РНиГМ зад 2. Объект разработки. Основные особенности объекта разработки Объект разработки

• Название: Объект разработки. Основные особенности объекта разработки Объект разработки
• Дата: 23.06.2022
• Размер: 86.14 Kb.
• Имя файла: РНиГМ зад 2.docx
• Тип: Документы; #611380

Объект разработки. Основные особенности объекта разработки

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин.

Если в объект включить все пласты в пределах месторождения, то понятие объекта и месторождения равнозначны.

Основные показатели объекта разработки:

сведения о районе исследования

геологическая характеристика месторождения

строение залежи (эксплуатационного объекта)

литолого-физическая характеристика коллектора

физико-химические свойства жидкостей и газов

энергетическая и эксплуатационная характеристика залежи (объекта)

теплофизические свойства залежи

запасы нефти и газа

Система разработки – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выбор объектов и установление последовательности их разработки, определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов, обоснование метода воздействия на пласты с целью извлечения из недр нефти и газа, определение способов управления и контроля за процессом разработки, охрана недр и окружающей среды.

Классификация систем разработки:

1. по геометрии расположения скважин на площади выделяют системы с равномерной и неравномерной расстановкой скважин.

2. по методу воздействия применяют следующие системы разработки: без воздействия и с воздействием на пласт.

Стадии разработки:

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильным годовыми отборами нефти. Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резком увеличении газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Системой разработки нефтяного месторождения
Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин  с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии.

            Рациональная система разработки месторождений предусматривает решение и осуществление следующих мероприятий.

·                Выделение эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении и определение порядка их ввода в разработку. Эксплуатационный объект - продуктивный пласт или группа пластов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при  обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации. Эксплуатационные объекты на многопластовом месторождении подразделяются на

базисные (основные)- более изученные, высокопроизводительные  и сравнительно крупные по запасам нефти пласты.

Возвратные - менее продуктивные и с меньшими запасами пласты, разработку которых предусматривается проводить путем возврата скважин с  базисного объекта.

·         Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Размещение скважин на объектах может быть равномерным на залежах с неподвижными контурами нефтеносности при наличии подошвенных вод или вообще при отсутствии пластовых вод. На месторождениях с перемещающимися контурами нефтеносности скважины на объектах размещаются рядами параллельно контурам нефтеносности.

            Расстояния между скважинами и рядами скважин выбираются с учетом геологического строения эксплуатационного объекта с тем, чтобы охватить разработкой все участки продуктивных пластов, а также по экономическим соображениям. Необходимо стремиться разбуривать объекты редкой сеткой с тем, чтобы не было интерференции между нефтедобывающими скважинами. Это обеспечит высокую производильность каждой скважины. Однако при этом из-за литологической неоднородности продуктивных пластов возможно оставление невыработанных целиков нефти.

·         Установление режима работы нефтедобывающих и водонагнетательных скважин сводится к планированию темпов отбора нефти и закачки воды в пласт для поддержания пластового давления на определенный промежуток времени. Дебиты и приемистости скважин могут быть самыми разнообразными и зависят от геологического строения продуктивных пластов и принятых режимов работы залежей. Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура нефтеносности, обводненности скважин, прорыва газа к ним, технического состояния  эксплуатационной колонны, применяемого оборудования для подъема жидкости из пласта на поверхность, закачки рабочего агента в пласт (вода, газ) для поддержания пластового давления и др.).

·         Регулирование баланса пластовой энергии в залежах нефти проводится воздействием на пласт в целом. В настоящее время основной метод интенсификации добычи нефти - поддержание пластового давления искусственным заводнением пластов. На отдельных месторождениях проводят также закачку газа в газовую шапку.

Заводнение пластов бывает:

·         законтурное,

·         приконтурное,

·         внутриконтурное.

 

            Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Нагнетательные скважины располагают за контуром нефтеносности на расстоянии 200-100 м и более.

            Приконтурное заводнение применяют  на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. Расстояние между нагнетательными скважинами и контуром нефтеносности - очень небольшое или же их  располагают непосредственно на контуре нефтеносности.

            Внутриконтурное заводнение применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. Нагнетательные скважины располагают с учетом геологического строения месторождений в основном на высокопроницаемых участках. При этом источниками питания для краевых участков месторождений являются напор краевых вод и напор воды на линии искусственного заводнения рядами водонагнетательных скважин, расположенных около контура нефтеносности или несколько отодвинутых от него, а также рядами водонагнетательных скважин, пробуренных в нефтяной части пласта. Эти внутриконтурные водонагнетательные скважины являются источниками питания и для других отдельных нефтяных участков залежей.

Вертикальный лифт характеризуется изменением давления – рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности.

На эффективность характеристики вертикального лифта влияет:

·         Размеры НКТ

·         Расход жидкости

·         Плотность флюида

·         Вязкость флюида

·         Газо-нефтяное отношение

·         Водо-нефтяное отношение

·         Прокачиваемость жидкости.

Schlumberger- Dowell различают 5 методов стимуляции:

·   гидроразрыв

·   очистка забоя

·   контроль песка

·   контроль воды

·   обработки призабойной зоны

·         гидроразрыв- различают кислотный разрыв

механический разрыв

• 
  очистка забоя - включает в себя химическую очистку и промывку, в обоих случаях жидкость закачивается в ствол скважины, но не в пласт.
  

·         контроль песка служит при неукрепленных пластах и контролирует добычу чрезмерных количеств песка. Применяется резино- тканевый фильтр, экраны, хвостовики, экраны.

• 
  контроль воды - служит для исключения чрезмерной добычи воды, которая не помогает для добычи нефти.
  

Достигается –

·                     Системами на базе полимеров

·                     Неорганические гели

·                     На базе резины

·                     На базе цемента

·                     Закачки полимеров

·                     Механическими методами

Давление закачек должно контролироваться и быть ниже давления гидроразрыва.

Уменьшение притока жидкости

·   на забое

·   в ПЗП

·   из-за низкой природной проницаемости пласта.

На забое

·   осадки

·   закупорка песком

·   загрязнение перфорации

·   загрязнение парафином

·   асфальтены

·   подобные проблемы

Призабойная Зона Пласта может быть засорена

·   буровым раствором

·   цементом

·   жидкостью заканчивания

·   при добыче, или

·   илом, глиной.