Понятие системы разработки

Эквадор выступил против OPEC. Закрытие коротких позиций по золоту и нефти. Экономика России переходит к росту? Иран увеличит добычу нефти в полтора раза. Курсы для тех, у кого нет мед. Н е ф т ян ы е и н е ф т е г а з о в ые м е с т о р о ж -д е н и я - это промышленные скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, то есть структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.

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 разную технологию. Введем понятие об объекте 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.

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 разраба-.

При этом нельзя утверждать обратное, поскольку одними и теми же скважинами можно разрабатывать различные объекты путем использования технических средств для одновременно-раздельной эксплуатации. Чтобы лучше усвоить понятие объекта разработки, рассмотрим пример. Пусть имеем месторождение, разрез которого показан на рис. Это месторождение содержит три пласта, отличающиеся толщиной, областями распространения насыщающих их углеводородов и физическими свойствами табл.

При этом подошва пласта 1 находится на расстоянии 15 м от кровли пласта 2, а подошва пласта 2 отстоит по вертикали от кровли пласта 3 на м. Можно утверждать, что на рассматриваемом месторождении целесообразно выделить два объекта разработки, объединив пласты 1 и 2 в один объект разработки объект I , а пласт 3 разрабатывать как отдельный объект объект II. 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 разработать с применением обычного заводнения, то при разработке пластов 1 и 2, характеризующихся высоковязкой нефтью, придется с начала разработки применять иную технологию, например вытеснение нефти горячей водой, 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: С и с т е м о й р а з р а б о т к и нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; методы 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. 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. 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 может оказаться нецелесообразным.

В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват объекта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включатся только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергнутся воздействию закачиваемым в пласт агентом водой, газом.

С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно 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 существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.

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 разная технология извлечения нефти и газа. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений.

Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов.

Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенные в один объект разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин, то 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.

Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров.

Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:. Параметр плотности сетки скважин 5 с , равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число скважин на месторождении п, то. В ряде случаев используют параметр S oa , равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

Параметр ю, равный отношению числа нагнетательных скважин п н к числу добывающих скважин п д:. Параметр ю р , равный отношению числа резервных скважин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.

Если число скважин основного фонда на месторождении составляет п, а число резервных скважин п р , то. Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами.

Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам. Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, то есть при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырех- рис. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов рис.

Параметр плотности сетки скважин S c может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами сотые доли мкм 2 разрабатывают. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S G может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, то есть при высоких значениях параметра А.

Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, то есть при небольшой стоимости скважин. Параметр Ы кр также изменяется в довольно широких пределах.

В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других — доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния I между скважинами см. Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр ю, естественно, равен нулю, а параметр ю р может составлять 0,1—0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для систем с воздействием на нефтяные пласты.

Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильноистощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения до х гг.

В США разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещинными коллекторами при высоком напоре законтурных вод. Системы с законтурным воздействием заводнением. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.

Помимо параметра Б с для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l 01?

Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Размещение трех рядов добывающих скважин см. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных м, ширина месторождения b составляет ,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно.

При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает, и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей вторичной газовой шапки - при газонапорном.

Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт. Системы разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без воздействия на пласт, как правило, большими значениями параметров Б с и Ы кр , то есть более редкими сетками скважин.

Эта особенность при воздействии на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем при разработке без воздействия на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти из месторождения в целом меньшим числом скважин.

Во-вторых, она объясняется возможностью достижения при воздействии на пласт большей нефтеотдачи и, следовательно, возможностью установления больших значений извлекаемых запасов нефти, приходящихся на одну скважину. Параметр ю р для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,,3.

Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в нашей стране наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других технологиях разработки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов.

Разновидность их - блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин.

Практически применяют одно-, трех- и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления с соответствующими последствиями.

Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

Расположение скважин при такой системе показано на рис. Рядные системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами помимо указанных четырех основных. Так, помимо расстояния между нагнетательными скважинами 2а н и расстояния между добывающими скважинами 2а с следует учитывать ширину блока или полосы Ь п см. Параметр плотности сетки скважин Б с и параметр Ы кр для одно-, трех- и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением.

О значении параметра ю р уже было сказано. Параметр ю для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах.

Это значит, что число нагнетательных скважин примерно но не точно! Ширина полосы при использовании заводнения может составлять ,5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи - меньшие значения.

Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости добывающих скважин равны расходам закачиваемого агента в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильнонеоднородных пластов с целью обеспечения более высокого темпа разработки и охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов.

Вследствие того, что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допускается различное число нагнетательных и добывающих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой. Во всех системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить элементарную часть элемент , характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.

