Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест. Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4

• Название: Р. Р. Ибатуллин технологические процессы разработки нефтяных месторождений 2010 г. Удк 622. 276. 1. 4
• Дата: 01.06.2022
• Размер: 5.67 Mb.
• Имя файла: Ибатуллин Р.Р. Технологические процессы разработки нефтяных мест.pdf
• Тип: Реферат; #562773
• страница: 2 из 23

17 на основе объемных показателей, те. произведение площади нефтеносности
S на толщину пласта h, нефтенасыщенность ни напористость геол = S · h · m · н где геол - геологические запасы. В интегральном виде для переменной по площади толщины это уравнение примет следующий вид геол = н Промышленные (извлекаемые) запасы нефти – это запасы, которые можно рентабельно разрабатывать. В мире широко используется классификация запасов и ресурсов по изученности- доказанные (proved),
- вероятные (probable),
- возможные (possible). Поэтому все запасы, включая ресурсы, часто в международной практике обозначают 3P (proved + possible + probable).
В настоящее время в РФ рассматривается возможность перехода на аналогичную новую классификацию запасов, которая выделяет кроме геологической и технологической извлекаемости еще и т.н. экономически рентабельные в определенных условиях запасы. Извлекаемые запасы (proved reserves) – это подсчитанные объёмы нефти, которые могут быть рентабельно извлечены из определенных залежей и с определенного момента начала разработки, при существующих экономических условиях, известных технологиях и технике добычи и существующем законодательстве. Эти запасы утверждаются в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ) при Министерстве природных ресурсов РФ. Схема определения и постановки на государственный учет запасов нефти представлена на рис. 1.3.

18 Рис. 1.3. Схема определения и постановки на государственный учет запасов нефти. Кроме того, часто используется такие характеристики запасов, как активные и «трудноизвлекаемые» запасы. По Закону о недрах для разработки трудноизвлекаемых запасов могут применяться льготу по налогу на добычу полезных ископаемых.
Активными запасами принято характеризовать запасы, эффективно разрабатываемые при минимальных затратах, с использованием достаточно редких сеток скважин и обычных, стандартных видах техники и технологий эксплуатации. Это запасы маловязких нефтей в высокопроницаемых пластах без водонефтяных зон. К трудноизвлекаемым запасам нефтяных месторождений Урало-Поволжья часто относят следующие категории
- запасы маловязких нефтей, приуроченные к водонефтяным зонам (в т.ч. остаточные в заводненных зонах
- запасы маловязких нефтей, приуроченные к коллекторам с ухудшенной проницаемостью
Разведка
Подсчет баланса запасов
Технико- экономическое обоснование
Подсчет извлекаемых запасов
Пересчет запасов нефти и утверждение в ГКЗ или ЦКЗ
МП РФ
Государственный баланс запасов
Протокол утверждения запасов заседания
ГКЗ или ЦКЗ МПР РФ по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых секция нефти и газа)
Внесение изменений в Государственный баланс запасов на Следующего после отчетного года

19
- запасы нефти в карбонатных коллекторах
- запасы высоковязких нефтей. Таблица 1.1. Проектные показатели выработки запасов нефти для условий месторождений Та- тарстана Тип коллектора и характеристика запасов
Коэф. извл. нефти, дед. Песчаник (глинистость >2%)
0,45 Песчаник (вязкость нефти >30 мПа.с), тоже для вязкости нефти 30-60 мПа.с тоже для вязкости нефти >60 мПа.с
0.331 0.365 0.242
Водонефтяные зоны
0.412
Алевролиты
0.402 Карбонатный, в т.ч. тоже для вязкости нефти до 30 мПа.с тоже для вязкости нефти 30-60 мПа.с тоже для вязкости нефти >60 мПа.с
0.175 0.199 0.193 0.142 Итого по трудноизвлекаемым запасам
0.308 По активным запасам
0.549 Итого по ОАО «Татнефть»
0.436 Разработка многопластовых месторождений, выделение объектов В практике разработки нефтяных месторождений часто встречаются случаи, когда необходимо или возможно разрабатывать одной скважиной более одного объекта. При этом возможны варианты, когда это вызвано технологическими или экономическими причинами - невозможностью или дороговизной бурения новых скважин в этом районе, необходимостью подключения в этой скважине пласта, который нерентабельно эксплуатировать отдельными скважинами и т.д. Таким образом, целью объединения пластов является снижение затратна вовлечение запасов при строительстве и эксплуатации скважин и обустройстве месторождения. Рис. 1.4 иллюстрирует пример многовариантности стратегии разработки трех пластов. На практике же число пропластков может достигать сотен.

