можно применять по отно­шению к конечной нефтеотдаче.

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов — количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объ­ему пор пласта, обводненности продукции и просто от времени. На рис. 23 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи η от времени t. Если t_К — момент окончания разработки пласта, то η_К — конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, на и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому геологическому комплексу, нефтедобывающему региону и по стране вцелом, понимая под текущей нефтеотдачей и отношение количество извлеченной из пласта нефти в данный мо­мент времени к первоначальным ее геологическим запасам в группе месторождений, комплексе, регионе или в стране и под конечной нефтеотдачей — отношение извлеченной из пласта нефти в конце разработки к геологическим запасам.

Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пластов, и факторы, характеризующие полноту вовле­чения пласта в целом в разработку.


Рис. 23. Зависимость теку­щей нефтеотдачи η от вре­мени t

Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:

η = η₁ η₂ (1.41)

где η₁ — коэффициент вытеснения нефти из пласта; η₂ — коэф­фициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, сле­дует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вы­теснения — величина, переменная во времени. Произведение η₁ η₂ справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это пред­ставление было введено А. П. Крыловым при рассмотрении неф­теотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина η₂ равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку. Величина η₂ равна от­ношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностя­ми технологии разработки Нефтяных месторождений, но и эко­номическими условиями. Если даже некоторая технология поз­воляет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по эко­номическим причинам.

5. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа от­носительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтя­ного месторождения. В процессе поддержания пластового дав­ления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кри­вой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного место­рождения без воздействия на пласт, т. е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давле­ние рстанет меньше давления насыщения р_нас, насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча га­за резко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе, т. е. отношение объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазирован­ной нефти. В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристи­ки разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда сред­ний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения.

6. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных техно­логических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических ре­агентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта вместе с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показа­телей.

7. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения ( давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагне­тательных скважин давление повышенное, а вблизи добываю­щих скважин — пониженное (воронки депрессии). Поэтому, го­воря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзве­шенное по площади или объему пластовое давление . Средне­взвешенное по площади месторождения пластовое давление

При проектировании разработки нефтяного ме­сторождения важно рассчи­тать распределение давле­ния в пласте в целом или в элементе системы разработ­ки. В качестве показателей разработки используют так­же давления в характерных точках разрабатываемого пласта — на забоях нагне­тательных скважин р_Н, на линиях или контурах нагне­тания р_Н^/ , на линиях или контурах отбора р_С' и в до­бывающих скважинах р_С (рис. 24). Важно опреде­лять также перепады пла­стового давления, исчисля­емые как разность давле­ний в нагнетательных и до­бывающих скважинах.

8. 
   Давление р_Уна устье добывающих скважин. Это давление
   задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта
   по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья
   скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа,
   обезвоживанию и обессоливанию нефти.
   
9. 
   Распределение скважин по способам подъема жидкости с
   забоя на дневную поверхность. Проницаемость нефтяных плас­тов вследствие их неоднородности различна на отдельных уча­стках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления
   и освоения. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений ∆р_С = р_Н - р_С и одинаковом устьевом давлении р_ув добывающих скважинах дебиты их будут различными или же равные дебиты скважин мо­гут быть получены при различных забойных давлениях. Указан­ные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на
   дневную поверхность Так, при высокой продуктивности (высо­ком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъема жид­кости с забоя. Зная распределение коэффициентов продуктив­ности добывающих скважин и области эффективного примене­ния различных способов эксплуатации, можно найти вероят­ностное статистическое распределение скважин месторождения по способам подъема жидкости из недр.
   
10. 
    Пластовая температура. В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в лист теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения. Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем разработки. При проектировании процессов разработки нефтяных место- рождений, приведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым. Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении, различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или двуокисью углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов.
    

Лекция 15