Классификация и характеристика систем разработки месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Контрольная работа

Классификация и характеристика систем разработки месторождений

Содержание

1. Выделение эксплуатационных объектов

2. Системы разработки в режиме естественного истощения

3. Системы разработки с искусственным восполнением пластовой энергии

4 Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой (нефтяных оторочек)

5. Системы разработки многопластовых залежей

6. Cистемы разработки с закачкой газа в пласт

7. Выбор плотности сетки скважин

Литература

1. Выделение эксплуатационных объектов

Залежи углеводородов, входящие в месторождение, обычно находятся в пластах с различными геолого-физическими свойствами. Во многих случаях нефтегазоносные пласты разделены толщами непроницаемых пород или находятся на отдельных участках месторождения.

В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

При наличии в разрезе месторождения одного продуктивного пласта он является единственным объектом разработки. Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объект разработки - его выделяют специалисты, осваивающие месторождение.

Эксплуатационный объект (ЭО) - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив, структура) с промышленными запасами углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горно-технологических систем. На первый взгляд кажется, что объединение нескольких пластов в один ЭО экономически выгодно, поскольку потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако укрупнение ЭО ограничивается возможностью контроля (и управления) процессов, протекающих в разрабатываемых залежах, что приводит к большим потерям нефти в недрах.

При решении проблемы раздельной или совместной разработки ЭО многопластовых месторождений необходимо учитывать «потери» в дебитах скважин при совместной эксплуатации.

В большинстве случаев дебит скважин q, осуществляющих совместную разработку m > 1 пластов, оказывается меньше суммы дебитов скважин, каждая из которых эксплуатирует только один из m пластов:

q < q₁ + q₂ + … + q_m.

Эксплуатационный объект выделяют на основе геологического, технологического и экономического анализа в период проектирования, при этом необходимо учитывать следующие основные факторы:

физические свойства пород коллектора, нефти и газа;

физико-химические свойства нефти и газа;

фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

условия управления процессами разработки;

технологию и технику эксплуатации скважин.

Пласты, существенно отличающиеся по проницаемости эффективной толщи и неоднородности, во многих случаях нецелесообразно выделять в один ЭО, так как они могут значительно отличаться по продуктивности, способам эксплуатации скважин, скорости выработанности запасов и изменению обводненности продукции. Для различной по площади неоднородности могут быть выбраны разные сетки скважин.

Пласты с различной вязкостью нефти также обычно нецелесообразно выделять в один ЭО, так как для их разработки могут быть применены разные технологии извлечения нефти из недр и плотность сетки скважин. Причиной невозможности совместной разработки пластов как одного ЭО может быть резкое различие в содержании парафина, серы, сероводорода, ценных компонентов углеводородов и других полезных ископаемых.

Пласты, отличающиеся по фазовому состоянию углеводородов, наличию газовой шапки или режимам, в ряде случаев нецелесообразно объединять в один ЭО, так как потребуются различные схемы расположения и число скважин, а также технологии извлечения нефти и газа.

Чем большее число пластов и пропластков включается в один ЭО, тем труднее осуществлять раздельное воздействие и контроль за перемещением нефти и вытесняющего ее агента, выработанностью запасов в отдельных пластах, что ведет к уменьшению нефтеотдачи.

По технической причине укрупнение объектов может оказаться невозможным, если дебиты жидкости из группы пластов будут превышать производительность технических средств эксплуатации скважин.

Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в один ЭО, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способа регулирования баланса пластовой энергии, контроля и регулирования процесса разработки, а также технических средств добычи нефти. При этом необходимо учитывать, что укрупнение ЭО ограничивается двумя геолого-гидродинамическими факторами:

1) при существенных различиях приведенных давлений на контурах зон дренирования в разных пластах их совместная разработка одной добывающей скважиной может привести к поглощению низконапорным пластом нефти, поступающей в скважину из более высоконапорных пластов;

2) чем больше пластов с разными значениями гидропроводности (Е = kh/) объединено в один ЭО, тем больше их различия по выработанности и период безводной эксплуатации даже в равнонапорных условиях.

Основным природно обусловленным критерием укрупнения ЭО является параметр - отношение плотности промышленных запасов в пласте М_з к его гидропроводности Е:

, (1)

где k - коэффициент продуктивности; h - мощность пласта.

