Разработка месторождений. РНГМ. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 0.97 Mb.
|
|
Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки. Чтобы система разработки нефтяных месторождений была рациональной, следует выполнить такие действия: Выделить используемые предметы на месте нахождения нефти с большим количеством пластов и определить, в какой последовательности их вводить в использование. Объектом эксплуатации может быть либо один продуктивный пласт, либо несколько пластов, что разрабатываются специальной сетью скважин во время проверки и упорядочивания в ходе их использования. Эти объекты в целиках с большим количеством пластов можно поделить на 2 вида. Первым из них являются основные используемые объекты. Они лучше изучены, имеют высокую степень производства и большие залежи нефти. Вторые же называются возвратными. Они не так продуктивны, как основные, и содержат меньше сырья. Их использование осуществляется через возвращение скважины с основного объекта. Определить сети скважин и как они распределены по используемому объекту, в том числе в какой последовательности. Ставить скважины на объектах можно равномерно на целиках, границы которых не изменяются, и если есть вода под залежами или если нет пластовых вод. На месте образования нефти с передвигающимися границами переноса нефти скважины на объектах устанавливаются по одной параллели с границами нефтеносности. 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, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их эксплуатации, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях, а также, данная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт. Рациональной системой разработки считается такая, которая обеспечивает: удовлетворение потребностей предприятия в нефти и газе; учет всех естественных, производственных и экономических особенностей нефтяного района; наиболее рациональное и эффективное использование естественной пластовой энергии; возможность сочетания рационального использования естественной пластовой энергии с применением методов интенсификации добычи нефти и газа для более полного извлечения их из недр при минимальных капиталовложениях. Таким образом, рациональной системой разработки отдельной залежи признается такая система, которая обеспечивает получение заданной добычи нефти с минимальными материальными издержками при возможно более полном использовании запасов нефти в залежи. При установлении системы разработки необходимо разрешить следующие вопросы: Следует ли нагнетать в пласт воду или газ, чтобы полнее, в более короткий срок и с меньшими затратами извлечь из пласта промышленные запасы нефти? Какой должна быть схема расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин? Какое число эксплуатационных и нагнетательных скважин необходимо разместить на залежи, и каковы должны быть режимы их работы? Каким должен быть порядок разбуривания залежи? В зависимости от применения той или иной системы разработки следует установить: а) дебиты скважин и время их эксплуатации; б) экономическую эффективность разработки залежи. Очевидно, что решение всех перечисленных вопросов должно отвечать установленному выше критерию рациональной системы разработки. Поставленная задача не может быть решена непосредственно. Поэтому рассчитывают несколько вариантов системы разработки и выбирают оптимальный вариант, максимально отвечающий критериям рациональности. Процесс установления рациональной системы разработки включает: а) определение исходных геолого-физических данных; б) установление геолого-технологических показателей при той или иной системе разработки пласта; в) оценка экономической эффективности различных вариантов разработки; г) на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей выбор рационального варианта разработки. Единственным методом установления геолого-технических показателей возможных систем разработки по данным, полученным на основании разведки и опробования небольшого числа скважин, является метод, основанный на законах движения пластовых жидкостей в пористой среде при тех конкретных условиях, которые присущи данному месторождению как при использовании только естественной энергии, так и при нагнетании в пласт воды или газа. Геолого-технические показатели определяют в ходе гидродинамических расчетов, в основе которых лежит всестороннее геологическое изучение объекта, которое должно дать все исходные данные для этих расчетов. В результате геологического изучения объекта должны быть получены следующие данные, характеризующие месторождение: а) геометрия пласта, т.