20 Рис. 1.4 Варианты вскрытия пластов многопластового месторождения Для того чтобы пласты можно было объединять в один объект разработки, они должны удовлетворять следующим требованиям
1) геолого-физические параметры объединяемых пластов не должны существенно отличаться, ВНК в плане должны преимущественно совпадать) углеводороды должны находиться водном фазовом состоянии (пласты с газовой шапкой и без – объединять не рекомендуется
3) пласты должны работать на сходных режимах. Например, нецелесообразно объединять пласты, один из которых работает на режиме растворенного газа, а второй – на упруговодонапорном;
4) физико-химические свойства нефти и газа должны быть близки. Например, пласты с существенно различающимися вязкостями нефти лучше не объединять. Не объединяют также и пласты с резким различием в содержании сероводорода в нефти и т.д.
5) гидродинамический фактор – те. должна сохраняться возможность контроля разработки по всем пластами регулирование процесса разработки) технологические факторы – те. существующее оборудование должно обеспечивать возможность эксплуатации нескольких пластов. Следует сразу заметить, что объединение пластов в один объект, может привести к снижению нефтеотдачи. Это вызвано усложнением контроля и управления выработкой запасов многопластового объекта, а также потерями нефти из-за возможных межпластовых перетоков в скважине при ее остановке. Схожесть тех или иных параметров достаточно субъективный фактор. Однако существуют методики, основанные на опыте разработки подобных месторождений, которые позволяют избежать грубых ошибок в решении вопроса об объединении пластов в один объект. При недостаточном объеме информации о пластах принимать решение об их объединении опасно.
Одновременно-раздельная эксплуатация пластов (dual completion) Регулируемый и контролируемый отбор из хи более пластов требует специальных технических и технологических решений. В первую очередь требуется надежное разобщение пластов пакером, а также обеспечение контроля расхода и забойного давления для каждого из них. В условиях месторождений Урало-Поволжья активно применяются следующие технические решения для разработки двух объектов одной скважиной - одновременно- раздельная эксплуатация (ОРЭ). Существуют модификации ОРЭ - одновременно раздельная добыча (ОРД) и одновременно – раздельная закачка ОРЗ, а также их сочетание ОРД и З, которое позволяет водной скважине выполнять задачи и нагнетания и добычи. Для иллюстрации приводятся схемы следующих процессов ОРД
1. Добыча нефти без смешения, например, карбоновые и девонские нефти добыча по двум лифтам (рис. 1.5).
2. Возможность смешения продукции разных пластов – добыча по одному лифту (рис

22 Рис. 1.5 Установка одновременно-раздельной эксплуатации х объектов
1 – боковой клапан
2 – цилиндр насоса
3 – всасывающий клапан
4 – пакер;
5 – ниппель хвостовиком
6 – нижний пласт
7 – верхний пласт
8 – плунжер насоса
9 – нагнетательный клапана) б) Рис. 1.6 Схема ОРЭ х объектов при однолифтовой эксплуатации а) отбор из нижнего пласта б) отбор из верхнего пласта
• Установка содержит пакер, разделяющий пласты, две колонны
60 мм НКТ, два штанговых насоса и два станка-качалки. Колонны НКТ в нижней части соединяются параллельным якорем, а на устье – двухканальной арматурой.
• Продукция каждого из пластов может раздельно транспортироваться до ГЗУ эксплуатационная колонна (чаще с диаметром не менее 168 мм) Насос 1 Насос 2 пакер