В формуле (1) характеристиками «состояния природы» являются аргументы М_з, k и h. Аргумент относят к характеристике «состояния природы» условно, поскольку вязкость можно изменять воздействием или применять раздельную закачку в пласты укрупненного ЭО. Это изменяет соотношение вязкостей нефти и вытесняющего агента и тем самым выравнивает темпы отработки и обводненность совместно эксплуатируемых пластов.

Включение пластов в один ЭО разработки можно осуществлять при некотором различии параметра , если в ходе разработки управлять или регулировать динамику изменения . Условием разработки одной добывающей скважиной совместно m пластов является приближенное равенство регулируемых параметров :

. (2)

Равномерная отработка всех пластов, входящих в один ЭО, обеспечивается, если процессом регулирования (управления) достигается равенство отношений остаточных запасов подвижной нефти в пласте в момент времени t к порциальному дебиту пластов q:

(3)

Парциальные дебиты прямо пропорциональны депрессиям р и обратно пропорциональны эквивалентным фильтрационным сопротивлениям зон дренирования r_ф = 1/k, т.е. = p_i(t)/r_ф(t). Тогда параметр можно представить в функции регулируемых аргументов:

. (4)

В формуле (4) аргументом, отражающим «состояние природы», является - остаточные запасы подвижной нефти в зоне пласта i в момент времени t. Однако этот аргумент не может абсолютно отражать «состояние природы», поскольку в процессе разработки доля геологических запасов нефти, приходящихся на подвижные запасы, может быть повышена за счет применения и подбора новых вытесняющих агентов.

Аргумент р_i(t) в большей степени отражает состояние природы при разработке нефтяных месторождений на естественных режимах. Искусственное восполнение пластовой энергии (ППД) превращает р_i(t) в управляемый параметр, несмотря на то, что пределы его вариации могут ограничиваться и «природными условиями».

Аргумент r_фi(t) частично характеризует «состояние природы», так как эквивалентные фильтрационные сопротивления зависят от гидродинамического совершенства скважины, ее конструкции и диаметра. Фильтрационные сопротивления можно искусственно варьировать, увеличивая их за счет установки против пласта фильтра с повышенным гидравлическим сопротивлением, штуцера меньшего диаметра, кольматацией части прискважинной зоны или уменьшая за счет увеличения проницаемости пород ПЗП различными видами обработки, гидроразрывом пласта, а также бурением дополнительных боковых стволов.

Значения эквивалентных фильтрационных сопротивлений можно искусственно варьировать, добиваясь положительного или отрицательного значения показателя S_i(t). Тогда критерий допустимости объединения нескольких пластов в один ЭО с учетом управления процессом совместной разработки одной скважиной должен характеризоваться одинаковыми значениями :

. (5)

Группирование ЭО необходимо осуществлять на основе геологических данных с учетом различных технологических приемов и технических средств управления процессом совместной разработки с применением дифференцированного регулирования и выравнивания темпов отработки эксплуатируемых пластов в соответствии с начальными и остаточными запасами подвижной нефти. Если технологические приемы и технические средства управления разработкой не использовать, то дифференцированное регулирование работы пластов ЭО становится невозможным. В такой ситуации все аргументы, входящие в правую часть уравнения (1), характеризуют состояние природы и в один ЭО можно включать пласты с очень близкими значениями показателя .

Система разработки характеризует форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Она включает: сетку размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода скважин в эксплуатацию, способы регулирования баланса и использования пластовой энергии, порядок ввода эксплуатационных объектов многопластовых залежей в разработку.

Для осуществления процесса необходимо обосновывать и выбирать не только систему, но и технологию разработки, которая включает совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. Технология разработки не входит в определение понятия системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать разные технологии и наоборот.

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещений скважин и вида энергии (природной, искусственной), используемой для притока жидкости к добывающим скважинам. Оптимальный вариант должен обеспечивать максимальный объем отбора нефти из пласта минимальным числом скважин за кратчайший период времени.

Число скважин, их взаимное расположение, плотность и порядок ввода в эксплуатацию зависят от целого ряда факторов, среди которых можно выделить:

тип залежи и условия залегания нефти;

запасы нефти и газа в пласте;

свойства пласта и насыщающих его флюидов;

местоположение залежи;

экономическую ситуацию и т.д.

Плотность сетки характеризует отношения площади нефтеносности к числу размещенных на ней скважин, независимо от того, являются они добывающими или нагнетательными. Проблема оптимизации плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений, остается самой актуальной на всех этапах разработки нефтяной залежи.

