Системы разработки нефтяных месторождений и отдельных залежей. Системы и технология разработки нефтяных месторождений Какие бывают системы разработки месторождений

Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т.е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

Залежью называется естественное локальное единичное скопление нефти в одном или нескольких сообщающихся между собой пластах-коллекторах, т. е. в горных породах, способных вмещать в себе и отдавать при разработке нефть.

Залежи углеводородов, входящие в месторождения, обычно находятся в пластах или массивах горных пород, имеющих различное распространение под землей, часто - различные геолого-физические свойства. Во многих случаях отдельные нефтегазоносные пласты разделены значительными толщами непроницаемых пород или находятся только на отдельных участках месторождения. Такие обособленные или отличающиеся по свойствам пласты разрабатывают различными группами скважин, иногда при этом используют различную технологию.

Места скопления природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами . Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т.е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной. Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.

Размер и многопластовость месторождений с емкостными свойствами коллекторов определяют в целом величину и плотность запасов нефти, а в сочетании с глубиной залегания oбycловливают выбор системы разработки и способов добычи нефти.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.

Введем понятие объекта разработки месторождения.

О б ъ е к т р а з р а б о т к и - это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений.

Разработчики, пользуясь распространенной у нефтяников терминологией, обычно считают, что каждый объект разрабатывается «своей сеткой скважин». Необходимо подчеркнуть, что сама природа не создает объекты разработки - их выделяют люди, разрабатывающие месторождение. В объект разработки может быть включен один, несколько или все пласты месторождения.

Основные особенности объекта разработки - наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается.

Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рис. 1. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами. В таблице приведены основные свойства пластов 1, 2 и 3, залегающих в пределах месторождения.

Рис.1. Разрез многопластового нефтяного месторождения

Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки (объект А), а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект (объект Б).

Включение пластов 1 и 2 в один объект обусловлено тем, что они имеют близкие значения проницаемости и вязкости нефти и находятся на небольшом расстоянии друг от друга по вертикали. К тому же извлекаемые запасы нефти в пласте 2 сравнительно невелики. Пласт 3 хотя и имеет меньшие по сравнению с пластом 1 извлекаемые запасы нефти, но содержит маловязкую нефть и высокопроницаемый. Следовательно, скважины, вскрывшие этот пласт, будут высокопродуктивными. Кроме того, если пласт 3, содержащий маловязкую нефть, можно разрабатывать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти паром, растворами полиакриламида (загустителя воды) или при помощи внутрипластового горения.

Вместе с тем следует учитывать, что, несмотря на существенное различие параметров пластов 1, 2 и 3, окончательное решение о выделении объектов разработки принимают на основе анализа технологических и технико-экономических показателей различных вариантов объединения пластов в объекты разработки.

Объекты разработки иногда подразделяют на следующие виды: самостоятельный, т. е. разрабатываемый в данное время, и возвратный, т. е. тот, который будет разрабатываться скважинами, эксплуатирующими в этот период другой объект.

Важная составная часть создания такой системы - выделение объектов разработки. Поэтому рассмотрим этот вопрос более подробно. Заранее можно сказать, что объединение в один объект как можно большего числа пластов на первый взгляд всегда представляется выгодным, поскольку при таком объединении потребуется меньше скважин для разработки месторождения в целом. Однако чрезмерное объединение пластов в один объект может привести к существенным потерям в нефтеотдаче и, в конечном счете, к ухудшению технико-экономических показателей. На выделение объектов разработки влияют следующие факторы.

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.

2. Физико-химические свойства нефти и газа. Большое значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их необходимо разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов . Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторожде ний. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.

5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения тех или иных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу, и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

Тема 6.5 Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Студент должен

знать: существующие системы разработки месторождений, системы разработки отдельных залежей и условия, влияющие на их выбор, особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений, геологические основы проектирования системы разработки.

Существует несколько систем расположения скважин при разработке месторождения: квадратная и треугольная (рисунок 34).