23 Следует отметить, что принцип ОРЭ широко используется в современных, т.н. интеллектуальных скважинах. В этом случае обеспечение непрерывного контроля в каждом интервале эксплуатации и технические средства управления притоком и/или нагнетанием в разделенных пластах позволяет управлять раздельно закачкой и отбором по пластам в скважине в текущем режиме (on-line).

24 Лекция №2 План
1. Классификация систем разработки.
2. Ввод нефтяного месторождения в разработку.
3. Основные показатели ввода нефтяного месторождения в разработку Системы разработки классифицируются последующим признакам
- наличию или отсутствию искусственного воздействия на пласт внесения энергии извне
- системе расстановки скважин на месторождении. Наличие или отсутствие воздействия на пласт зависит оттого, используем ли мы естественные режимы, либо организуем искусственное воздействие например, заводнение или нагнетание газа. На естественных режимах используются только добывающие скважины, а месторождение разбуривается либо по треугольной, либо по квадратной сетке (рис. 2.1, Если на пласт предполагается воздействие, то различают следующие системы расстановки скважин
- рядные (рис. 2.3);
- площадные. Рис. 2.1 Треугольная сетка Рис. 2.2 Квадратная сетка

25 Рядные системы Рис. 2.3 Параметры рядной системы Характеристики рядной системы d – расстояние между рядами, d (1) – расстояние от нагнетательного до первого добывающего ряда а – расстояние между добывающими скважинами в ряду
– элемент симметрии Соотношение добывающих и нагнетательных скважин в системах разработки характеризуется параметром w: н
доб n
w n
=
, где доб - отношение количества нагнетательных скважин к добывающим, н - отношение количества нагнетательных скважин к добывающим. элемент симметрии d(l) a

26
- Однорядная система (
1 1
w
1 1
≈ ≈
)
– равенство приближенное, так как могут быть геологические особенности, которые не позволят построить количество скважин, дающих точное отношение.
- Трехрядная система (
3 1
2
w
3 3
≈ ÷
) – для различного числа скважин в полосах, включая внешние добывающие. На рис. 2.2 в трех полосах между двумя нагнетательными рядами – 3 ряда добывающих
3 Рис. 2.2 Параметры трехрядной системы
-
Пятирядная система – встречается реже (
5 1
2 5
5
w ≈
÷
) – в зависимости от числа скважин в полосах, включая внешние добывающие. Между двумя рядами нагнетательных – 5 рядов добывающих. На рис. 2.3 в трех полосах между двумя нагнетательными рядами – 5 рядов добывающих
5 2
5
w Рис. 2.3 Параметры пятирядной системы Следует отметить, что рядные системы бывают только с нечетным числом добывающих рядов, центральный ряд называется стягивающим. Это объясняется тем, что запасы нефти не должны оказаться без воздействия между рядами при четном их числе. При развитии систем рядная может переходить в площадную (например, рис. 2.4, 2.5), но никогда наоборот.

27 Площадные системы
-
Пятиточечная (
1
w
1 1
= =
)
– Принципиальное отличие отрядных строгое равенство в числе добывающих скважин по отношению к нагнетательной-
Семиточечная (элемент симметрии
- Девятиточечная (
1
w
3
=
)

