Томский политехнический университет
Опубликован: 30.01.2013 | Доступ: свободный | Студентов: 2432 / 711 | Длительность: 12:31:00
Специальности: Энергетик
Лекция 7:

Понятие о разработке нефтяных месторождений

< Лекция 6 || Лекция 7 || Лекция 8 >
Аннотация: Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр.

Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми).

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

  • порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;
  • сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;
  • способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

  • геолого-физические свойства пород-коллекторов;
  • физико-химические свойства нефти, воды и газа;
  • фазовое состояние углеводородов и режим пластов;
  • технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

Сетка размещения скважин

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30\div60)·104 м2/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20\cdot104 м2/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском –60\cdot104 м2/скв. – 1000 м \cdot 600 м, Самотлорском – 64\cdot104 м2/скв.

Стадии разработки месторождений

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико- экономических показателей. Под технологическими и технико- экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости n_в (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 6.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени \tau , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости Tдж и обводненности продукции в n при водонапорном режиме с выделением стадий разработки: 1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 – значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости Tдж и обводненности продукции в n при водонапорном режиме с выделением стадий разработки: 1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 – значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

  • интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 \div 2 % в год от балансовых запасов);
  • быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 \div 0,8 от максимального;
  • резким снижением пластового давления;
  • небольшой обводненностью продукции n_в (обводненность продукции достигает 3 \div 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа\cdotс и 35 % при повышенной вязкости);
  • достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи K_н (около 10 %).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 \div 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти T_{дн} (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

  • более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 \div 17 %) в течение 3 \div 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 \div 2 года – при повышенной вязкости;
  • ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;
  • нарастанием обводненности продукции n_в (ежегодный рост обводненности составляет 2 \div 3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %);
  • отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;
  • текущим коэффициентом нефтеотдачи \eta , составляющим к концу стадии 30 \div 50 %, а для месторождений с "пиком" добычи – 10 \div 15 %.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

  • снижением добычи нефти (в среднем на 10\div20 % в год при маловязких нефтях и на 3 \div 10 % при нефтях повышенной вязкости);
  • темпом отбора нефти на конец стадии 1\div2,5 %;
  • уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;
  • прогрессирующим обводнением продукции n_в до 80\div85 % при среднем росте обводненности 7\div8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
  • повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи K_н на конец стадии до 50 \div 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа\cdotс и до 20 \div 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;
  • суммарным отбором жидкости 0,5 \div 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 \div 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти T_{дн} обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности n_в .

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 \div 90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:

  • малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти T_{дн} (в среднем около 1 %);
  • большими темпами отбора жидкости T_{дж} (водонефтяные факторы достигают 0,7 \div 7 м33);
  • высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %);
  • более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 \div 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);
  • отбором за период стадии 10 \div 20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 \div 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 6.2).

Схема законтурного заводнения

Рис. 6.2. Схема законтурного заводнения

На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 \div 2 м3 воды.

Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей залежи.

Нормальный расход воды – 10 \div 15 м3 на 1 т нефти.

Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды.

К таким относятся: щелочное заводнение, полимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром. Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти. Кроме этих методов внедряют в практику цикличное заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, сформированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т. д.

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.

< Лекция 6 || Лекция 7 || Лекция 8 >
Юрий Штырлов
Юрий Штырлов

как просмотреть ответы, которые сдал экстерном. 

олег никитин
олег никитин