Считается, что треугольная сетка обеспечивает более равномерный дренаж нефтеносной площади скважин. В настоящее время геометрическая сетка применяется для пластов с большой неоднородностью, при разработке водонефтяных зон, при режимах водо-растворенного газа. В настоящее время можно применять расположение эксплуатационных скважин вдоль (на границе ВНК) напорного контура нефтеносности.

Рисунок 34 – Сетки расположения

эксплуатационных скважин

а – квадратная; б - треугольная

Большое значение имеет расстояние между забоями скважин:

  • на нефтяных месторождениях - 400 - 600 м, а на крупных до 800м. (в США- 200-600м);
  • на газовых месторождениях - 700 - 2500 м (в США- 150-1000м).

По темпу разбуривания залежи выделяют:

· сплошное бурение - производится в короткие сроки до 1 года;

· замедленная система - в течение нескольких лет.

При замедленном темпе имеет большое значение порядок разбуривания залежи. Разделяют: сгущающуюся и ползущую сетку залежи.

При сгущающейся сетке - в разных частях месторождения бурятся скважины по разряженной сетке, равномерно расположенных по площади. Последующие скважины закладываются на уплотнении первоначальной сетки. Такое повторяется 2-3 раза, пока не достигнут принятого по проекту.

При ползущей сетке - разбуривание начинают с какой-то части пласта до конечной степени уплотнения, затем бурят последующие ряды скважин в направлении от разбуренной части залежи к не разбуренной. Если пласты с высокой неоднородностью, то применяется ползущая сетка.

По характеру размещения скважин различают сетки забоев равномерные и равномерно - переменные.

Равномерные сетки - одинаковые расстояния между забоями скважин.

Равномерно - переменные - расстояние между рядами забоев скважин больше, чем расстояние между забоями в рядах.

При внутриконтурном заводнении чаще применяют равномерно переменную сетку. Расположение скважин рядами - линейное т.к. скважины в равных перемещениях рядах (сетках), забои скважин расположены в шахматном порядке. Если они разделяются на блоки, то расстояния забоев эксплуатационных скважин называются ячеичными.



Замкнутые - ряды, которые имеют вид колец неправильной формы, повторяющей контуры нефтеносности.

Незамкнутые - прямолинейные ряды, пересекают залежь в определенном направлении и обрываются вблизи контура нефтеносности.

Внутри замкнутого ряда нагнетательных скважин располагают не более трех рядов добывающих скважин. Между незамкнутыми разрезающими рядами нагнетательных скважин размещают 5 или 3 незамкнутых ряда добывающих скважин.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

1. Понятие системы разработки

2. Последовательность решения задач проектирования разработки нефтяных месторождений

3. Стадии разработки залежи

Заключение

Используемая литература

Введение

Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым. Они представляют собой сложную природную смесь углеводородов различного строения с примесями неуглеводородных соединений. В зависимости от состава, давления и температуры углеводороды могут находиться в твердом, жидком или газообразном состояниях. При определенных условиях часть углеводородов может находиться в жидком состоянии и одновременно другая часть -- в газообразном. Смеси углеводородов, которые как в пластовых, так и в поверхностных условиях находятся в жидком состоянии называют нефтью.

Состав нефти чрезвычайно сложен и разнообразен. Он может заметно изменяться даже в пределах одной залежи. Вместе с тем все физико-химические свойства нефти и в первую очередь ее товарные качества определяются составом.

Классификация нефтегазоносных территорий и нефтегеологическое районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо при научно обоснованном прогнозировании нефтегазоносности недр и выбора направлений поисково-разведочных работ.

1. Понятие системы разработки

Система разработки нефтяного месторождения (залежи нефти) характеризуется как комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки определяет число объектов самостоятельной разработки в разрезе месторождения, число скважин, размещение и последовательности их бурения, обосновывает необходимость и метод искусственного воздействия на продуктивные пласты, способ эксплуатации скважин и определяет основные мероприятия по регулированию процесса разработки для достижения высокой нефтеотдачи, устанавливает комплекс мероприятий по исследовательским работам на залежи нефти и контролю за состоянием разработки.