В неоднородных пластах свойства пород-коллекторов и запасы нефти в элементах могут быть различными, что необходимо учитывать при проектировании разработки пластов. В рядных системах число скважин в нагнетательных и добывающих рядах также может быть различным. Поэтому расположение скважин в таких системах будет только условно геометрически упорядоченным. Тем не менее, хотя бы условно, можно выделять и элементы.

Элемент однорядной системы разработки показан на рис. При этом шахматному расположению скважин см. Не только в однорядной, но и в многорядных системах разработки может применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин. Ширина полосы L n зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними.

При значительной приемистости нагнетательных скважин по трех- и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом.

В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин.

Соответствующим образом выделяется элемент пятирядной системы разработки. Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие скважины, а в центре - нагнетательная.

Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в вершине и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная - в центре. Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1: Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки особенно в трех- и пятирядной не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду.

Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину очаг , либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается. В то же время при использовании системы с площадным расположением скважин по сравнению с рядной получают важное преимущество, состоящее в возможности более рассредоточенного воздействия на пласт.

Это особенно существенно в процессе разработки сильнонеоднородных по площади пластов. При использовании рядных систем для разработки сильнонеоднородных пластов нагнетание воды или других агентов в пласт сосредоточено в отдельных рядах.

В случае же систем с площадным расположением скважин нагнетательные скважины более рассредоточены по площади, что дает возможность подвергнуть отдельные участки пласта большему воздействию. В то же время, как уже отмечалось, рядные системы вследствие их большей гибкости по сравнению с системами с площадным расположением скважин имеют преимущество в повышении охвата пласта воздействием по вертикали. Таким образом, рядные системы предпочтительны при разработке сильнонеоднородных по вертикальному разрезу пластов.

Схема расположения скважин для разработки пласта с изменением направления вытеснения нефти:. В поздней стадии разработки пласт оказывается в значительной своей части занятым вытесняющим нефть веществом например, водой. Однако вода, продвигаясь от нагнетательных скважин к добывающим, оставляет в пласте некоторые зоны с высокой нефтенасыщенностью, близкой к первоначальной нефтенасыщенности пласта, то есть так называемые целики нефти.

Для извлечения из них нефти в принципе можно пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему. Для регулирования разработки нефтяных месторождений используют очаговое и избирательное заводнения с частичным изменением ранее существовавшей системы разработки. В особых случаях для разработки пластов, например, с заранее запланированным изменением направления вытеснения, могут использоваться специальные схемы расположения скважин.

Одна из таких схем показана на рис. При использовании наклонно направленных скважин, особенно при разработке месторождений морского шельфа, наклонные стволы должны, по возможности, вскрывать всю разрабатываемую толщу пласта. Скважины бурят с одной или нескольких морских платформ. Схему расположения наклонных скважин, пробуренных с морской платформы рис. Элемент такой схемы представлен на рис.

Использование скважин с горизонтальными стволами при разработке сильнослоистых пластов, особенно таких, где отдельные проницаемые прослои отделены друг от друга непроницаемыми перемычками, может привести к значительному снижению нефтеотдачи ввиду того, что горизонтальными слоями вскрываются в лучшем случае лишь отдельные прослои пласта, а из остальных нефтенасыщенных слоев нефть не извлекается.

Одним из выходов из этой трудности является применение таких наклонно направленных скважин, стволы которых, будучи не вполне горизонтальными, вскрывают все прослои пласта. Однако эффективность таких скважин по сравнению с обычными вертикальными скважинами невелика, так как площади дренирования ими отдельных прослоев останутся небольшими. Преодолеть описанную выше трудность позволяет массовое проведение на месторождении гидравлического разрыва пласта.

ГРП как в вертикальных, так и в наклонно направленных скважинах. В этом случае на месторождении будет создана особая система разработки, которую можно назвать скважинно-трещинной системой разработки.

Под действием высокого давления в породах пласта образуются трещины. В процессе гидравлического разрыва пласта обычно получает наибольшее распространение одна вертикальная трещина, развивающаяся в две стороны от скважины. Ориентация такой трещины в горизонтальной плоскости зависит от направления главных компонент естественного напряжения в горных породах пласта. Эти направления обычно сохраняются остаются неизменными во времени на значительных площадях в пределах месторождений.

В настоящее время известны методы инструментального определения ориентации трещин. Это позволяет, в свою очередь, создавать системы разработки, при которых осуществляется прямолинейное вытеснение нефти водой. Охват пласта воздействием, а следовательно, и конечная нефтеотдача см. Разработка нефтяного месторождения проходит несколько стадий: Соответственно и система разработки нефтяного месторождения не сразу приобретает запроектированный вид.

СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ОТДЕЛЬНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

При этом темп ввода месторождения в разработку существенно влияет на ее показатели. Для количественной оценки влияния этого темпа будем считать, что за промежуток времени Ат в разработку вводится некоторое число элементов системы Ап э. Если в элементе извлекаемые запасы нефти равны N э , а число скважин п э , то для одного элемента параметр А. Темп разработки элемента изменяется во времени. Если от момента т к некоторому моменту времени t в разработку было введено А п э элементов, то для добычи нефти из них получаем следующее выражение:.

Таким образом, добыча нефти из месторождения в целом в момент времени t определится следующим образом:. Для количественной оценки влияния скорости ввода элементов системы в разработку и темпа разработки отдельных элементов на изменение добычи нефти из месторождения в целом рассмотрим следующие примеры.

Допустим, что темп разработки одного из элементов некоторой системы разработки изменяется во времени по закону, формула которого имеет вид. Поскольку темп разработки элемента есть отношение текущей добычи нефти из скважин этого элемента к его извлекаемым запасам нефти, то за все время разработки из него будет добыто количество нефти, равное его извлекаемым запасам.

Будем считать условно, что время разработки элемента велико, то есть математически стремится к бесконечности. Следует отметить, что помимо I. В рассматриваемом примере будем задаваться различными, но не изменяющимися во времени скоростями ввода элементов системы разработки в эксплуатацию. При этом, если рассматривать одну и ту же систему, то общее число элементов в ней будет постоянным.

Поскольку же общее число элементов системы остается неизменным, то. В результате на основе I. При мгновенном вводе в эксплуатацию всей системы разработки имеем следующее выражение для максимальной добычи нефти из месторождения.

Из рассмотренного примера видно, что для прогнозирования добычи нефти из месторождения в целом важно знать изменение во времени темпа разработки одного элемента системы, извлекаемые запасы в нем и скорость ввода элементов в эксплуатацию. Темп разработки элемента, влияющий на добычу нефти из месторождения в целом, определяется физико-геологическими свойствами пласта, ее системой и технологией.

Пусть темп разработки элемента изменяется по закону, формула которого имеет вид. Определим, как будет изменяться со временем добыча нефти из месторождения. Зависимость д н 0 для рассмотренного примера показана на рис. Тогда и появилось важное понятие о режимах нефтяных пластов, которые классифицировались по характеру сил, движущих в них нефть. Наиболее распространенными в практике разработки нефтяных месторождений режимами пластов были: Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высокопроницаем, то режим такого пласта будет е с т е с т в е н н ы м у п р у г о в о д о н а п о р н ы м.

Извлечение нефти при режиме р а с т в о р е н н о г о г а з а происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения, выделении из нефти растворенного в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим растворенного газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающих пластах, где затруднена вертикальная сегрегация за счет гравитации. В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку вторичную. В результате этого в пласте создается газонапорный режим, или режим газовой шапки.

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, после чего ее извлекают. Такой режим пласта называют г р а в и та ц и о н н ы м. Однако в современной нефтяной промышленности России преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт. Например, разработка некоторого месторождения осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем воды, продвигающей по пласту закачанную порцию оторочку двуокиси углерода.

Можно, конечно, говорить, что режим пласта в этом случае искусственно водонапорный. Однако этого слишком мало для описания процесса извлечения нефти. Необходимо учитывать не только режим, но и механизм извлечения нефти из пласта, связанный с технологией его разработки.

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходимо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки. Т е х н о л о г и е й р а з р а б о т к и нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин.

Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели. Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями.

Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки. Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии. На первой стадии см. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

На четвертой стадии см. Четвертую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки. Отметим еще раз, что описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизмененными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеоотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего, на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизмененными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогич-. Можно получить связь между темпом разработки месторождения в целом, параметром N э Ккр , темпом разработки э лемента системы z 3 т и скоростью ввода элементов системы в эксплуатацию w t. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:.

На первой стадии разработки месторождения z t изменяется по линейному закону:. На второй стадии темп разработки, исчисляемый от начальных извлекаемых запасов нефти, остается постоянным, равным максимальному z max:.

На третьей и четвертой стадиях темп разработки месторождения z t уменьшается по закону, формула которого имеет вид. Требуется определить, как будет изменяться на указанных стадиях темп разработки ф 0, исчисляемый от остаточных извлекаемых запасов нефти месторождения.

