вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
Последовательная система разработки может быть применена в том случае, когда пласты, разрабатываемые неравноценны по запасам и по продуктивности скважин. В этом случае выделится базисный объект, разбуривание ведется в первую очередь на него и после выработки запасов из базисного объекта осуществляется уже разработка возвратного пласта, который залегает выше базисного. После выработки запасов ставится цементный мост и переходят на вышезалегающий (возвратный), перфорируют его и разрабатывают, поэтому система и называется последовательной. Недостатки: - увеличивается срок разработки месторождения; - происходит снижение продуктивности при эксплуатации возвратного объекта. Когда пласты равнозначны по запасам, но различаются по геолого-физическим критериям, технологическим возможностям разработки, то в этом случае каждый объект разрабатывается самостоятельной сеткой скважин. Недостатки: - высокие капитальные и эксплуатационные затраты вследствие большого фонда скважин. Наиболее эффективной системой разработки является система когда осуществляется одновременно-раздельная эксплуатация с использованием специального оборудования. Преимуществами данной технологии экспуатации являются: - сокращение срока разработки м/р; - ускореный ввод в разработку м/р; - высокая продуктивность скважин; - снижены капитальные и эксплуатационные затраты. Несмотря на преимущества эффективность данной технологии остается невысокой. Основной причиной является отсутствие надежного оборудования, выпускающегося в промышленных масштабах. Основные требования к ОРЭ: - разобщенность пластов в эксплуатации; - разобщение добываемой продукции; - возможность постоянного контроля за процессом добычи; - регулирование раздельного учета продукции; - насосное оборудование должно характеризоваться высокой наработкой на отказ. Основными недостатками разработки нескольких пластов одной скважиной является дороговизна и конструктивная сложность оборудования. Основные проектные документы по разработке нефтяных месторождений и их содержание. Последовательность проектирования разработки нефтяного месторождения. 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 контрою и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды. Система разработки обосновывается в технологических проектных документах. Технологическими проектными документами по которым нефтегазодобывающее предприятие осуществляет пробную эксплуатацию, промышленную разработку и проводит опытно-промышленные работы по испытанию новых технологий повышения нефтеизвлечения пластов являются: -проект пробной эксплуатации -технологические схемы опытно- промышленной разработки -технологические схемы разработки -проекты разработки -уточненные проекты разработки Во всех технологических проектных документах должно быть предусмотрено: - равномерное разбуривание мр -рациональное и эффективное использование утвержденных запасов н,г. -недопущение выборочной отработки наиболее продуктивных участков, приводящий к потерям балансовых запасов. -обоснованное выделение эксплуатационных объектов самостоятельной разработки. Технологические док служат основой для составления разработки годовых, пятилетних планов добычи, объемов капитальных вложений. Пробная эксплуатация разведочных скважин реализуется по индивидуальным планам и программам в целях уточнения добычных возможностей скважин, состава и физико-химических свойств пластовых флюидов, эксплуатационной характеристики пластов. Такие планы и программы подлежат согласованию с местными органами Госгортехнадзора РФ сроком на 1 год. Проект пробной эксплуатации является первой стадией проектирования разработки нефтяных и газонефтяных месторождений. Под пробной эксплуатацией залежей следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию, если объема исходных данных недостаточно для составления технологической схемы разработки. Целью и задачей является уточнение имеющихся и получении дополнительной информации для подсчета запасов углеводородов, , построение геолог модели месторождения, обоснование режима работы залежи, выделение эксплуатационных объектов и оценка перспектив развития добычи. Технологическая схема —является основным проектный документ, определяющий с учетом экономической эффективности принципы воздействия на пласты и предварительную систему промышленной разработки месторождения на период его разбуривания основным эксплуатационным фондом скважин. С реализации технологической схемы начинается этап разработки месторождения. Исходной первоначальной информацией для составления технологической схемы являются данные разведки, подсчета запасов, лабораторных исследований. Проектные решения должны приниматься с учетом необходимости дорозведки и перспектив разработки всего месторождения. В обязательном порядке рассматриваются мероприятия по повышению коэф извлечения УВС гидродинамическими, физико-химическими, тепловыми и др методами.в проектный документ рекомендуется включать несколько расчетных вариантов разработки мр., различающимися выбором экспл объектов, системами размещения, и плотностями сеток скважин, способами и агентами воздействия, режимами. Проект разработки, основной проектный документ.