Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 18.03.2024
Просмотров: 12
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.
Под системой разработки понимают управление движением нефти в пластах к добывающим скважинам, путем необходимого размещения и дальнейшего ввода установленного фонда добывающих и нагнетательных скважин, для достижения целей по поддержанию определенных режимов работы скважин, при равномерном и экономичном использовании пластовой энергии.
Рациональная система разработки называется система, которая способствует более полную добычу нефти, газа и попутного флюида при наименьших затратах. Система должна учитывать и соблюдать правила охраны окружающей среды и недр, правильное использование природной энергии залежей и при необходимости использование методов искусственного воздействия на пласт.
Систему разработки определяют по параметрам: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения, сетка расположения скважин на объектах и порядок ввода их в работу, способы регулирования использование природной энергии.
Стадии разработки залежей нефти. Технологические показатели разработки залежей нефти.
Стадии разработки: 1 стадия: нарастающая добыча в процессе разбуривания залежи, строительство месторождений, промысловых сооружений и ввод их в эксплуатацию. 2 стадия: устойчивый максимальный темп добычи нефти. 3 стадия: резкое падение добычи нефти, рост обводненности (поздняя стадия разработки). 4 стадия: медленное, постоянное уменьшение добычи нефти, высока обводненность (конечная стадия разработки).
Показатели разработки: 1) Добыча. Во время добычи вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости это сумма добытой нефти и воды. На 3 и 4 стадиях добыча жидкости в несколько раз выше добытой нефти. Добыча текущая и накопленная. Текущая бывает годовая и за месяц. Накопленная – сумма с самого начала эксплуатации объекта. 2) Обводненность продукции, которую добыли. Измеряется в %. 3) Водонефтяной фактор – отношение добытой воды и нефти, текущей и накопленной. 4) Фонд скважин. Скважины составляют основную часть системы разработки, с помощью них добывается нефть и попутные компоненты. Так же с их помощью получают всю информацию о залежи и управление процессом разработки. Скважины разделяют на четыре основные группы: добывающие (предназначены для добычи нефти, газа и попутного флюида из пласта), нагнетательные (предназначены для закачки в пласт различных агентов, таких как вода, газ, пар, для эффективной разработки залежи), специальные (предназначены для исследования параметров и состояния разработки залежи, делятся на оценочные (бурятся для оценки насыщенности пласта нефтью или газом) и контрольные (пьезометрические и наблюдательные), вспомогательные (водозаборные и поглощающие). 5) Темп отбора от начально-извлекаемого отбора (темп разработки, который изменяется во времени и равен отношению текущей добычи нефти к уже извлеченным запасам месторождения). 6) Степень выработки начальных извлеченных запасов нефти (отношение накопленной добычи нефти к начально-извлекаемых запасов нефти). 7) Нефтеотдача (величина запасов нефти залежи, которая представляет собой отношение суммарной извлеченной добычи нефти к балансовым запасам нефти в пласте. Разделяют на текущую (это отношение извлеченной из пласта нефти на данный момент к ее начальным запасам) и конечная нефтеотдача ( это отношение добытой нефти в конце разработки к начальным запасам). 8) Добыча газа (зависит от содержания газа в нефти и характеризуется газовым фактором – это отношение добытого газа к добыче дегазированной нефти за единицу времени. Измеряется в м
3/т. Во время водонапорного режима газовый фактор является постоянным). 9) Дебит нефти, воды и жидкости (отношение добытой нефти, води или жидкости во время работы скважины за месяц или за год. Измеряется в т/с). 10) Расход закаченных агентов в пласт и их добыча вместе с нефтью и газом (во время проведения технологических операций для добычи нефти, а так же газа из недр, в пласт закачивается вода с добавлением химических реагентов, газа и других веществ). 11) Распределение давления в пласте (в процессе разработки месторождения пластовое давление постоянно изменяется. В зоне нагнетательных скважин – повышенное, в зоне добывающих – пониженное). 12) Давление на устье добывающих скважин (указывается на основе требований сбора и транспортировки нефти, газа и воды от скважины к нефтепромысловым сооружениям). 13) Пластовая температура (фактор, который меняется в связи с закачкой в пласт больших объемов воды, пара или газа).