Прежде всего следует указать, что если параметры a, t 1 , t 2 и z max заданы, то параметр с, характеризующий скорость уменьшения темпа разработки на третьей и четвертой стадиях, будет зависеть от заданных параметров и определяться на основе формулы I.

Для определения зависимости ф 0 на различных стадиях разработки месторождения можно подставить z t из приведенных выражений в дифференциальное соотношение I.

Однако для первой стадии проще определить ф 0 непосредственно из выражений I. Сделаем числовые оценки величины z t и ф t.

Как видно из выражения I. На третьей и четвертой стадиях. Таким образом, на этих стадиях темп разработки z t , исчисляемый от начальных извлекаемых запасов в рассматриваемом случае, падает, а ф 0, исчисляемый от остаточных извлекаемых запасов, остается постоянным до конца разработки.

Добыча жидкости из месторождения. При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворенным в ней газом, или дегазированную нефть. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти. На третьей и четвертой стадиях из месторождения обычно добывается количество жидкости, в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.

Н е ф т е о о т д а ч а - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под т е к у щ е й нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. К о н е ч н а я нефтеотдача - отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта.

Уже из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти.

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов - количества закачанной в пласт воды при. Если t K - момент окончания разработки пласта, то П к - конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому геологическому комплексу, нефтедобывающему региону и по ст р ане в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным ее геологическим запасам в группе месторождений, комплексе, регионе или в стране, и под конечной нефтеотдачей - отношение извлеченной из пласта нефти в конце разработки к геологическим запасам.

Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы, связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта, и факторы, характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:.

Учитывая сказанное, следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения - величина, переменная во времени. Произведение П 1 П 2 справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений.

Впервые это представление было введено А. Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина п 1 равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлеченной в разработку. Величина п 2 равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

Конечную нефтеотдачу определяют не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями. Если даже некоторая технология позволяет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по экономическим причинам. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения.

В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, то есть с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление р станет меньше давления насыщения р нас , насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа редко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о г а з о в о м ф а к т о р е , то есть отношении объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти. В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом.

Тогда с р е д н и й г а з о в ы й ф а к т о р равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения. Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества.

Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным.

Так, вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин - пониженное воронки депрессии. Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объему пластовое давление. Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление. При проектировании разработки нефтяного месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно определять также перепады пластового давления как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

Давление на устье р у добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспор та по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность. Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов п р и бурении скважин, и х крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных сква-. Указанные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность.

Так, при высокой продуктивности высоком забойном давлении и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъема жидкости с забоя. Зная распределение коэффициентов продуктивности добывающих скважин, пробуренных на месторождении, и области эффективного применения различных способов эксплуатации, можно найти вероятностное статистическое распределение скважин месторождения по способам подъема жидкости из недр на дневную поверхность.

В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипласто-вого горения.

Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем разработки. При проектировании процессов разработки нефтяных месторождений, проведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки.

Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым. Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или двуокиси углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов.

При использовании влажного внутрип ластового горения - определять водовоздушное отношение, скорость продвижения по пласту фронта горения и т. Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного месторождения, взаимосвязаны.

Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ.

Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчетной модели разработки нефтяного месторождения, и, если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны. Получите формулу, характеризующую взаимосвязь между темпами разработки от начальных извлекаемых запасов и остаточных извлекаемых запасов.

Дайте определение элемента разработки месторожения. Объясните схему элементов разработки для одно, трех- и пятирядной, а также для пяти- и семиточечной схем расположения скважин. Получите формулу для добычи нефти из месторождения в целом в зависимости от темпа ввода элементов в разработку и темпа разработки отдельного элемента. Кроме этого, в природные газы входят более тяжелые углеводороды: Природные газы газоконденсатных месторождений, а также нефтяные газы более богаты тяжелыми углеводородами.

Кроме того, в состав природных газов часто входят азот N 2 , углекислый газ С0 2 , сероводород Н 2 8 и другие редкие газы.

Основными параметрами газа, определяющими состояние его при движении по пласту, скважине и газопроводу, являются давление, температура и вязкость зависящая от первых двух. Давление — это сила, действующая на единицу поверхности, оно передается во все стороны одинаково.

Давление измеряют манометрами, и оно выражается в МПа. Плотностью газа называется вес единицы его объема. Если V — объем некоторого количества газа весом g , то плотность будет. Температурой газа называют степень его нагретости. В расчетах удобнее пользоваться абсолютной температурой и обозначают ее Т. Температура в газовых месторождениях зависит в основном от глубины залегания месторождения. Ориентировочно температуру газа в пласте можно подсчитать по геотермическому градиенту.

