вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 1.89 Mb.
|
|
Дисциплина 1 Разработка нефтяных месторождений Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки. Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии. В соответствии с этим определяется рациональная система разработки месторождения. Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом. Систему разработки нефтяных месторождений определяют: - порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; - сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу; - способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. 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. При выделении на месторождении объектов для каждого обосновывается своя рациональная система разработки. Рациональной наз-ют систему разработки, которая обеспечивает возможно полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рацион система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окр среды, полный учет всех природных, произ и экон особенностей района рацион использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искус воздействия на пласт. К условиям, определяющим рациональную разработку залежей (объектов) и эксплуатацию скважин с соблюдением требований охраны недр и окружающей среды, относятся: а) равномерное разбуривание залежей, исключающее выборочную отработку запасов; б)минимальный уровень забойных давлений добывающих скважин, исключающий возможные смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за эксплуатационной колонной; в)заданные давления на линии нагнетания или на устье нагнетательных скважин; г) предусмотренные проектным документом способы эксплуатации скважин; д) запроектированные мероприятия по регулированию разработки (отключение высокообводненных скважин, перенос фронта нагнетания, нестационарное воздействие и т.п.); е) допустимая скорость фильтрации в призабойной зоне (в условиях разрушения пород-коллекторов); ж) допустимые дебиты скважин или депрессии (в условиях образования водяных или газовых конусов, песчаных пробок); з) допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой или газоводяной репрессии на пласт). Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются: Параметр плотности сетки скважин Sc — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна S , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении n, то Sc=S/n Размерность — м2/скв. В ряде случаев используют параметр Scq равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину. Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова Nкр— отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.Nкр=N/n Размерность параметра Nкр — т/скв. Параметр  — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е .ѡ=nн/nд . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, 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 (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств). Стадии разработки залежей нефти. Стадия разработки – это период процесса разработки, характеризующийся определенными закономерностями изменения технологических и технико-экономических показателей. Первая стадия (нарастающая добыча нефти ): интенсивный рост добычи нефти; интенсивный рост основного фонда скважин 0,6 – 0,8; падение пластового давления; небольшая обводненность продукции; коэффициент нефтеотдачи до 10%; продолжительность 4-6 лет и зависит от проектного фонда скважин и от темпа бурения Вторая стадия (поддержания уровня добычи нефти); стабильно высокий уровень добычи нефти; рост числа скважин до максимального от основного фонда; рост обводненности продукции; отключение небольшой части обводненных скважин; Текущий коэффициент нефтеотдачи = 30 – 35%. (Грань между 2 и 3 стадиями определяют по излому кривой добычи нефти) продолжительность 3-4 года Третья стадия (период падающей добычи нефти): интенсивное снижение добычи нефти; снижение темпов отбора нефти; Уменьшение действующего фонда скважин; Перевод подавляющего числа скважин на механизированный способ эксплуатации; Прогрессирующее обводнение продукции до 80 – 85% с годовым темпом 7 – 8 %; Текущий коэффициент нефтеотдачи45%; срок стадии = 5-10 лет (Грань между 3 и 4 стадиями определяют по точке перегиба кривой обводненности и кривой добычи нефти) Четвертая стадия (завершающий ,плавное снижение добычи нефти) Медленное снижение темпов отбора нефти; Большие темпы отбора жидкости; Низкие темпы роста обводненности; Уменьшение действующего фонда скважин; Продолжительный срок стадии (≥20 лет); Завершение четвертой стадии разработки – момент отключения самой последней добывающей скважины: до обводненности продукции 95 -98% до предела рентабельности разработки Режимы разработки нефтяных месторождений. Основные источники пластовой энергии. Энергия не берется из ничего. Она проявляется, освобождается при изменении первоначального состояния системы, в данном случае пласта. При эксплуатации добывающих скважин давление на забое падает, при работе нагнетательных скважин давление на забое возрастает. Пластовая энергия проявляется в процессе снижения давления, в создании депрессии. Только изменение давления, наличие депрессии обусловливает фильтрацию жидкостей и газов, их продвижение к забоям добывающих скважин. Вышеперечисленные виды энергии могут проявляться совместно. Пластовая энергия зависит от давления, упругости флюидов и пласта, объемов флюидов, количества газа, растворенного в нефти. Пластовая энергия расходуется на преодоление сил сопротивлений: капиллярных, гравитационных, сил вязкости. Природный режим залежи – совокупность ест.