Рис.1. Расположение скважин по четырех- (а) и трехточечной сетке (б)

2. Системы разработки в режиме естественного истощения

Система разработки при отсутствии воздействия на пласты в режиме истощения обосновывается с учетом активности законтурных вод. При незначительной подвижности ВНК применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- или трехточечной сетке (рис.1) скважин, порядок ввода в эксплуатацию которых должен обеспечивать равномерное распределение пластового давления по площади.

В случаях, когда водонефтяной раздел перемещается (законтурные пластовые воды внедряются в нефтенасыщенную область пласта), применяют аналогичные сетки размещения скважин, но разбуривание и ввод их в эксплуатацию следует вести от ВНК с целью максимального использования энергии упругости законтурной водоносной области для вытеснения нефти к добывающим скважинам.

В нашей стране с целью повышения охвата неоднородных пластов, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти широко применяется двухстадийное разбуривание, при котором первоначально размещают скважины по рядной сетке с последующим их уплотнением. В процессе бурения осуществляется доразведка геологического строения месторождения. Более редкая сетка (2-4 ряда) называется стартовой, а постепенно сгущающаяся до проектной плотности - базовой. Проектные сетки размещения скважин составляются из сеток дихотомического ряда (делением на два) квадратных сеток (соподчиненных элементов, рис.2).

Рис.2. Дихотомический ряд квадратных сеток 1-4 последовательность построения

3. Системы разработки с искусственным восполнением пластовой энергии

Эти системы разработки различаются по расположению нагнетательных скважин, количеству рядов добывающих скважин и т.д.

Законтурное заводнение предполагает, что нагнетательные скважины располагают за внешним контуром нефтеносности. Его целесообразно применять на объектах с малорасчлененными пластами с высокой гидропроводимостью. Впервые законтурное заводнение стали применять в СССР в 1948 г. на Туймазинском месторождении в Башкирии (рис.3).

Приконтурное заводнение характеризуется тем, что нагнетательные скважины размещают в нефтяной зоне в непосредственной близости от внешнего контура нефтеносности. Его применяют при низкой гидропроводимости пласта в законтурной зоне. Гидродинамическая связь законтурной и нефтеносной зон может ухудшаться вследствие разрывных нарушений, литологических смещений и др.

Внутриконтурное заводнение, в свою очередь, подразделяется на системы: разрезания нефтеносной залежи нагнетательными скважинами на отдельные блоки самостоятельной разработки (рядная, блочная системы); сводовое заводнение; очаговое заводнение; площадное заводнение.

Рис.3. Законтурное заводнение:

1 и 2 - соответственно добывающие и нагнетательные скважины

Системы внутриконтурного заводнения с разделением залежи нагнетательными рядами скважин на отдельные эксплуатационные поля применяются на крупных нефтяных месторождениях платформенного типа с большими водонефтеносными зонами. Система блокового заводнения должна иметь нечетное число рядов добывающих скважин для формирования центра стягивания.

По количеству рядов добывающих скважин они подразделяются на одно-, трех- и пятирядные (рис.4). Более пяти рядов добывающих скважин применять нецелесообразно вследствие экранирования работы внутренних рядов внешними.

Совершенствованием рядной системы являются блочно-квадратные системы с периодическим изменением потоков воды.



Рис.4. Внутриконтурное заводнение. Система: а - лобовая линейная однорядная, Nд:Nн = 1:1; б - шахматная однорядная, Nд:Nн = 1:1; в - шахматная трехрядная, Nд:Nн = 3:1; г - пятирядная, Nд:Nн = 5:1

Системы сводового заводнения характеризуются тем, что нагнетательная скважина размещается вблизи или на своде структуры. Сводовое заводнение подразделяется на осевое, кольцевое и центральное. При осевом заводнении нагнетательные скважины размещают по оси структуры, при кольцевом - залежь разделяется кольцевым рядом нагнетательных скважин на центральную и кольцевую площадки. Центральное заводнение по существу является разновидностью кольцевого заводнения и отличается от него только тем, что внутри кольцевого ряда нагнетательных скважин размещают одну или несколько добывающих скважин.

нефтяной газ залежь скважина



Рис.5. Системы разработки при площадном восполнении пластовой энергии:

а - пятиточечная прямая, Nд:Nн = 1:1; б - пятиточечная обращенная, Nд:Nн = 1:1;

в - семиточечная прямая, Nд:Nн = 2:1; г - семиточечная обращенная, Nд:Nн = 1:2;

д - девятиточечная прямая, Nд:Nн = 3:1; е - девятиточечная обращенная, д:Nн = 1:3

Очаговое (избирательное) заводнение в основном может применяться при разработке нефтяных залежей с высокой неоднородностью пластов и в качестве дополнительного метода воздействия в сочетании с законтурным или внутриконтурным заводнением для полноты выработки запасов нефти, на участках не охваченных основными системами.

