Разработка нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 3.92 Mb.
|
КЛАССИФИКАЦИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМ РАЗРАБОТКИПараметры, характеризующие систему разработки На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам: 1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр; 2) расположению скважин на месторождении. Ф о н д с к в а ж и н — общее число нагнетательных и добывающих скважин, предназначенных для осуществления процесса разработки месторождения. Подразделяется на основной и резервный. Под основным фондом понимают число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки. Резервный фонд планируют с целью вовлечения в разработку выявленных во время исследований отдельных линз коллектора и для повышения эффективности системы воздействия на пласт. Параметр плотности сетки скважин — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину Размерность [S c] =м2/скв S –площадь нефтеносности месторождения; n – число добывающих и нагнетательных скважин Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А. П. Крылова — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин. Размерность параметра [ ] = т/скв. П а р а метр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т. е. Этот параметр характеризует интенсивность системы заводнения. П а р а м е т р — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т. е. . 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). Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты Расположение скважин по четырехточечной сетке Расположение скважин по трехточечной сетке 1- условный контур нефтеносности; 2- добывающие скважины Классификация и характеристика систем разработки Когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов Расположение скважин с учетом водонефтяного и газонефтяного разделов 1- внешний контур нефтеносности; 2- внутренний контур нефтеносности; 3- добывающие скважины; 4- внешний контур газоносности; 5-внутренний контур газоносности Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты в России в настоящее время применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х г.г. прошлого века); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. Классификация и характеристика систем разработки За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллекторами при высоком напоре законтурных вод. Классификация и характеристика систем разработки Системы разработки с воздействием на пласты Системы с законтурным воздействием (заводнением) Расположение скважин при законтурном заводнении: 1 — нагнетательные скважины; 2 — добыва-ющие скважины; 3 — нефтяной пласт; 4 — внешний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности Показанное на рисунке размещение трех рядов добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500 — 600 м, ширина месторождения составляет 2 — 2,5 км. Системы с внутриконтурным воздействиемКлассификация и характеристика систем разработки Рядные системы разработки Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах называют стягивающим рядом. Расположение скважин при однорядной системе разработки: 1-условный контур нефтеносности; 2-нагнетательные скважины; 3-добывающие скважины. Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. Эту систему используют при разработке низко-проницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов 0 д н о р я д н а я с и с т е м а разработки Классификация и характеристика систем разработки Системы с внутриконтурным воздействием Элемент системы разработки Во всех системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить элементарную часть (элемент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы по площади объекта разработки и по времени ввода элементов в эксплуатацию получают всю систему разработки месторождения. 2 1 3 4 Элемент однорядной системы разработки: 1- “четверть” нагнет. скважины при шахматном расположении скважин; 2 –“половина” нагнет. скважины при линейном расположении скважин; 3, 4 – соответственно “четверть” и “половина” добывающей скважины. Классификация и характеристика систем разработки Системы с внутриконтурным воздействием Трехрядная с и с т е м а разработки Расположение скважин при трехрядной системе разработки: 1-условный контур нефтеносности; 2-добывающие скважины; 3-Нагнетательные скважины Lп/2 1 2 3 Элемент трехрядной системы разработки: 1 – “четверть” нагнетательной скважины; 2 – добывающая скважина; 3 – “четверть” добывающей скважины Классификация и характеристика систем разработки Системы с внутриконтурным воздействием Пятирядная с и с т е м а разработки Расположение скважин при пятирядной системе разработки 1-условный контур нефтеносности; 2-добывающие скважины; 3-Нагнетательные скважины Элемент пятирядной системы разработки: 1 – «половина» нагнетательной скважины; 2 – «половина» добывающей скважины первого ряда; 3 – добыв. скважина второго ряда; 4 – «четверть» добыв. скважины третьего ряда. Классификация и характеристика систем разработки Системы с внутриконтурным воздействием Системы с площадным расположением скважин Элемент пятиточечной системы Семиточечная система Девятиточечная система Классификация и характеристика систем разработки Системы с внутриконтурным воздействием Другие системы разработки Схема батарейного расположения скважин: 1 — нагнетательные скважины; 2 — условный контур нефтеносности. 3 и 4 — добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R 1 и второй батареи радиусом R2 Система с батарейным расположением скважин используется в редких случаях в залежах круговой формы в плане. Система с барьерным заводнением, применяется при разработке нефтегазовых залежей. Смешанные системы — комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используются при разработке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами. Очаговое и избирательное заводнения применяются для регулирования разработки нефтяных месторождений с частичным изменением ранее существовавшей системы. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РЕГЛАМЕНТ составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений РД 153-39-007-96 взамен РД 39-0147035-207-86 РАЗРАБОТАН ОAO "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П.