Режимы разработки нефтяных месторождений.
Режим разработки залежей называется комплекс природных видов энергии, под действием которых происходит перемещение нефти или газа из пласта к добывающей скважине. К ним относятся: водонапорный режим, упруговодонапорный, газонапорный, режим растворенного газа, гравитационный режим.
Водонапорный режим – напор контурной воды под действием ее массы. Видом этой энергии является напор краевой воды, которая продвигается в пласт и замещает добытые нефть и попутную воду. В пределах залежи при ее эксплуатации происходит движение всего объема нефти, в связи с этим этот объем постепенно сокращается за счет подъема ВНК.
Упруговодонапорный режим – напор контурной воды в связи с упругим расширением породы и воды. При этом режиме нефть вытесняется из пласта под действием краевой воды, но видом энергии является упругость пород-коллекторов и насыщенной их жидкости. Во время этого режима добытая жидкость не полностью замещается продвигающейся в пласт водой. Из-за падения давления в пласте, со временем распространяется за пределы залежи и занимает большую часть водоносной части пласта. В этой части происходит расширение породы и пластовой воды.
Газонапорный режим – давление газа, газовой шапки. При этом режиме в нефтяной части газонефтяной залежи нефть вытесняется из пласта под действием напора газа, который находится в газовой шапке. В связи с этим снижается пластовой давление, в нефтяной части залежи происходит расширение газовой шапки и ГНК перемещается вниз. Режим действует в залежах, у которых нет гидродинамической связи и законтурной областью или при активности краевых вод. Во время разработки залежи объем нефтяной части сокращается из-за опускания ГНК, а размер нефтеносной площади остается постоянным.
Режим растворенного газа – упругость, выделяющаяся из нефти растворенного в ней газа. Во время этого режима пластовое давление падает ниже давления насыщения, в связи с этим газ выделяется из жидкости. Пузырьки газа расширяются и вытесняют нефть к скважине. Режим проявляется при отсутствии влияния законтурной части. В ходе разработки уменьшается нефтенасыщенность пласта, объем залежи остается таким же, в связи с этим перфорируют всю мощность пласта. Дегазация может привести с увеличения вязкости нефти.
Гравитационный режим – сила тяжести нефти. Движение нефти происходит под действием тяжести самой нефти. Этот вид энергии может действовать, когда другими видами залежь не обладает. Этот режим может быть природным, но чаще всего происходит после действия режима растворенного газа, когда снижается пластовое давление. Этому режиму работы позволяет высота залегания залежи. Дебит в основном низкий и возрастает с понижением гипсометрических отметок интервалов вскрытия пласта.
Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления.
Системы ППД обеспечивает повышение нефтеотдачи и интенсификацию разработки. Объясняется это тем, что происходит приближение зоны повышенного давления к добывающим скважинам, за счет закаченной воды через нагнетательные скважины
Вопросы, которые рассматривают для принятия решения о проведения поддержания пластового давления на конкретной залежи: 1) определение местоположения нагнетательных скважин. 2) рассчитывается число нагнетательных скважин. 3) определение суммарного объема закачанной воды. 4) основные требования к закачиваемой воде.
Расположение нагнетательных скважин должно опираться на особенности геологического строения залежи. Целью является подбор размещения такой, чтобы обеспечивал наилучшую связь линиями закачки воды и зоной отбора с равномерным вытеснением нефти водой.
Законтурное заводнение. Скважины разбуривают в законтурной водоносной части пласта. Применение этой системы применяют, когда водонефтяной контакт при достаточных перепадах давления может перемещаться. Воздействие на пласт в таком случае происходит через систему нагнетательных скважин, которые устанавливают за внешним контуром нефтеносности. Законтурное заводнение эффективно если: 1) хорошая гидродинамическая связь нефтеносного пласта с зоной размещения нагнетательных скважин. 2) при малых размерах залежи нефти. При больших размерах созданное давление в законтурной части почти не влияет на пластовое давление в центральной части залежи, иначе там происходит быстрое падение пластового давления. 3) когда пласт однородный, с хорошими коллекторскими свойствами по толщине и площади. Недостатки: 1) повышенный расход энергии (затраты на мощные установки) на добычу нефти, так как закачанной воде необходимо преодолеть фильтрационное сопротивление пласта. 2) медленное воздействие на залежи, в связи с удаленностью от нагнетательных скважин. 3) высокий расход воды из-за ее оттекания во внешнюю часть плата.