сил которые обеспечивают перемещенрие нефти или газа в пласте к забоям добыв скважин. Водонапорный режим – (Рпл>Рнас, газ отсутствует) основным источником пластовой энергии является напор краевых или подошвенных вод которая внедряется в залежь и отн быстро и полностью компенсирует отбираемое количество нефти и попутной воды. Для этого режима характерна хорошая гидродинамическая связь с областью питания, высокая проницаемость, низкая вязкость пл нефти, небольшие размеры залежи. Именно сохранение давления при постоянстве отбора является основной характеристикой этого режима. Для этого режима характерно низкая обводненность продукции. Практически неизменные на протяжении всего периода разработки газовые факторы; Высокий темп годовой добычи нефти во второй стадии разработки (отбор нефти 8-10% в год); размещение скважин рядами со смещением. КИН 0,55-0,6. Упруговодонапорный режим – ( Рпл>Рнас ) основным источником пластовой энергии являются краевые воды и упругие силы пласта и насыщающие его жидкость(за счет упругого расширения горных пород и находящихся в них жидкостей). При снижении давления объем пластовой жидкости увеличивается, а объем порового пространства уменьшается за счет расширения скелета породы- коллектора. Все это обуславливает вытеснение жидкости из пласта в скважину.Однако здесь уже нарушена связь с нефтяной частью залежи законтурной областью. В результате при отборе нефти в начальный момент давление резко падает, затем темп падения стабилизируется, но сохраняется на протяжении всего периода эксплуатации. Это связано с тем, что упругие силы пласта и насыщающей жидкости недостаточно для компенсации пластового давления при отборе нефти из залежи. Обводненность продукции несколько выше, чем водонапорный режим. Темп добычи нефти во второй стадии разработки обычно не превышает 5-7% в год; Добыча нефти сопровождается более интенсивным обводнением продукции, чем при водонапорном режиме; значения конечного КИН не превышают 0,5. Газонапорный режим (режим газовой шапки)– режим залежи, при котором нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, заключенного в газовой шапке. В результате снижения пл.давл в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и соответственно перемещение вниз ГНК. При разработке залежи в условиях газонапорного режима пластовое давление постоянно снижается. Темп добычи во 2 стадии 5-6% от низ; скважины размещать по контуру питания; КИН при этом режиме не превышает 0,4, что объясняется пониженной вытесняющей способностью газа по сравнению с водой. 1-2 года Необходимыми геологическими условиями проявления газонапорного режима являются: наличие большой газовой шапки; значительная высота нефтяной части залежи; высокая проницаемость пласта по вертикали; малая вязкость нефти. Режим растворенного газа (Рпл<Рнас) – это режим нефтяной залежи, при котором пластовое давление падает в процессе разработки ниже давления насыщения, в результате чего газ расширяясь вытесняет нефть к скважинам. Режим проявляется при близких или равных значениях начального пластового давления и давления насыщения при повышенном газосодержании в пластовой нефти. При режиме растворенного газа пластовое давление интенсивно снижается на протяжении всего периода разработки, в результате разница между значениями давления насыщения и текущим пластовым давлением со временем нарастает. Газовый фактор первоначально остается постоянным, а в последующем снижается, что приводит к дегазации нефти, существенно повышает ее вязкость. Вторая стадия разработки кратковременна - не превышает 1 года. Для данного режима характерно образование возле каждой скважины узких воронок депрессии, что вызывает необходимость размещения добывающих скважин более плотно. При высоком газосодержании КИН 0,2-0,25, при низком 0,1-0,15. Нефть практически безводна, но на практике такой режим не используется идоводить пластовое давление до давления которое ниже давления насыщения нефти и газа недопустимо. Гравитационный режим – это режим который характерен для залежи, т.е. залежей которы не обладают каким-либо источником энергии (Рпл=Ратм, нефть не содержит растворенного газа). Вытеснение нефти происходит под воздействием гравитационных сил, т.