Крылова (ВНИИ)" с участием рабочей группы специалистов нефтяных предприятий, Минтопэнерго Российской Федерации СОГЛАСОВАН Госгортехнадзором Российской Федерации, Роскомнедра ВНЕСЕН Главным управлением разработки и лицензирования месторождений УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Минтопэнерго Российской Федерации ВЗАМЕН РД 39-0147035-207-86 Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 1. Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений/ Миннефтепром. - М., 1987. 2. Регламент составления проектов и технологических схем разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. РД 39-0147035- 207-86 / Миннефтепром. - М., 1986. - 105 с. 3. Положение о порядке составления, рассмотрения и утверждения технологической проектной документации на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений: РД 39-0147035-215-86/ Миннефтепром М., 1986. 4. Методические указания по проведению авторских надзоров за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035-203-87. - М., 1986. 5. Методическое руководство по геолого-промысловому анализу разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39-0147035- 205-86. - М., 1985. - 144 с. 6. Методические указания по проведению геолого-промыслового анализа разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений: РД 39- 0147035-202-87. - М., 1987. - 46 с. 7. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. - М., 1983. СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ ЦКР РФ - Центральная комиссия по разработке РФ НИПИ - научно-исследовательский проектный институт ГКЗ РФ - Государственная комиссия по запасам Российской Федерации ЦКЗ-нефть Роскомнедра - Центральная комиссия по запасам нефти Роскомнедра ВНК - водонефтяной контакт ГНК - газонефтяной контакт ГВК - газоводяной контакт ГИС - геофизические исследования скважин ГДИ - гидродинамические исследования ВСП - вертикальное сейсмическое профилирование КВУ - кривая восстановления уровня КВД - кривая восстановления давления Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений ЧНЗ - чисто нефтяная зона ГНЗ - газонефтяная зона ВНЗ - водонефтяная зона ГВНЗ - газоводонефтяная зона КИН - коэффициент извлечения нефти РИР - ремонтно-изоляционные работы ГРП - гидравлический разрыв пласта ППД - поддержание пластового давления ПАВ - поверхностно-активные вещества ЦГЭ - Центральная геофизическая экспедиция НКТ - насосно-компрессорные трубы ТЭО - технико-экономическое обоснование МУН - методы увеличения нефтеотдачи САПР - система автоматизации проектирования разработки ПДС - полимердисперсная система ПОРЯДОК СОСТАВЛЕНИЯ И УТВЕРЖДЕНИЯ ПРОЕКТНЫХ ДОКУМЕНТОВ НА ВВОД В РАЗРАБОТКУ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Разведанные месторождения или части месторождений нефти и газа считаются подготовленными для промышленного освоения, согласно действующим нормативным документам, при соблюдении следующих основных условий: 1) Осуществлена пробная эксплуатация разведочных скважин или опытно-промышленная разработка представительных участков месторождения. 2) Балансовые и извлекаемые запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов утверждены ГКЗ (государственной комиссией по запасам) РФ, и дана оценка перспективных ресурсов нефти, газа и конденсата. Проектирование и ввод в разработку месторождений с извлекаемыми запасами нефти до 3 млн.т и газа до 3 млрд.м3 осуществляются на базе запасов, принятых ЦКЗ-нефть Роскомнедра; Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений 4) Состав и свойства нефти, газа и конденсата, содержание в них компонентов, имеющих промышленное значение, особенности разработки месторождения, дебиты нефти, газа и конденсата, гидрогеологические, геокриологические и другие природные условия изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения. 3) утвержденные балансовые запасы нефти, газа и конденсата, а также запасы содержащихся в них компонентов, используемые при составлении проектных документов на промышленную разработку, должны составлять не менее 80% категории С1 и до 20% категории С2. Возможность промышленного освоения разведанных месторождений (залежей) или частей месторождений нефти и газа при наличии запасов категории С2 более 20% устанавливается в исключительных случаях ГКЗ РФ при утверждении запасов на основе экспертизы материалов подсчета; Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 6) Имеются сведения о наличии в разведочных скважинах поглощающих горизонтов, которые могут быть использованы при проведении проектно-изыскательских работ для изучения возможностей сброса промышленных и других сточных вод. 7) Составлены рекомендации по разработке мероприятий по обеспечению предотвращения загрязнения окружающей среды, обеспечению безопасности проведения работ. 8) Утверждены технологические проектные документы на промышленную разработку (технологическая схема или проект) и проектно- сметная документация на обустройство, предусматривающие утилизацию нефтяного газа, газового конденсата в случае установления их промышленного значения. 9) Получена лицензия на право пользования недрами. Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений 5) В районе разведанного месторождения должны быть оценены сырьевая база строительных материалов и возможные источники хозяйственно-питьевого и технического водоснабжения, обеспечивающие удовлетворение потребностей будущих предприятий по добыче нефти и газа; Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Порядок составления и утверждения проектных документов на ввод в разработку нефтяных и газонефтяных месторождений Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененные—категория С2, С3. Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи; эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств; нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки. 3апасы категории А подсчитываются по залежи (ее части) разбуренной в соответствии с утвержденным проектом paзработки месторождения нефти или газа. Проектирование разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа. Категория C1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть, скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геолого-разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в cтeпeни, обеспечивающей получение иcxoдныx дaнныx для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа. |