е. его структура, толщина пластов, их расчлененность на отдельные пропластки, связь пропластков между собой, контуры нефтеносности; б) режим пласта, области его питания; в) температура в пласте и начальные пластовые давления, допустимые забойные давления в эксплуатационных скважинах и допустимые темпы отбора пластовых жидкостей; г) физические свойства пород, слагающих пласты (пористость, проницаемость, упругость и др.) д) физико-химические свойства пластовых жидкостей (удельный вес, вязкость, упругость, химический состав, растворимость газа; е) насыщенность породы нефтью, водой и газом, коэффициенты нефтеотдачи при различных режимах вытеснения нефти. Полноценность решения задачи в целом находится в прямой зависимости от полноты и точности геологического изучения объекта. Наличие исходных геологических и физических данных, полученных на основе разведки, опробования и изучения месторождения, дает возможность произвести все необходимые гидродинамические расчеты и тем самым установить технические показатели при различных системах разработки. Пользуясь теорией фильтрации и построенным на ее основе математическим моделированием процесса разработки, можно предвидеть поведение пласта при различных вариантах разработки. Прежде всего в зависимости от режима работы пластов устанавливается схема размещения скважин. При режимах с перемещающимися контурами для равномерного стягивания их принимается схема расположения скважин в виде рядов, параллельных перемещающимся контурам нефтеносности. При режимах с неподвижными контурами - в виде равномерной сетки. Схема размещения скважин на структуре должна, с одной стороны, обеспечить наиболее полный отбор нефти из пласта, а с другой - наименьшее время эксплуатации пласта. Необходимо изучить эффект от нагнетания воды или газа и учесть его при расчетах технологических показателей разработки, разместив на залежи необходимое количество нагнетательных скважин. Располагая технологическими показателями разработки (величиной дебитов скважин, сроков эксплуатации залежи, объемов нагнетания воды или газа и др.), выбирают оптимальный вариант разработки, обеспечивающий максимальную нефтеотдачу при минимальных затратах. При этом для каждого варианта определяют: Трудоемкость разработки; Материальные затраты; Объем капитальных вложений на строительство промыслового хозяйства; Эксплуатационные затраты, получающие свое конечное выражение в себестоимости нефти. При анализе экономической эффективности необходимо задаться определенными исходными положениями, ставящими все сравниваемые варианты и системы разработки в равные условия. Располагая технико-экономической характеристикой разработки рассчитанных вариантов, выбирают наиболее рациональную. На основе выявленных технико-экономических показателей различных систем разработки подбирают такую, при реализации которой заданная добыча может быть достигнута с наименьшими затратами. В действительности решается обычная оптимизационная задача, так как увеличение уровней добычи чаще всего сопряжено с ухудшением экономических показателей. Поэтому находят такой вариант, при котором можно чем-то поступится, чтобы выиграть в чем-то другом. Стадии разработки залежей нефти. Система организационно-технических работ, направленных на добычу из недр земли ископаемых включает в себя и разработку нефтяных месторождений. Это сложный процесс, который делится на стадии для упрощения всех работ. Разработка нефтяных и газовых месторождений проводится с помощью буровых установок, изредка используется шахтная добыча нефти. Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 1):  Рис. 1. Стадии разработки эксплуатационного объекта I стадия – стадия нарастающей добычи. Для этой стадии характерен рост добычи за счет ввода новых скважин в эксплуатацию, обводненность минимальная, продолжительность этой стадии в среднем может составлять 3-5 лет и зависит от проектного фонда скважин и от темпа бурения; II стадия – стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, который принято называть максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс геолого-технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. На этой стадии начинается обводнение продукции и к концу может составлять в среднем до 40%. Продолжительность 3-4 года; 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, продолжают бурение резервных скважин, изоляционные работы в скважинах, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки, ГТМ, направленные на снижение обводненности продукции и получения выработки запасов; IV стадия завершает период разработки; характеризуется дальнейшим снижением добычи нефти при низких темпах разработки; на этой стадии продолжают работы по регулированию разработки и проведению комплекса технологических мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения. Эта стадия длится до конца экономической рентабельности работы фонда скважин. Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжение четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечный коэффициент нефтеизвлечения, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8-10% в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3-5% в год. Характерные различия в динамике основных показателей разработки залежей нефти выявляются путем обобщения опыта разработки. При обобщении опыта проводится укрупненный сравнительный анализ истории разработки по залежам с разными геологическими характеристиками. Сравнение проводят по одноименным стадиям разработки. Сравнивают кривые, отражающие годовую добычу нефти и жидкости, динамику обводнения продукции, нефтеизвлечения и др. Для удобства сравнения и обеспечения надежности выводов придерживаются следующих правил: годовые показатели добычи нефти и жидкости выражают в процентах от начальных извлекаемых запасов, т.