Для одного и того же месторождения можно назвать множество систем, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению на структуре, по методу воздействия на продуктивные пласты и т. д., поэтому существует необходимость сформулировать понятие рациональной системы разработки. В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения.

1.Наименьшую степень взаимодействия между скважинами должна обеспечить рациональная система разработки. Минимальное взаимодействие между скважинами достигается увеличением расстояния между ними. С другой стороны, при увеличении расстояния между скважинами общее их число на месторождении уменьшается, что ведет к снижению суммарного дебита скважин. Кроме того, в условиях неоднородного пласта увеличение расстояния между скважинами может привести к тому, что часть нефтенасыщенных линз, полулинз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке.

Тем самым, наименьшее взаимодействие между скважинами не может служить единственным всеохватывающим критерием рациональности системы разработки.

2.Наибольший коэффициент нефтеотдачи должна обеспечить рациональная система. При полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения можно достигнуть максимальную нефтеотдачу. Это условие, особенно в неоднородных пластах, можно выполнить при более тесном размещении скважин. Кроме того, так как наиболее высокие коэффициенты достигаются при водонапорном режиме, а естественные притоки воды чаще не обеспечивают высоких темпов разработки, то существует необходимость создания искусственного водонапорного режима закачкой воды или газа в пласт.

Внимательное рассмотрение двух названных критериев указывает на то, что они содержат два противоположных требования. Первый критерий требует применения редких сеток, второй -- более плотной сетки. Кроме того, сгущение скважин и поддержание пластового давления увеличивают себестоимость нефти. Следовательно, ни наименьшая степень взаимодействия между скважинами, ни максимальный коэффициент нефтеотдачи отдельно не могут быть приняты в качестве единственных критериев рациональности системы разработки.

3. Минимальную себестоимость нефти должна обеспечить рациональная система разработки. Из рассмотренных в процессе проектирования нескольких вариантов разработки выбирается вариант, обеспечивающий наивысшую нефтеотдачу. Названные выше критерии хотя и правильно определяют ориентиры для выбора системы разработки, тем не менее ни один из них не может быть принят за определяющий, так как они не учитывают потребностей страны в нефти, устанавливаемых народнохозяйственными планами.

Таким образом, понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную планом добычу нефти при минимальных затратах и возможно больших коэффициентах нефтеотдачи.

Следует отметить, что в начале 70-х годов рядом исследователей был поставлен вопрос об исключении требования минимума себестоимости в качестве критерия рациональности вариантов разработки и принятии в качестве определяющего критерия прибыли.

Если обратиться к структуре формулы прибыли

П = Q(Ц-- С),

где П -- прибыль; Q -- накопленная добыча нефти; Ц -- отпускная цена нефти; С -- себестоимость, то при регламентированной (установленной) отпускной цене на нефть прибыль определяется себестоимостью и накопленной добычей нефти.

Некоторое увеличение себестоимости за счет бурения дополнительного числа скважин не всегда уменьшает прибыль, так как на рассматриваемом этапе разработки увеличение добычи и получаемая при этом дополнительная прибыль перекрывают издержки, связанные с бурением и обслуживанием дополнительных скважин.

В условиях ограниченных государственных ресурсов по количеству буровых установок, трубам и другому оборудованию принятие этого условия означало бы отвлечение на месторождения больших материальных затрат за счет сокращения разведки месторождения и развития нефтедобычи в новых районах. Кроме того, показанная выше формула отражает текущую прибыль, а так как добыча нефти во времени после достижения максимума снижается, причем, чем более высокого уровня достигает текущая добыча (в % от запасов), тем быстрее идет последующее снижение, а поэтому максимум текущей прибыли вовсе не означает максимум накопленной прибыли.

Таким образом, минимум затрат или минимум себестоимости и в настоящее время остается определяющим при принятии решения о рациональном варианте разработки. Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.

Приступая к проектированию разработки последовательно прорабатываются такие вопросы:

· анализируются экономические и технологические показатели разработки и выбирается вариант рациональной системы разработки;

· выполняются гидродинамические расчеты по установлению технологических показателей разработки по нескольким вариантам, отличающимся по числу скважин, методу воздействия на продуктивные пласты, условиям эксплуатации скважин и т. д.;

· определяются исходные геолого-физические данные о нефтепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей и газов;

· рассчитывается экономическая эффективность вариантов разработки.