28
Ï ëî ù àäè:
1 – Àáäðàõì àí î âñêàÿ;
2 – Þ -Ðî ì àø êèí ñêàÿ; 3 – Ç-Ëåí èí î ãî ðñêàÿ;
4 – Çàé-Êàðàòàéñêàÿ; 5 – Êóàêáàø ñêàÿ;
6 – Ì èí í èáàåâñêàÿ; 7 – Àë üì åòüåâñêàÿ;
8 – Ñ-Àë üì åòüåâñêàÿ; 9 – Áåðåçî âñêàÿ;
10 – Â-Ñóëååâñêàÿ; 11 – Àëüêååâñêàÿ;
12 – ×èø ì èí ñêàÿ; 13 – Òàø ëèÿðñêàÿ;
14 – Ñàðì àí î âñêàÿ; 15 – Àçí àêàåâñêàÿ;
16 – Êàðàì àë èí ñêàÿ; 17 – Ï àâëî âñêàÿ;
18 – Çåëåí î ãî ðñêàÿ; 19 – Â-Ëåí èí î ãî ðñêàÿ;
20 – Õî ëì î âñêàÿ; 21 – Þ æí àÿ
– ãðàí èöà ï ëî ù àäåé ;
– ãðàí èöà áë î êî â;
1, 2 – í î ì åðà áëî êî â;
– äî ï î ëí èòåëüí î å ðàçðåçàí èå;
– èçáèðàòåëüí î å çàâî äí åí èå;
– ï î ï åðå÷í î å ðàçðåçàí èå;
– î ÷àãî âî å çàâî äí åí Рис. 2.4 Этапы совершенствования системы заводнения Ромашкинского месторождения- Рис. 2.5 Этапы развития системы заводнения на Абдрахмановской площади
Ромашкинского месторождения
1 – ряды добывающих скважин
2 – начальные ряды нагнетания
3 – дополнительное разрезание на блоки
4 – дополнительные очаги нагнетания Системы бывают жесткие и нежесткие. Рядные системы – нежесткие. Это означает, что при отключении одной или нескольких скважин в ряду не происходит принципиального изменения фильтрационных потоков.

30 Площадные системы – жесткие.
В России большинство месторождений имеют рядную систему, а в США, наоборот, преобладают системы площадные. Площадными системами легче регулировать выработку, легче анализировать эффективность воздействия на скважины элемента или навесь элемент с применением МУН и
ОПЗ. Плотность сетки скважин (griding) c
S
S
n
=
, [га/скв], [м
2
/скв], [акр/скв], где S – площадь нефтеносности объекта разработки n
– общее количество скважин на объекте, то есть наг доб n
n Таким образом, плотность сетки указывает на то, какая площадь приходится на одну скважину, например, 60 га/скв. Параметр плотность сетки не самый информативный, так как в реальности плотность скважин может быть неравномерная из-за неоднородности характеристик объекта или требований поверхностного обустройства (рис.
2.6). Рис. 2.6. Пример неравномерной сетки скважин Плотность сетки (система расстановки
1. Равномерная по площади, те. на каждую скважину приходится одна и та же площадь. Но нефтяные месторождения чаще всего неоднородны по геолого-физическим характеристикам, поэтому чаще используют различные величины плотности сетки по площади.

31 2. Равномерная по запасам, те. на каждую скважину приходится одно и тоже количество извлекаемых запасов. Поэтому скважины будут выходить из разработки примерно одновременно.
Необходимо учитывать различные параметры при выборе величины сетки. Например, чем ниже проницаемость, выше вязкость нефти, тем плотнее должна быть сетка. Примечание 1 гам. Если сетка равномерная по площади и S
c
=25 га/скв, то расстояние между скважинами 500 м. Рекомендуемые величины сетки скважин
1-2 га/скв При µ > 1000 мПа с
10-20 га/скв В низкопроницаемых коллекторах 0,01 мкм 25-64 га/скв Для обычных коллекторов и для глубокозалегающих месторождений м)
70 га/скв и более Для высокопроницаемых и трещинных коллекторов При проектировании новых скважин на разрабатываемых объектах при сложившихся на сегодня экономических условиях принимаются следующие величины остаточных запасов на скважину
- Урало-Поволжье – 20-40 тыс.т./скв;
- Западная Сибирь – > 100 тыс.т./скв;
- США – 10-12 тыс.т./скв.
Стадии разработки нефтяного месторождения На рис. 2.7 представлены классическая последовательность и динамика следующих основных стадий разработки
I этап – этап разбуривания и ввода нефтяного месторождения в разработку.