е. в виде темпов добычи; динамику всех годовых показателей рассматривают в относительном времени на оси абсцисс показывают не годы разработки, а начальные извлекаемые запасы, принятые по каждому из анализируемых объектов за 100 %; для обобщения опыта отбирают залежи, находящиеся в завершающем периоде разработки, из которых получено более 80 % начальных извлекаемых запасов; это обеспечивает надежность определяемых годовых темпов разработки, поскольку обычно к этому времени запасы можно считать достоверными; к тому же к этому времени уже формируются представительные кривые показателей разработки за три стадии и за начало четвертой. Динамика основных показателей разработки рассмотрена ниже. На первой стадии темпы роста добычи медленнее, и стадия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. II стадия характеризуется максимальным темпом разработки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запасов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах – от 4 до 16–20 % начальных извлекаемых запасов в год. Большие темпы падения добычи на III стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом разработки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической характеристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. Это позволяет увеличить продолжительность II стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на III стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки. В условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании систем разработки к концу III стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75–90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойствах пород-коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80–90 %. На IV стадии темпы разработки снижаются с 2 % до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10–25 % извлекаемых запасов нефти. Продолжительность стадии обычно велика и нередко соразмерна с продолжительностью всего основного периода. Режимы разработки залежей нефти. Разбурив нефтеносную площадь некоторым количеством скважин, размещенных на ней в каком-нибудь порядке, и снизив противодавление в скважинах, мы возбуждаем в залежи течение жидкостей. В результате совместного действия скважин, их интерференции, в залежи в каждый момент времени устанавливается определенная картина движения жидкостей и определенное распределение динамического пластового давления. Динамическое пластовое давление в точке залежи, где расположена данная скважина, изменяется посредством давления на забое, которое устанавливается в ней после длительного периода бездействия (восстановление давления). Соответствующий этому давлению уровень жидкости в скважине называют статическим. Забойное давление в работающей скважине, соответствующее динамическому уровню, должно поддерживаться из расчета либо обеспечения определенного способа эксплуатации, либо критической скорости движения пластовых жидкостей у забоя. Допустимым забойным давлением является наибольшая из величин, вытекающих из перечисленных условий. Разность между динамическим пластовым и забойным давлением, которую принято называть депрессией, определяет дебит данной скважины. В зависимости от естественных условий залегания нефти, с одной стороны, и искусственного воздействия на пласт при помощи скважин, с другой, будет наблюдаться тот или иной процесс в самой залежи. Часто режим пласта представляет собой сложное сочетание одновременно или последовательно действующих элементарных режимов. Дело в том, что в отличие от рассмотренных ранее условий в пласте с самого начала разработки могут действовать силы (растворенный в нефти газ, наличие одновременно напора вод и газовой шапки), каждая из которых самостоятельно определяет механизм воздействия на залежь. Совместное их проявление приводит к более сложному поведению пласта при его эксплуатации. В зависимости от преобладающего источника энергии в процессе эксплуатации выделяют следующие основные режимы нефтяных залежей: 1) водонапорный; 2) упруго-водонапорный; 3) газонапорный (или режим «газовой шапки»); 4) режим растворенного газа; 5) гравитационный. 1. Водонапорный режим залежей. При данном режиме основной движущей силой, вытесняющей нефть к забоям эксплуатационных скважин, является напор краевых вод. При таком режиме дебиты и давления в процессе эксплуатации скважины остаются постоянными или несколько снижаются, если нарушается баланс между извлекаемой из пласта жидкостью и поступлением краевых вод в пласт. Газовые факторы обычно низкие и не изменяются во времени, т.е. остаются постоянными, если давление не снижается менее давления насыщения нефти газом в залежи. В процессе эксплуатации и отбора жидкости (нефти и вод) происходит постоянное перемещение контура нефтеносности и, как следствие, обводнение эксплуатационных скважин краевыми водами. При появлении в эксплуатационных скважинах пластовых (краевых) вод непрерывно увеличивается добыча вод, поступающих совместно с нефтью. Водонапорный режим нефтяной залежи будет весьма эффективным в случае, если водонапорная система, в пределах которой установлены нефтегазовые залежи, имеет значительные размеры, а в ее строении принимают участие высокопроницаемые песчаные пласты и отмечается большое гипсометрическое превышение области питания по отношению к гипсометрической отметке залегания нефтяной залежи. |