При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.

Различают три периода разработки газовых залежей:

I - период нарастающей добычи газа;

II - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа;

III - период падающей добычи газа.

В первом периоде нарастающей добычи газа ведется разбуривание месторождения, обустройство газового промысла, ввод месторождения в планомерную разработку и в конце первого периода - выход на максимально запланированную (предусмотренную проектом разработки) добычу газа. Этот период в зависимости от размеров залежи и запасов длится от 2-3 лет до 5-7 лет и более. Период постоянной добычи газа продолжается до отбора из залежи 65-75% запасов газа, а иногда и более.

Период падающей добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора газа из месторождения, который зависит от цены на газ и существующего закона по налогообложению.

2. Последовательность решения задач проектирования разработки нефтяных месторождений

нефть месторождение разработка

На основании опыта разработки нефтяных месторождений установлен следующий порядок проектирования и содержание основных проектных документов:

1) схема (план) опытной эксплуатации;

2) технологическая-схема разработки;

3) проект разработки;

4) комплексный проект разработки.

Схема опытной эксплуатации. Эта схема составляется с целью получения дополнительных данных о геолого-промысловых характеристиках пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушивания (гидроразведки), изучения приемистости нагнетательных скважин.

Схема опытной эксплуатации обосновывает первоочередное бурение добывающих скважин, когда разведка месторождения еще не закончена, запасы нефти и газа еще не утверждены в ГКЗ РФ (Государственная Комиссия по запасам).

Схема опытной эксплуатации составляется с учетом данных опробования разведочных скважин и предварительной оценки запасов нефти. В содержании схемы опытной эксплуатации находят отражение следующие вопросы:

· обосновывается необходимый комплекс геолого-промысловых и геофизических исследований;

· кратко освещается геологическое строение месторождения и геолого-физическая характеристика пластов и жидкостей;

· определяется (ориентировочно) объем капитальных вложений и ожидаемая себестоимость нефти;

· рассчитываются (ориентировочно) основные технологические показатели по добыче нефти, газа, воды, изменению пластового давления на несколько лет разработки, определяется расположение и число добывающих скважин;

· выполняется ориентировочный подсчет запасов нефти и газа;

· намечаются работы по опытной закачке воды или испытанию других способов воздействия на залежь.

Схемы опытной эксплуатации для некрупных месторождений составляются технологическими отделами объединений, ЦНИЛ-ами. После согласования с территориальными органами Госгортехнадзора схема утверждается в нефтедобывающем объединении.

Для крупных месторождений схемы опытной эксплуатации составляются научно-исследовательскими и проектными институтами, согласовываются с органами Госгортехнадзора, объединениями и утверждаются Министерством.

Технологическая схема разработки составляется для месторождений со значительной сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в ГКЗ по невысоким категориям (В и С1), а результаты разведки и опытной эксплуатации не позволяют окончательно определить систему разработки.

Цель технологической схемы:

1) наметить систему расстановки скважин на залежи и установить их число;

2) установить необходимость и наметить систему поддержания пластового давления;

3) определить изменение технико-экономических показателей разработки на срок до 10--15 лет;

4) установить порядок разбуривания объектов при многопластовом месторождении и очередность бурения скважин на объекте;

5) обосновать необходимый комплекс исследований с целью контроля за разработкой и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках объектов разработки.

Технологическая схема разработки по содержанию включает следующие разделы:

Геологическая часть. Здесь приводятся данные о геологическом строении месторождения, результаты изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, свойств пластовых жидкостей, дается оценка нефтеносности и запасов нефти и газа, освещается состояние опытной эксплуатации залежей нефти,

Технологическая часть. В этой части обосновываются исходные данные к гидродинамическим расчетам, устанавливается схема (варианты) разработки и методика гидродинамических расчетов. Выполняются гидродинамические расчеты по определению технологических показателей вариантов разработки на 10-- 15 лет.