Приконтурное заводнение. Размещение нагнетательных скважин непосредственно вблизи контура нефтеносности или между внешним и внутренним контурами нефтеносности. Применяют: 1) при плохой гидродинамической связью пласта в внешней частью. 2) для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационное сопротивление между линией нагнетания отбора уменьшается за счет их сближения.
Внутриконтурное заводнение. Применятся для разработки нефтяных залежей с большой площадью. Применяется как раздельно, так и совместно с законтурным заводнением. Системой внутриконтурного заводнения вводят всю нефтеносную площадь в разработку. Скважины располагают рядами. Во время закачки по рядам образуется зона повышенного давления, которая не дает перетокам нефти из одной площади в другую. При закачке очаги воды образуются вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах, а затем сливаются в один фронт воды, который можно регулировать. Преимущество – возможность начинать разработку с любой площади и вводить в разработку в первую очередь площадь с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшим объемом запасов и высокими дебитами скважин.
Виды: Осевое. Нагнетательные скважины разрезают залежь по оси складки. Очаговое. Когда воздействию заводнения подвергаются отдельные участки заводнения. Целесообразно применять на средних и поздних стадиях эксплуатации залежи, при довыработки запасов нефти из тупиковых зон и пропластков. Используют при этом заводнении добывающие скважины, которые расположены рационально к другим добывающим скважинам и в зоне пласта с повышенной проницаемостью.
Блоковое заводнение. Применяют на месторождениях с вытянутой формой. Расположение рядов нагнетательных скважин чаще всего в поперечном направлении. Блоковое заводение предусматривает отказ от законтурного заводнения. Ряды нагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные блоки разработки. Преимущества: 1) Отказ от нагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта. 2) Более используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта. 3) сокращается площадь, которая подлежит обустройству объектами ППД. 4) Легкость обслуживания системы ППД. 5) Близкое расположение добывающих и нагнетательных скважин позволяет быстрому решению вопросов регулирования разработки, распределении закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в добывающих скважинах.
Площадное заводнение. Более сильная система воздействия на пласт, которая позволяет развить самые высокие темпы разработки. Применяют для разработки пластов с очень низкой проницаемостью. Огромное воздействие на эффект площадного заводенения проявляет однородность пласта, величина запасов и глубина залегания разрабатываемой залежи. Если пласт не однородный по разрезу и площади, то происходит преждевременный прорыв вода к добывающим скважинам и тем самым снижается добыча нефти на безводном периоде, поэтому площадное заводнение лучше всего использовать при разработке однородных пластов на последней стадии разработки.
Избирательная система заводнения. Разновидность площадного заводнения, которая применяется при неоднородной залежи. Разработку ведут таким образом, что все скважины вводят в эксплуатацию как добывающие. Конструкция скважины должна отвечать требованиям к добывающим, так и к нагнетательным. Это делается для того чтобы, можно было освоить любую скважину как добывающую, так и нагнетательную. Из числа добывающих выбирают под нагнетания воды. Такие скважины должны быть скважинами, у которых продуктивный разрез вскрывается более полно и прослеживается гидродинамическая связь с соседними скважинами.
Барьерное заводнение. Из-за того, что регулирование отбора нефти и газа при раздельной добыче, которое не приводит к перетокам нефти в газоносную часть, а газа в нефтеносную, весьма затруднено используют разрезание единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработке. Нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы нефти и газа регулируют так, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при отсутствии взаимных перетоков. Этот метод дает возможность проводить одновременную добычу нефти из нефтеносных зон, а газа из газовой шапки. Метод применяют очень редко, так как создать надежный барьер между газом и нефтью очень сложно.
Выбор системы разработки многопластовых месторождений.
Эксплуатационный объект – это пласт или совокупность пластов, которые предназначены для разработки одной группой добывающих скважин и при возможности регулирования разработки каждого пласта отдельно.
Многопластовый эксплуатационный объект – это несколько пластов, которые объединены в одну залежь или несколько залежей продуктивных пластов.