32 На этом этапе строится инфраструктура промысла система сбора, подготовки, хранения продукции и т.д. На этом этапе самые большие капитальные вложения. Рис. 2.7 Стадии разработки нефтяного месторождения (н – объемы годовой добычи, t – время)
II этап – выход месторождения на максимальную постоянную добычу (плато. Это самая продуктивная часть периода разработки месторождения. Незначительные затраты, максимальная выручка.
III этап – резкое падение добычи и рост обводненности продукции. Падение рентабельности добычи.
IV этап – этап плавного снижения добычи нефти или ее стабилизации за счет применения МУН. Продолжительность этого этапа чаще всего превышает продолжительность всех трех предыдущих вместе взятых. Добыча может быть даже сопоставима с добычей всех предыдущих этапов (Ро- машкинское месторождение. Рентабельность часто минимальна, требуются налоговые стимулы для продолжения разработки. Например, введение льгот по НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) на выработанные месторождения (см. последний раздел. t
I
II
III
IV н

33 Основные показатели ввода нефтяного месторождения в разработку Темп ввода скважин (элементов) в разработку n
( )
ω τ
τ
∆
=
∆
, где ∆n – количество элементов. Например, два элемента в год. Темп в большей степени зависит от финансовых ресурсов компании. На шельфовых месторождениях темп ограничен технологическими возможностями платформы. Темп разработки элемента н
э изв.э q
z
N
∆
=
, те. темп разработки – это отношение текущей добычи нефти к извлекаемым запасам этого элемента. В зависимости от стратегии разработки можно выбрать различные варианты динамики темпа разработки (рис. Рис. 2.8 Динамика темпа разработки Экспоненциальная модель дебита скважины Рис. 2.9 Динамика текущего дебита скважины q н по нефти в функции от накопленного дебита по нефти Q
нак
: z
э
«Полка» характеризует возможность постоянной добычи
Q
нак
Q
безв
Q
к н q
lim t

34 q
lim
– предельный рентабельный дебит скважины;
Q
безв
– накопленный безводный дебит скважины;
Q
к
– предельный рентабельный накопленный дебит скважины На рис. 2.9 можно выделить два этапа
1) безводный период до Q
безв
(скважина дает чистую нефть
2) период обводненной продукции док (или период безводной падающей добычи. Подходы и правила разбуривания месторождения Стратегия разбуривания нефтяного месторождения должна обеспечить равномерную выработку запасов и достижение расчетной величины нефтеотдачи. Для этого
1) осуществляется разбуривание и ввод в разработку отдельных эксплуатационных объектов или их участков для обеспечения равномерного охвата пласта воздействием
2) в соответствии с требованиями охраны недр не допускается опережающая выработка наиболее продуктивных пластов (т.н. выборочная отработка
3) осуществляется соответственный ввод добывающих и нагнетательных скважин (при проектировании систем поддержания пластового давления. Порядок разбуривания Лучше всего, если на основе детальной 3D геологической модели можно сразу выбрать направление разбуривания и реализовать запланированную

35 сетку скважин. Нона практике месторождения чаще бурились по редкой сетке с последующим её уплотнением. Например, на Самотлорском месторжде- нии до сих пор не реализована запланированная сетка. Это приводит к большой неравномерности выработки пластов. Используется Ползущая сетка – это стратегия, при которой месторождение разрабатывается от периферии к центру. Чаще используется при разработке крупных месторождений, при этом уточняется геологическая модель. Мгновенное разбуривание – это когда вся проектная сетка скважин бурится за очень короткий промежуток времени (хорошо и реально для мелких месторождений.