Экономическая часть. В ней обосновывается эффективность вариантов разработки с определением объема капитальных вложений, эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений и т. д. В заключительной части технологической схемы даются рекомендации по внедрению выбранного варианта разработки с обоснованием комплексов исследований скважин и наблюдений за состоянием разработки месторождения с целью получения обширной геолого-промысловой информации для последующего составления проекта разработки.

Технологическая схема, как правило, составляется научно-исследовательскими и проектными институтами, согласовывается в окружном Госгортехнадзоре и объединении и утверждается Министерством нефтяной промышленности РФ.

Проект разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, когда геологическое строение месторождения несложное, или технологической схемы.

Проект разработки определяет и обосновывает те же вопросы, что и технологическая схема с более глубокой их проработкой. Так, технологические и экономические показатели определяются по этапам и за весь срок разработки. В проекте обосновывается конечная нефтеотдача и методы ее повышения, намечаются мероприятия по регулированию процесса разработки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются с учетом неоднородности продуктивных пластов с использованием апробированных методик.

При разработке крупных месторождений составляются комплексные проекты (схемы) разработки, в которых вместе с обоснованием системы разработки дается схема обустройства нефтяного месторождения с решением следующих задач: проектирование сбора, подготовки и транспорта нефти и газа; определение объема и очередности строительства объектов сбора; проектирование объектов поддержания пластового давления.

3. Стадии разработки залежи

Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:

I стадия - нарастающая добыча нефти;

стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и его стабилизация;

стадия - падающая добыча нефти;

IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.

На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удержание его. Этот период может быть 4-5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения различных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. При необходимости бурят резервные скважины. Применяются также меры по увеличению коэффициента эксплуатации скважин, а также снижению бездействующего фонда скважин. Важное место занимает проведение исследовательских работ в добывающих и нагнетательных скважинах и т.д.

III стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами, что и на II стадии. С учетом большей изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется включению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой разгрузке, обработке скважин оксидатом и т.д. Проводятся большие работы по снижению водопритоков в добывающих скважинах, применяется циклическое заводнение и т.д. Появляется проблема с утилизацией больших объемов пластовых вод. Скорость обводнения эксплуатационных скважин при разработке нефтяных залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды:

W0 =

Промысловыми исследованиями установлено, что (при условии равномерной проницаемости продуктивного пласта) если W0 < 3, то происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременное опережающее обводнение нефтяных скважин. Если W0 > 3 - происходит преждевременное опережающее продвижение воды к забою эксплуатационных скважин и быстрое обводнение скважин. В этой связи проводят работы по снижению значения W0 за счет загущения закачиваемой воды в пласт полиакриламидом или биополимером. На I - II - Ш стадиях разработки планируется отбор основных запасов нефти (80-90% от извлекаемых запасов).

IV стадия разработки месторождения является завершающей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения.

В конце III и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м 3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти).

Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Заключение

Очень огромно значение нефтегазовой отрасли в народном хозяйстве страны. Практически все отрасли промышленности, сельское хозяйство, транспорт, медицина и просто население страны на современном уровне развития потребляют нефть, природный газ и нефтепродукты. Тем самым, потребление их внутри страны из года в год возрастает.

С огромными потенциальными ресурсами нефти и газа, которые залегают в недрах связаны перспективы развития нефтегазового комплекса. К ним относятся большие площади перспективных земель, как в пределах суши, так и на акваториях, где имеются предпосылки для обнаружения значительных скоплений нефти и газа.

Это относится и к районам, где давно проводится добыча УВ, и к тем, где поисковые работы практически не проводились. Среди первых находятся Урало-Поволжье, Тимано-Печора, Западная Сибирь, Предкавказье, Прикаспий, Восточная Сибирь, Дальний Восток (Сахалин). В указанных районах сосредоточены еще значительные прогнозные ресурсы нефти и газа, которые необходимо разведать и прирастить запасы УВ в стране в ближайшем будущем.