е. силы тяжести самой нефти. Проявляется этот режим больше у тех залежей, которая имеет больший уклон в горизонтали. Тогда теоретически целесообразно эксплуатационные скважины на пониженной части залежи. Коэффициент отбора составляет 1 – 2 %. КИН – 0,1 – 0,15, поэтому из-за низких технологических показателей этот режим, каки режим растворенного газа, не используется в разработке залежи. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки. Под размещением скважин понимают расстояния между скважинами их положение относительно друг друга, темп и порядок ввода скважин в эксплуатацию. Скважины размещаются по равномерной сетке и неравномерной, рядовой. Плотность сетки скважин определяется: Sc=S/n, [Sc]=10÷ 60 га/скв S – площадь нефтеносности; n – общее число скважин. Кроме плотности сетки скважин Sc, используют плотность сетки добывающих скважин Scd=S/nd Физический смысл плотности сетки скважин это площадь, нефтенасыщенного пласта приходящаяся на одну эксплуатационную скважину. Практикой установлено, что плотность сетки скважин влияет на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более прерывисты и неоднородны пласты, чем хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти. Под уплотнением сетки скважин понимается увеличения числа эксплуатационных скважин при неизменной площади разработки, плотности сеток скважин S, Sc – уменьшаются. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах увеличивает нефтеотдачу. В каждом конкретном случае выбор плотности скважин зависит от конкретных физико-литологических условий. Плотность сетки скважин не зависит от коэф проницаемости и толщины продольного пласта. С увеличением неоднородности пласта КИН уменьшается. Уплотнение сетки добыв СКВ дает прирост КИН до опр-го предела. Дальнейшее уплотнение приводит к уменьшению КИН. Скважины могут размещаться по равномерным сеткам (квадратным и треугольным) и неравномерным – прямоугольным или сгущающимся. Плотность сетки скважин, эксплуатирующих тот или иной пласт (объект разработки), есть отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин (м2 /скв. или га/скв., 1 га=104 м2). Например, при расстояниях между рядами скважин 500 м и между скважинами в ряду 400 м плотность сетки составляет 20×104 ·м2 /скв. (20 га/скв.). От принятой сетки размещения скважин зависит годовая добыча нефти, жидкости, темпы их отбора; срок разработки месторождения, конечная нефтеотдача (КИН), скорость обводнения продукции скважин, динамика пластового давления и другие показатели. Выбор схемы размещения добывающих и нагнетательных скважин по площади, определение их числа и взаимное расположение – основные задачи при разработке нефтяных месторождений. Эта задача решается комплексно с учетом геолого-физических свойств пластов и флюидов (вязкость нефти, проницаемость, толщина, глубина залегания пласта, его неоднородность, наличие связи между законтурной и внутриконтурной зонами, величина месторождения и др.), технологических (режима работы залежи, система размещения скважин и расстояние между ними или плотность сетки, наличие закачиваемого агента), технических (наличие оборудования) и экономических факторов (стоимости проекта и цены на нефть внутри государства и при продаже зарубежным потребителям). Определяющими факторами при выборе плотности сетки скважин (расстоянием между скважинами) являются проницаемость пласта и вязкость нефти. При низкой проницаемости, высокой расчлененности и неоднородности пласта, при повышенной и высокой вязкости нефти (более 20 и 40 мПа∙с) пласта выбирается более плотная сетка скважин. При более плотной сетке скважин наблюдается, с одной стороны, повышение таких показателей, как годовые отборы нефти, жидкости, темпы их отбора, уменьшение продолжительности времени разработки и повышение КИН, с другой стороны – более быстрое обводнение продукции скважин и, самое главное, увеличение стоимости проекта. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления. Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам. Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие вопросы: определяют местоположение водонагнетательных скважин; определяют суммарный объем нагнетаемой воды; рассчитывают число водонагнетательных скважин;устанавливают основные требования к нагнетаемой воде. Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой. В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяныхместорождении нашли применение следующие системы заводнения. Заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное, и внутриконтурное. Законтурное заводнение. -разновидность заводнения, когда воду закачивают в ряд нагн СКВ расположенном за внеш контуром нефтеносности на расстоянии 100-1000м. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4–5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5 мПа*с), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью. Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. Внутриконтурное заводнение. Применяется на крупных залежах. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения. Закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами. |