Площадное заводнение основывается на рассредоточенной закачке воды по всей площади нефтеносности. Площадные системы заводнения характеризуются различной активностью воздействия на залежь соотношением нагнетательных и добывающих скважин (1:3; 1:2; 1:1; 2:1; 3:1). Если число нагнетательных скважин соответствует числу элементов залежи, а одна добывающая скважина расположена в центре, то системы могут быть пяти-, семи- и девятиточечными (рис.5).

Пятиточечная система симметрична, и за элемент можно принимать обращенную пятиточечную систему с расположением одной нагнетательной скважины в центре. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1. В нормальной семиточечной системе соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1:2, а в обращенной - 2:1.

В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные (3:1), поскольку из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре элемента соседних скважин. В обращенной девятиточечной системе, с нагнетательной скважиной в центре квадрата, соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3.

4 Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой (нефтяных оторочек)

Углеводороды, содержащиеся в таких залежах, относят к трудноизвлекаемым запасам. При их разработке в режиме истощения выделяются три системы добычи углеводородов, которые отличаются очередностью извлечения из недр нефти, газа и конденсата:

1) опережающая отработка газонасыщенной зоны залежи при отставании разработки нефтенасыщенной зоны:

2) опережающая добыча нефти из нефтенасыщенной зоны при газонапорном режиме;

3) одновременная разработка газовой и нефтяной частей залежи.

Если залежь разрабатывается с целью опережения добычи газа, то создается градиент давления, направленный в сторону газовой залежи, который способствует перемещению нефти и ее рассеиванию в газонасыщенной части пласта, что приводит к потерям более 50 % углеводородов. Эта система крайне нерациональна.

При опережающей разработке нефтяной оторочки за счет вытеснения нефти газом и водой создаются более благоприятные условия для повышения нефтеотдачи. Но и в этом случае возможно искривление поверхности газонефтяного контакта, особенно в районе добывающих нефтяных скважин, что неизбежно приведет к прорыву газа с последующей блокировкой нефтенасыщенных интервалов.

Наиболее эффективна система при одновременном отборе нефти и газа, при которой ГНК остается в неизменном положении на начальной отметке. Объем добычи определяется из условия равновесного давления на ГНК.

К недостаткам этой системы можно отнести сложность регулирования отбора нефти и газа при недопущении перепада давления между нефте- и газонасыщенной частями.

При восполнении пластовой энергии применение законтурного заводнения эффективно при хорошей гидродинамической связи нефтяной залежи с законтурной областью. Технологические принципы в этом случае не отличаются от применяемых при разработке чисто нефтяных залежей. Однако необходимо поддерживать давление на уровне ниже первоначального, чтобы в законтурную область не уходила закачиваемая вода. Поэтому на первом этапе залежь разрабатывается в режиме расширения газовой шапки или в режиме истощения отбора нефти и газа. Затем осуществляется нагнетание воды и разработка нефтегазовой залежи ведется при неизменном объеме газовой шапки.



Рис.6. Схема размещения скважин при барьерном заводнении

Для полноты извлечения углеводородов из недр наиболее целесообразно применять метод барьерного заводнения. Суть его заключается в создании водяного барьера в зоне ГНК нагнетанием воды в скважины, расположенные в непосредственной близости от внутреннего газоводяного контакта (рис.6). В этом случае газонефтяная залежь искусственно делится на два самостоятельных объекта, которые разрабатываются соответственно, как нефтяная и газовая залежи. К недостаткам барьерного заводнения можно отнести потери газа, защемленного при вытеснении его водяным валом.

5. Системы разработки многопластовых залежей

Если многопластовая залежь объединена в один ЭО, то системы разработки зависят от порядка ввода скважин в эксплуатацию и делятся на две основные группы: система одновременной разработки объектов; система последовательной разработки объектов.

Системы одновременной разработки ЭО могут осуществляться по нескольким вариантам.

Раздельная разработка предполагает, что каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Этот метод требует значительных капитальных затрат из-за большого числа скважин, но позволяет надежно контролировать и регулировать процессы разработки.