В указанных регионах перспективы поисков новых объектов нефти и газа могут быть связаны:

· с поисками и разведкой нефти и газа в карбонатных коллекторах;

· с выявлением перспективных горизонтов на большой глубине (более 4,5 км);

· с выявлением неструктурных ловушек и поисками залежей УВ на склонах сводовых поднятий и бортах впадин и др.

Кроме этого, перспективы обнаружения новых нефтегазовых объектов имеются и в неизученных частях России, где работы вообще не проводились, либо проводились в небольших объемах и не дали положительного результата. К ним относятся, например, центральные районы европейской части России. Здесь имеются впадины земной коры (Московская и Мезенская), выполненные мощной толщей древних отложений. Перспективы нефтегазоносности этих впадин связаны с отложениями венда (протерозой), нижнего и верхнего палеозоя.

Перспективы нефтегазоностности связаны также с неизученными частями Восточной Сибири и Дальнего Востока, где возможные продуктивные горизонты могут быть в палеозойских и мезозойских отложениях. К ним относятся, например, Тургузская впадина (глубиной 4 км). Новые открытия могут быть сделаны в арктических акваториях России, на шельфе Баренцева и Карского морей, которые являются геологическим продолжением платформенных частей суши Русской и Западно-Сибирских плит, а последние являются наиболее продуктивными частями России.

Используемая литература

1. Дунаев Ф.Ф., Егоров В.И., Н.Н.Победоносцева Н.Н., Сыромятников Е.С. Экономика нефтяной и газовой промышленности. М: «Недра», 2003.

2. Егоров В.И., Злотникова Л.Г. Экономика нефтегазовой и нефтехимической промышленности. - М: «Химия», 2002.

3. Зыкин М.Я., Козлов В.А., Плотников А.А. Методика ускоренной разведки газовых месторождений. - М.: Недра, 2000.

4. Мстиславская Л.П. Нефтегазовое производство (Вопросы, проблемы, решения): Учебное пособие. - М.: РГУ нефти и газа, 1999.

5. Салманов Ф.К., Нестеров И.И., Потеряева В.В. Закономерности распределения крупных месторождений нефти и газа в земной коре. - М.: Недра, 2001.

6. Калинина В.П., Диденко Т.В. Средства производства и технический прогресс на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. - М: МИНГ, 1999.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

    Анализ процессов разработки залежей нефти как объектов моделирования. Расчет технологических показателей разработки месторождения на основе моделей слоисто-неоднородного пласта и поршевого вытеснения нефти водой. Объем нефти в пластовых условиях.

    контрольная работа , добавлен 21.10.2014

    Рассмотрение основ разработки нефтегазовых месторождений. Характеристика продуктивных пластов и строения залежей; состав и свойства нефти, газа и воды. Утверждение технологических решений разработки; сравнение проектных и фактических показателей.

    курсовая работа , добавлен 03.10.2014

    Изучение методов системы разработки месторождений нефти и газа. Определение рациональной системы извлечения нефти из недр. Выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей, а также для транспортировки. Описание основных видов резервуаров.

    курсовая работа , добавлен 11.11.2015

    Геолого-физическая характеристика залежей месторождения. Физические свойства пластовых жидкостей. Анализ выработки запасов нефти. Проектирование бокового горизонтального ствола и процесса разработки скважины с помощью математического моделирования.

    курсовая работа , добавлен 05.03.2015

    Внешне оптимистичные и проблемные тенденции в разработке нефтяных месторождений. Нарушения проектных систем разработки. Методы и основные направления повышения эффективности разработки нефтяных месторождений и обеспечения стабильной добычи нефти.

    презентация , добавлен 30.03.2010

    Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.

    дипломная работа , добавлен 10.06.2014

    Геологическое строение месторождения. Стратиграфия и литология осадочного разреза. Физико-химические свойства и состав нефти, газа и вод. Анализ технологических показателей разработки залежи. Анализ современного этапа разработки, проводимых мероприятий.

    дипломная работа , добавлен 11.12.2013

    Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.