Отсюда температура газа в пласте равна глубине скважины, деленной на геотермический градиент. Для более точного измерения так как на пластовую температуру влияет и география залегания пласта применяется глубинный термометр. Для определения коэффициента сверхсжимаемости газа вводится понятие критических параметров, то есть критическое давление и критическая температура.

Критической температурой называют такую температуру, при которой газ ни под каким давлением не может быть обращен в жидкость. Для природных газов, представляющих собой смесь углеводородов, критические параметры определяют как среднекритические р кр и Г кр. В расчетах вместо истинной плотности газа берут относительную плотность газа р по воздуху, равную отношению плотности газа р к плотности воздуха р в , взятой при тех же давлении и температуре:. Зная относительную плотность газа, по графику на рис.

Если в газе содержится сероводород Н 2 8, азот N 2 , углекислый газ С0 2 , в средние критические давления и температуры, определенные по графикам, вводят поправки по номограммам на рис. Например, для получения среднекритического параметра природного газа — графы 5 и 6 в табл. Как видно из табл. Часто в расчетах пользуются так называемыми приведенными параметрами: Приведенная температура — это отношение абсолютной температуры газа Т к его критической температуре Г кр:.

К середине 19 века были установлены основные опытные закономерности, которым подчиняются газы. Закон Бойля—Мариотта — для данной массы газа при постоянной температуре t объем его V обратно пропорционален давлению р:. Закон Гей-Люссака — давление данной массы газа при постоянном объеме меняется линейно с температурой:. Первый из этих законов был экспериментально установлен французским физиком Ж. Шарлем в г. Коэффициент a р называется термическим коэффициентом давления, a v — термическим коэффициентом объемного расширения.

Поэтому закон Гей-Люссака например, для объема можно записать в форме. Газы, строго подчиняющиеся законам Бойля-Мариотта и Гей-Люссака, называются идеальными. Практически все газы ведут себя как идеальные при не слишком высоких давлениях и не слишком низких температурах.

Для 1 моля идеального газа правая часть уравнения Бой-ля-Мариотта равна RT, если температура выражена в градусах Кельвина. Оно было получено в г. Клапейроном и обобщено в г.

Менделеевым для любой массы газа. Входящая в это уравнение постоянная R называется газовой постоянной: Состояние прорвавшегося в скважину при бурении или ремонте газа определяется законами Бойля-Мариотта и характеризуется следующим уравнением:. Для реального газа суммарное влияние изменения температуры газа и коэффициента сжатия газа не является столь существенным по сравнению с влиянием давления и объема.

Поведение природных газов в условиях высоких давлений не подчиняется уравнению газового состояния для идеальных газов. Для реальных газов уравнение состояния имеет вид. Коэффициент сверхсжимаемости газа находят по известным р пр и Т пр по графикам на рис. Зная все эти параметры, можно приступить к определению пластового давления, так как, зная его, рассчитывают плотность требуемого раствора для глушения скважины.

Пластовое давление, то есть давление на забое закрытой скважины, определяют не только глубинными манометрами, но и вычисляют по статическому давлению на устье. Если перед измерением скважина работала или "продувалась" в атмосферу, то в качестве пластового и статического берут величину, полученную при полной стабилизации давления после закрытия скважины.

Все методы расчета пластового давления основаны на общем уравнении, которое в данном случае имеет вид. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости для природного газа от приведенного давления и температуры. Для решения этого уравнения нужно знать состав газа в скважине, ее глубину, давление на устье и температуру в стволе. Зная состав газа, можно определить его псевдокрити-ческие среднекритические свойства, а затем и коэффициент сверхсжимаемости.

Коэффициент сверхсжимаемости z не является величиной постоянной. Он зависит от состава газа, температуры и давления. Если состав газа не известен, псев-. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости для метана от приведенных давления и температуры.

Выражая зависимость температуры от глубины скважины уравнением прямой, получим следующее значение средней температуры в стволе скважины:.

III по известным приведенным температуре и давлению на устье скважины. Определить пластовое давление в газовой скважине глубиной м. Средняя глубина перфорации эксплуатационной колонны м. Определим р пр и Г пр ,. Авторизация Регистрация Забыли пароль? Аналитика 18 июля в Т а б лиц а 1 Геолого-физические свойства. Реклама на сайте Архив.


Коментарии:

    Четвертая стадия завершающая стадия разработки характеризуется низкими темпами разработки. Не только в однорядной, но и в многорядных системах разработки может применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин.





2016-2017 www.chigwellpersonaltraining.co.uk