Рис.7. Совместно-раздельная разработка эксплуатационного объекта НКТ - насосно-компрессорные трубы

Совместная разработка осуществляется единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин для нескольких нефтяных пластов, выделенных в единый ЭО. Это обеспечивает высокие уровни текущей добычи при заданном числе скважин, но не позволяет эффективно регулировать процессы разработки.

Совместно-раздельная разработка позволяет исключить недостатки первых двух вариантов за счет того, что добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной добычи нефти (рис.7), а нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки воды или флюидов в соответствующий эксплуатируемый пласт.

Системы последовательной разработки ЭО могут реализоваться по двум основным вариантам.

Разработка сверху вниз предполагает, что каждый нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего. Она применялась в начальный период развития нефтедобывающей отрасли и в настоящее время считается нерациональной, вследствие увеличения объема бурения и повышения степени опасности нарушения охраны недр при разбуривании нижележащих объектов.

Разработка снизу вверх используется, когда объекты начинают эксплуатировать с нижнего опорного (базисного) объекта, а затем переходят на возвратные вышележащие объекты.

При наличии нескольких ЭО в качестве базисного выбирают наиболее изученные высокопродуктивные объекты, а в качестве возвратных - остальные объекты.

При проектировании разработки многопластовых месторождений наиболее высокие показатели могут быть достигнуты комбинациями вариантов перечисленных систем.

6. Cистемы разработки с закачкой газа в пласт

Система наиболее эффективна при больших углах наклона однородных пластов, невысоком пластовом давлении, близком к давлению насыщения нефти газом, малой вязкости нефти.

Закачку воздуха в нефтяные залежи для ППД и повышения нефтеотдачи применяли значительно раньше, чем заводнение. В настоящее время его использование прекращено из-за многих сугубо отрицательных последствий.

Закачка углеводородного газа наиболее эффективна, когда происходит его «смешивание» с нефтью в пластовых условиях. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача. При несмешивающемся вытеснении существуют границы раздела фаз, что способствует преждевременному прорыву газа в добывающие скважины, резкому снижению эффективности процессов вытеснения, увеличению энергозатрат.

Для поддержания пластового давления на заданном уровне необходимо, чтобы общий расход нагнетаемого газа равнялся сумме дебитов нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям.

Эффективность закачки газа зависит от глубины залегания пластов: при малой глубине и высоком давлении нагнетания вероятность прорыва газа увеличивается, а при большой глубине требуется очень высокое давление нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано.

Метод восполнения пластовой энергии и вытеснения нефти газом (система ППД) в нашей стране не нашел должного развития. Это обусловлено прежде всего отсутствием производительных компрессоров высокого давления и других технических средств, а также малой эффективностью (или даже отрицательными результатами) внедрения газовой технологии на поздней стадии разработки. Для интенсификации нефтеотдачи в настоящее время более приемлемым считается метод водогазового циклического воздействия. Он осуществляется попеременным нагнетанием газа и воды. Продолжительность цикла по закачке одного агента составляет 10-20 суток.

7. Выбор плотности сетки скважин

Одним из основных факторов, влияющих на выбор плотности и системы размещения скважин, является удельная плотность запасов нефти (содержание промышленных запасов нефти в единице объема). Кроме того, на выбор сетки скважин оказывают влияние зональная и слоистая неоднородность пластов, их прерывистость, физико-химические свойства флюидов и геолого-промысловые характеристики пласта, а также размеры и конфигурация залежей. При критериях денежной оценки эффективность разработки достигается применением крайне редких сеток скважин, но это приводит к значительным потерям углеводородов в пласте. Оптимальная плотность сетки может быть обоснована с учетом всех влияющих на нее факторов и базироваться на основе многофакторных технико-экономических расчетов.

При разработке нефтяных месторождений с применением площадных систем воздействия рациональное соотношение между добывающими N_д и нагнетательными N_н скважинами можно определять по эмпирической зависимости

,

где k_а, k_н и _а, _н - соответственно проницаемость и вязкость вытесняющего агента и нефти.

Литература

1. Басарыгин, М.Ю. Строительство и эксплуатация морских нефтяных и газовых скважин. В 4. т. Т. 4 кн. 3; Краснодар: Просвещение Юг - Москва, 2010. - 342 c.

2. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2012. - 352 c.

3. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2010. - 352 c.

4. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2013. - 352 c.

5. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений; М.: Недра - Москва, 2010. - 365 c.

6. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов; М.: Недра - Москва, 2011. - 365 c.

7. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей; Институт компьютерных исследований - Москва, 2012. - 896 c.

8. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ; М.: Недра - Москва.

Размещено на Allbest.ru