    реферат , добавлен 14.07.2011

    Геофизические и гидродинамические исследования технологических показателей разработки нефтяных пластов АВ Самотлорского месторождения. Гидродинамическое моделирование герметичности и выработки остаточных запасов при условии активизации разработки пласта.

    статья , добавлен 28.08.2013

    Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей.

Система должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах. Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п. Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки. Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин. Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи. Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод применяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруго водонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. В процессе разработки происходит "стягивание" контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, скважины последующих рядов.



Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод применяется для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров (рис. 59). При высоте залежи, составляющей 200 - 300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти - до 1-2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газа применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке сперфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований. Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками. Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных объемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе. Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта.

Разработка нефтяных и газовых скважин – это целый комплекс действия, направленных на выкачку углеводородного сырья из месторождения к забою. При этом должен предусматриваться определенный порядок расположения буровых по всей плоскости нефтеносного контура. Инженерами предполагается очередность введения в рабочее состояние скважин, установка технологического оснащения и поддержка режима работы на промысле.

Что собой представляет разработка нефтяных и газовых скважин

Разработка скважины на нефть или газ – это ряд мер, которые касаются непосредственно добычи природных ископаемых из недр Земли. Это целая наука, которая интенсивно развивается с самого начала существования отрасли промышленности. Сейчас разрабатываются передовые технологии извлечения углеводородов, новые способы распознавания процессов под землей, применения пластовой энергии. Помимо этого постоянно внедряются новые методы планирования и разведки месторождений.

Главная задача комплекса действий, направленных на добычу ресурсов, – рациональное использование нефтеносных областей, максимально полная разработка газа, нефти и конденсата. Организация данных процессов на любом объекте – приоритетное направление всей индустрии. Разработка нефтяных и газовых месторождений проводится с использованием традиционных скважин, иногда допускается шахтная добыча природных ископаемых. Примером последнего является Ярегская нефтяная залежь, которая находится в Республике Коми.

Чтобы более детально представить, как протекают процессы добычи углеводородов на промыслах, следует подробнее узнать о системе разработки нефтяных и газовых месторождений и основных этапах выкачивания ресурсов. Об этом и будет вестись речь ниже.

Что необходимо знать о системе разработки скважин?

Под понятием системы разработки пластов нефти и газа подразумевают определенную форму организации добычи природного ископаемого. Ее характер определяется следующим:

  • очередность введения в эксплуатацию технологических систем;
  • сетка размещения мест разбуривания на промыслах;
  • темпы внедрения в эксплуатацию систем выкачки газа и нефти;
  • способы поддержания баланса;
  • технологии применения пластовой энергии.

Что собой представляет сетка расположения скважин? Это определенный принцип размещения добывающих скважин и систем, подающих воду. Между ними должно выдерживаться определенное расстояние, которое называется плотностью сетки. Располагаются места для бурения равномерно или неравномерно, как правило, на нескольких линиях. Из рядов формируется квадратная, многоугольная либо треугольная система.

Важно! Проектирование сетки треугольной формы предполагает размещение на 15,5 % больше мест для бурения, нежели при прямоугольном расположении. И это при условии равного расстояния между скважинами.

Под плотностью следует понимать отношение общей площади месторождения к количеству скважин, работающих на добычу сырья. Но само понятие достаточно непростое, а плотность нередко определяется, исходя из конкретных условий на определенных месторождениях.

Также важно различать промыслы, где ведется использование отдельно расположенных залежей и областей, состоящих из нескольких пластов. Объектом эксплуатации называется 1 или же несколько продуктивных слоев одной нефтеносной области. Как правило, они отличаются геолого-техническими условиями и целесообразностью с точки зрения экономики. При эксплуатации промыслов необходимо учитывать следующее:

  • геолого-физические особенности области;
  • физико-химические характеристики природных ископаемых и водоносного слоя;
  • фазовое состояние сырья;
  • предположительную технологию добычи, наличие технического оснащения;
  • режим пластов природных ископаемых.

Объекты разделяются инженерами на самостоятельные и возвратные. Второй тип используется в качестве места для установки скважин для разбуривания других нефтяных и газовых месторождений.