-основной документ по которому осуществляется комплекс технических мероприятий по извлечению нефти и г из недр, контролю процесса разработки Предусматривается комплекс мероприятий направленных на достижение макс возможного КИН. Они составляются обычно после разбуривания 70% основного фонда скважин месторождения (залежи) с учётом дополнительных геолого-промысловых данных, полученных в результате реализации утверждённой технологической схемы, результатов специальных исследований. Характеризуется большой глубиной проработки отдельных вопросов. Проект разрбурки обосновывается на высоких категорий запасов (А и В). Экономико-технологические показатели считаются на полный срок выработки запасов. Технологическая схема ОПР (опытно промышленная разработка). Цель ОПР залежей или их участков это промышленные испытания новой техники и технологической разработки, а так же ранее известных технологий, в новых геолого-промысловых условиях. Участок для ОПР выбирается таким, чтобы эти работы в случае получения отрицательных результатов не влияли на сохранность запасов остальной части месторождения. Сроки проведения работ не более 5 лет. Технико-экономические расчеты проводятся на период не менее 20 лет. Уточненные проекты разработки (доразработки) составляются на поздней или завершающей стадии эксплуатации, после добычи основных извлекаемых (более 80%) запасов нефти месторождения, в целях корректировки добывных возможностей залежей, повышения эффективности их разработки, достижения более высокого КИН. Анализ разработки осуществляется по разрабатываемым месторождениям в целях определения эффективности применяемой технологии разработки, выработки запасов по площади и разрезу и определения мер, направленных на совершенствование систем разработки, повышение их эффективности и увеличение КИН с учетом экономической эффективности. Новые проектные технологические документы и дополнения к ним составляются в след случаях: -истечение срока действия предыдущего документа. -существенное изменение представление о геологическом строении объектов после их разбуривания. -необходимость изменения эксплуатационных объектов -завершение выработки запасов по действующему проектному документу. -отклонение фактического отбора УВС от проектного уровня более допустимого . К исходным документам при составлении проектного технологического документа следует относить: -лицензия на пользование недрами. -технологическое задание на проектирование. -составленные ранее проектные документы. -результаты лабораторных исследований. Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений. В процессе разработки пластовое давление, а вместе с ним и общая добыча нефти изменяется. Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях: а) оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению; б) получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию- выполнение утвержденных технологических режимов работы скважин (депрессия, отбор нефти и нефтяного газа, давление на забое и устье скважины и др.); За перераспределением давления в пласте наиболее просто наблюдать по картам изобар, составленным на различные даты. Для получения более полноценной карты изобар из большого числа эксплуатируемых скважин выбирают группу опорных скважин, в которых обязательно раз в квартал проводится замер пластового давления, результаты замеров используются для составления карты. Кроме того, выделяют специальные скважины – пьезометрические. Обычно это скважины из числа разведочных, попавших в законтурную (водя- 60 ную) часть пласта или в газовую шапку, а также из числа обводнившихся нефтяных скважин. Пьезометрические скважины позволяют уточнить не только карту изобар, но и получить данные для суждения о некоторых свойствах пласта в законтурной области. Контроль за изменением дебитов нефти, жидкости и содержанием воды в продукции является основной задачей и осуществляется с самого начала развития нефтедобывающей промышленности. Важное значение имеет и наблюдение за изменением газового фактора, особенно при разработке нефтегазовых залежей и нефтяных залежей, эксплуатируемых в условиях режима растворенного газа. Правильное заключение о состоянии разработки залежей немыслимо без систематических исследований скважин на приток жидкости в условиях установившихся и неустановившихся отборов (метод восстановления давления). Для более точного регулирования закачки воды необходимо знать количество отбираемой и закачиваемой жидкости раздельно в каждый пласт. В добывающих скважинах количество добываемой жидкости можно установить с помощью специального прибора – глубинного дебитомера. В нагнетательных скважинах – глубинным расходомерами. Позднее составляются профили приемистости или отдачи соответственно по нагнетательным и добывающим скважинам. Для выяснения точного местоположения поглощающих пластов можно применять метод изотопов. При этом способе в скважину закачивают порцию воды, в которую добавляют радиоактивный изотоп. Затем с помощью радиокаротажа определяют местоположение пластов, поглотивших радиоактивные изотопы В процессе контроля за разработкой залежей (объектов) изучаются: а) динамика изменения текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа, а также закачки рабочих агентов по месторождению в целом, отдельным участкам (пропласткам) и скважинам; б) охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента (воды, газа и др.) по отдельным пластам (пропласткам), участкам залежи с оценкой степени охвата пластов заводнением; в) энергетическое состояние залежи, динамика изменения пластового и забойных давлений в зонах отбора, закачки и бурения; г) изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин; д) изменение гидропроводности пласта в районе действующих скважин; е) состояние герметичности эксплуатационных колонн, взаимодействие продуктивного горизонта с соседними по разрезу горизонтами и наличие перетоков жидкости и газа между пластами разрабатываемого объекта и соседними объектами; ж) изменение физико-химических свойств добываемой жидкости (нефти и воды) и газа в пластовых и поверхностных условиях в процессе разработки; з) фактическая технологическая эффективность осуществляемых мероприятий по увеличению производительности скважин; и) динамика зависимости текущего коэффициента нефтеизвлечения из пласта от текущей обводненности продукции. Виды, объемы и периодичность исследований и измерений с целью контроля разработки регламентируются действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, обязательными комплексами их гидродинамических и промыслово-геофизических исследований, систематических измерений параметров, характеризующих процесс разработки залежи и работу отдельных скважин. Обязательные комплексы исследований и измерений по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь объекта разработки, весь фонд наблюдательных скважин. Они должны содержать следующие виды работ: -- замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам; -- замеры пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам; -- замеры устьевых давлений нагнетания и объемов закачки по нагнетательным скважинам; -- гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах; -- исследования по контролю ВНК, ГНК, нефтегазонасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами; -- отбор и исследования глубинных проб нефти, поверхностных пород продукции скважин (нефти, газа, воды); -- специальные исследования, предусмотренные проектным технологическим документом на разработку. Регулирование разработки нефтяных залежей нефти. На основе анализа разработки нефтяного месторождения и выявления расхождений проектных и фактических показателей разработки осуществляют мероприятия по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто технологическими методами без изменения или с частичным изменением системы разработки. Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициенты нефтеотдачи, темпы отбора нефти) и экономических показателей разработки. Для того чтобы поддержать добычу нефти, сильно обводнившиеся и загазовавшиеся скважины выключают из эксплуатации и взамен их, если имеется такая возможность, вводят в эксплуатацию новые ряды скважин или уплотняют сетку существующих скважин (обычно в пределах чисто нефтяной части площади). В целях увеличения отбора жидкости, а вместе с этим и добычи нефти форсируют также дебиты скважин с одновременным увеличением объемов закачиваемой в пласт воды. Главнейшей же задачей регулирования разработки нефтяных пластов является обеспечение условий и проведение мероприятий, способствующих максимальному извлечению нефти из недр. Регулирование процесса разработки складывается из трех основных элементов: 1) обоснования системы размещения скважин, обеспечивающей наиболее полный охват процессом вытеснения нефти, т.е. полноценную выработку запасов; в процессе разработки условия меняются, а в соответствии с этим должна изменяться и система размещения скважин; 2) регулирования отборов жидкости и закачки воды по скважинам, с помощью которого достигается максимальный коэффициент вытеснения нефти; 3) контроля за правильностью разработки. Основной задачей регулирования разработки является обеспечение равномерного продвижения контуров нефтеносности (параллельно их первоначальному положению) за счет бурения новых скважин, переноса фронта нагнетания воды, организации очагового и избирательного заводнения, изменения отборов жидкости и закачки воды в отдельные скважины или группы скважин, обработки прискважинных зон продуктивных пластов (ОЗП) и других мероприятий с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи. К числу технологических методов регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие. 1. Изменение режимов эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин путем уменьшения или увеличения их дебитов и расходов закачиваемых в пласты веществ, вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин. 2. Общее и, главным образом, поинтервальное воздействие на призабойную зону скважин с целью увеличения притока нефти из отдельных прослоев пласта или расхода закачиваемых в них веществ. 3. Увеличение давления нагнетания в скважинах вплоть до давления раскрытия трещин в призабойной зоне, поинтервальная закачка рабочих агентов в прослои пласта при дифференцированном давлении нагнетания. 4. Изоляция или ограничение притока попутной воды в скважинах (цементные заливки, создание экранов,применение химреагентов). 5. Циклическое воздействие на пласт и направленное изменение фильтрационных потоков. 6. Увеличение гидродинамического совершенства скважин (дополнительная перфорация, методы воздействия на ПЗП). 7. выравнивание профиля притока жидкости или расхода воды (загущение воды) 8. ОРЭ и ОРЗ (закачка) воды на многопластовых мр. К методам регулирования, связанным с частичным изменением системы разработки месторождения, относят: 1) очаговое и избирательное воздействие на разрабатываемые объекты путем осуществления закачки в пласт веществ через специально пробуренные отдельные нагнетательные скважины-очаги или группы нагнетательных скважин, через которые осуществляется выборочное воздействие на отдельные участки пластов; 2) проведение работ по капитальному ремонту скважин или установка в скважинах пакерного оборудования с целью частичного укрупнения или разукрупнения, т. е. изменения объектов разработки. Если приведенные затраты на регулирование разработки месторождения находятся в пределах 10 --20% от суммарных приведенных затрат и если эти затраты не возрастают с течением времени, а процесс разработки удовлетворяет задаче оптимального развития - добычи нефти в стране в целом, то ориентировочно можно считать, что в дальнейшем разработку следует продолжать по принятому проектному документу. В противных случаях ставится вопрос о подготовке нового проектного решения о разработке месторождения. |