Госы. Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки. Системой разработки

• Название: Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки. Системой разработки
• Анкор: Госы
• Дата: 11.03.2022
• Размер: 1.28 Mb.
• Имя файла: tsurikh_3_-_kopia.docx
• Тип: Документы; #391384
• страница: 2 из 7

Стадии разработки месторождения

I стадия – стадия интенсивного освоения нефтяного месторождения

II стадия – максимальный уровень добычи

III стадия – стадия падения добычи нефти

IV стадия – поздняя (завершающая) стадия разработки


I стадия характеризуется интенсивным разбуриванием месторождения. На этой стадии вводят в эксплуатацию основной проектный фонд скважин и организуют предусмотренную проектом систему разработки. I стадия характеризуется ростом добычи нефти. Нефть добывается, как правило, практически безводная, хотя возможна небольшая обводненность продукции скважин.

II стадия - стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти. На этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты. С целью удержания добычи нефти на максимальном уровне выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. Длительность этой стадии невелика - порядка 4-5 лет.

III стадия - стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия путем освоения под закачку воды дополнительных скважин, продолжают бурение резервных скважин, выполняют изоляционные работы в скважинах, начинают форсированный отбор жидкости из обводненных скважин, проводят другие мероприятия по управлению процессом разработки. На этой стадии с учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия.

IV стадия - завершает период разработки: характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии выполняют те же виды работ по регулированию разработки, что и на предыдущих стадиях.

Первые три стадии составляют основной период разработки. В это время отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти месторождения. Четвертую стадию называют завершающим периодом.

Длительность каждой стадии и объемы добычи нефти определяются проектной документацией на разработку месторождения
2. Распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти.

При разработке нефтяных месторождений растворами поверхностно-активных веществ происходят следующие физические процессы способствующие эффективному вытеснению нефти:

- существенно снизятся капиллярные силы и поверхностное натяжение на контакте нефть с водой;

- улучшится смачиваемость водой поверхности зерен породы и пленки нефти станут лучше отмываться от пород;

- нефть хорошо растворяется в такой воде (смешивается с ней) поэтому ее легче извлечь из пласта, со снижением поверхностного натяжения глобулы остаточной нефти в заводненной области пласта будут легче деформировать свою поверхность и продвигаться через сужения пор.
Уравнения фильтрации нефти и воды при вытеснении из пласта нефти раствором ПАВ, остаются такими же, что и при вытеснении нефти из пласта обычной водой.

Однако относительные проницаемости во время вытеснения нефти из пласта водным раствором ПАВ несколько изменяются. На рисунке показаны кривые относительных проницаемостей k_B(s) и k_H(s), построенные по данным вытеснения нефти обычной водой (сплошные линии) и водным раствором ПАВ (пунктирные линии).



Кривые относительных проницаемостей при вытеснении нефти обычной водой и водным раствором ПАВ. Относительная проницаемость: 1 – k_H для нефти при вытеснении ее обычной водой; 2 – k_H 1 для нефти при вытеснении ее водным раствором ПАВ; 3 – k_B для обычной воды; 4 – k_B 1 для водного раствора ПАВ [9]

 

Следовательно количество остаточной нефти в пласте при вытеснении нефти водным раствором ПАВ уменьшается (соответствующая величина s_*1 > s_*).

Из уравнений совместной фильтрации нефти и воды, вытекает следующее уравнение для определения водонасыщенности:

(6.8)

Уравнение (6.8) можно переписать так:

(6.9)

Уравнение (6.8) служит для определения распределения водонасыщенности в нефтяном пласте, а (6.9) – для расчета концентрации в нефтяном пласте поверхностно-активных веществ.

Однако при этом необходимо выразить количество сорбировавшегося ПАВ в зависимости от концентрации ПАВ в воде (А). Такие зависимости называются изотермами сорбции. Для описания сорбции ПАВ в элементе пласта применим изотерму сорбции Генри:

А = с/а. (6.10)

Подставив (6.8) в (6.10), получим дифференциальное уравнение переноса и сорбции ПАВ :

(6.11)

Таким образом, можно рассчитать распределение водонасыщенности и концентрации ПАВ в пласте при непоршневом вытеснении нефти водным раствором ПАВ с учетом сорбции ПАВ на основе уравнений (6.9) и (6.11). Более просто это определить для поршневого вытеснения нефти водным раствором ПАВ.

В этом случае водонасыщенность, нефтенасыщенность и концентрация ПАВ в некоторый момент времени t имеет вид, показанный на рисунке 1.

ПАВ, адсорбируясь в пласте, занимает область   ,где х_сор– ко­ордината границы сорбировавшего­ся в пласте ПАВ или «фронта сор­бции». Область перед «фронтом сор­бции» занята нефтью, допол­нительно вытесненной из области под действием ПАВ. Область же   занята нефтью и водой, уже не содержащей ПАВ. Таким образом, несмот­ря на то что водный раствор ПАВ закачивают в пласт с начала разработки, вытеснение нефти и допол­нительное ее извлечение из пласта происходят только в обла­сти 

На границе же х = х_внефть вытесняется обыч­ной водой, которая очистилась от ПАВ в области   . Фронт сорбции с координатой х_сор «движется» слева направо со скоростью w_сор=dx_сор/dt



Схема вытеснения нефти из прямолинейного пласта водным раство­ром ПАВ: область 1 (от х = 0до x = x_сор); область 2 (от х_* до x_сор); область 3 (   );область 4 ( х_в < х
Увеличение нефтенасыщенности в области 2 по сравнению с областью 1, связано с пере­мещением дополнительно вытесняемой нефти из области 1 в область 2.
3. Изменение давления в залежи при ее разработке. Аппроксимация Ван Эвердингена и Херста для круговой залежи.
В процессе разработки залежей углеводородов пластовое давление снижается, что приводит к уменьшению дебитов скважин, изменениям физико-химических свойств флюидов, усложняет их добычу, увеличивает потери ценных компонентов. Поэтому разработку и эксплуатацию залежей ведут с поддержанием пластового давления. По результатам измерений пластового давления строят графики его изменения. Анализ этих графиков позволяет судить о процессах, происходящих в залежи, и регулировать её разработку и эксплуатацию.

При исследовании проявления водонапорного режима газовая залежь часто аппроксимируется укрупненной скважиной. На теории укрупненной скважины основаны методики прогнозирования показателей разработки при водонапорном режиме. Кроме того, на ее основе предложены методики уточнения параметров водоносного пласта. 
Теория укрупненной скважины наиболее актуальна для газовых и для газоконденсатных месторождений , так как газовые месторождения разрабатываются в режиме истощения пластовой энергии, а большинство газоконденсатных месторождений так же разрабатывается без ППД и рано или поздно они переходят на режим истощения пластовой энергии. В результате между водонапорным бассейном и залежью газа происходит увеличение разницы давлений, что вызывает приток воды в залежь газа.

В процессе разработки давление в залежи изменяется и на различных участках пласта оно разное. Вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а около добывающих скважин – пониженное. Говоря о пластовом давлении, подразумевают его средневзвешенную по площади или объему величину.

В настоящее время Правилами разработки нефтяных месторождений предусматривается организация систем ППД с первых дней «жизни» нефтяного месторождения.
При иссследовании водонапорного режима Ван Эвердинген и Херст аппроксимировали (приближенно представляли) залежь, имевшую форму, близкую к круговой, укрупненной скважиной.

Для случая, когда залежь радиусом R₃ дренирует однородный водоносный пласт с постоянным по времени дебитом воды q_в=const, они получили формулу, описывающую изменение во времени давления на контуре залежи:

где ; h, k и – толщина, проницаемость и пьезопроводность водоносного пласта; _в– коэффициент динамической вязкости воды; – табулированная функция параметра Фурьеf₀.

Для случая, когда укрупненная скважина эксплуатируется с постоянным противодавлением на водоносный пласт р = р_н – р(R_з), суммарное количества воды Q_в, которое поступит в залежь к моменту t, определяется выражением:

,

где – табулированная функция параметра Фурьеf₀.



Аппроксимация изменения во времени среднего пластового давления

ступенчатой зависимостью

Системы_разработки_нефтяных_месторождений__Системой_разработки'>4. Системы разработки нефтяных месторождений
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих:

• объекты разработки;

• последовательность и темп их разбуривания и обустройства;

• методы 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.
Основные параметры, которыми харак­теризуют ту или иную систему разработки:

1. Параметр плотности сетки скважин, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число сква­жин на месторождении n, то

S_c = S / n.

Размерность [ S_c ] = м²/скв.

2. Параметр А.П. Крылова, равный отношению извлекае­мых запасов нефти N к общему числу скважин на месторожде­нии:

N_kp = N / n

Размерность параметра [N _kp] =тонн / скв.

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

ω= n_н / n_д

Параметр ω безразмерный.

4.Параметр ω_р, равный отношению числа резервных сква­жин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин.

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охва­ченных разработкой в результате выявившихся в процессе экс­плуатационного его разбуривания не известных ранее особенно­стей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород

Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин n_р, то

ω_p= n_p / n

Параметр ω_p безразмерный.


В настоящее время применяются следующие системы заводнения:

1)законтурное

2)приконтурное

3)внутриконтурное, путем разрезания залежи нефти рядами нагнетательных скважин на зоны самостоятельной разработки, различных размеров

4)сочетание законтурного и внутриконтурного

5)площадное

6)очаговое

7)избирательное






Внутриконтурное заводнение подразделяется на площадное,рядное(блоковое),очаговое,избирательное,блочное,барьерное (для газовой шапки), центральное.
Системы разработки с площадным заводнением:

Формы сеток скважин: а- пятиточечная ω=1, б – семиточечная обращенная ω=2(1/2),

в – девятиточечная обращенная ω=3(1/3), г – ячеистая

Рядные системы заводнения: однорядная ω≈1,трехрядная ω=1/3.,пятирядная ω=1/5,семирядная.




Элемент трехрядной системы разработки:

1-добывающие скважины; 2-нагнетательные скважины