Стадии разработки нефтяных и газовых месторождений

Стадия представляет собой период разработки, который обладает характерными только для него изменениями. При этом они всегда закономерны и касаются технологических и экономических показателей. Под этими понятиями скрываются среднегодовая и общая мощность промысла, текущее использование воды для заводнения, и количество воды в сырье. Кроме того существует так называемый водонефтяной фактор, который тоже следует брать во внимание. Он представляет собой частное от количества выкачанной воды и нефти.

Современное производство разделяет процесс добычи на 4 основных стадии:

  1. Первая стадия называется освоением месторождения. Для нее характерен интенсивный прирост темпов выкачки природного ресурса. За год прирост составляет примерно 1-2% от общих запасов сырья. В это же время проводится быстрое сооружение конструкций для добычи. Давление в залежи резко уменьшается, а обводненность продукции минимальна. При низкой вязкости сырья суммарная доля воды не превышает 4%, а при высокой – 35%.
  2. Второй этап – комплекс мероприятий, направленных на поддержание высокого уровня выкачки углеводородов. Для данной стадии характерна стабильно высокая добыча ресурса на протяжении до 7 лет. При высокой вязкости сырья период снижается до 2 лет. За счет резервного фонда в этот период наблюдается максимальный прирост скважин. Обводненость достигает 7% и 65% при низкой и высокой вязкости сырья. Проводится перевод большинства скважин на механизированную добычу.
  3. Третий этап считается наиболее сложным в процессе всей разработки. Основная цель промысла в это время – максимально снизить падение темпов добычи природного ископаемого. Наблюдается снижение ритма выкачивания ресурса, уменьшение числа работающих скважин. Обводненость составляет до 85%. Длительность третьего этапа – от 5 до 10 лет.
  4. Четвертая стадия – завершающая. Наблюдаются медленно снижающиеся темпы выкачки ресурса и большой забор жидкости. Резкое уменьшение количества работающих скважин обусловлено высокой степенью обводнения. Длительность этапа составляет порядка 15-20 лет. Срок определяется пределом экономической целесообразности эксплуатации месторождения.

    5. Сооружение эксплуатационных скважин и станций подачи воды

    Чтобы поддержать пластовое давление в области нефтегазоносности, необходимо использовать закачку жидкости в продуктивные залежи. В качестве альтернативы может применяться газ. Если же используется вода, то такой процесс называется заводнением. Различают законтурную, внутриконтурную технологии и способ заводнения по площади. Стоит рассмотреть каждый способ детально.

    1. Первый метод характеризуется нагнетанием воды из скважин, которые располагаются за областью нефтеносности. Сооружение установок проводится ровно по периметру залежи, формируя многогранник. А вот эксплуатационные нефтяные скважины размещаются внутри этого кольца. При заводнении таким способом количество выкачанной нефти равно объему закачанной в область нефтеносности воды.
    2. Если же проводится разработка крупных залежей, то следует использовать внутриконтурную технологию. Она подразумевает деление месторождения на области. Все они независимы друг от друга. При этом на единицу массы нефти приходится от 1,6 до 2 единиц объема закачанной воды.
    3. Площадный способ не используется в качестве основного заводнения. Это вторичная технология добычи ресурса. Используется, когда запасы пластовой энергии израсходованы в значительной мере, но при этом в недрах Земли еще есть большое скопление углеводородов. Подача воды проводится через гидравлическую систему. Скважины, нагнетающие жидкость, располагаются строго по сетке.

    Важно! Сейчас технология заводнения почти исчерпала себя. Для повышения эффективности добычи применяются другие способы разработки. Тем не менее, с его помощью удалось существенно повысить количество добытых ресурсов и объемы индустрии.

    На промыслах достаточно часто используются щелочные среды, горячая вода и пар, пена и эмульсии, полимеры. При добыче ресурсов из нефтяных и газовых месторождений также прибегают к применению углекислого газа, растворителей и других газов под давлением. Используется и так званый метод микробиологического воздействия на нефтеносную область.

    Сейчас разработка скважины на нефть проводится фонтанным, газлифтным и помповым методами.

Поделиться: