Общие сведения.

Принципы проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений. Стадии разработки залежи

Практическое занятие № 10

Всякая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, количество которой определяется пластовым давлением и общим объемом всей системы — нефтяной или газовой залежи и окружающей эту залежь водяной зоны.

До вскрытия пласта скважинами жидкости (нефть, вода) и газ находятся в нем без движения в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После вскрытия пласта скважинами и создания на забое скважин давления, меньшего, чем в пласте, равновесие в нем нарушается: жидкости и газ начинают перемещаться к зонам с пониженным давлением, т.е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется на это перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих при движении жидкостей и газа в пористой среде. По мере расходования энергии пластовое давление в большинстве случаев снижается.

Таким образом, залегающие в пластах нефть и газ находятся под действием сил, которые обусловливают движение нефти, газа и воды в пластах при их разработке, а также характер и интенсивность этого движения и которые влияют на процесс добычи.

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мероприятий, направленных на извлечение на поверхность нефти, газа и конденсата из залежи при определенном порядке размещения скважин на площади, очередности их бурения и ввода в эксплуатацию, установления и поддержания режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Большинство нефтяных и газовых месторождений мира состоят из нескольких залежей или пластов, расположенных поэтажно - один над другим. Во всех случаях порядок разбуривания и разработки многопластовых месторождений обосновывается технико-экономическими показателями с учетом возможности и необходимости роста добычи нефти или газа в данном районе и с учетом затрат материально-технических средств, требуемых на выполнение того или иного варианта разработки отдельных пластов данного месторождения.

Основные элементы в системе разработки каждой нефтяной или газовой залежи — схема размещения на площади скважин (эксплуатационных и вспомогательных) и их число (рис. 1).

Рис. 1. Некоторые типовые схемы размещения скважин

Расстояние между скважинами, а также между рядами скважин выбирают в зависимости от геолого-технических условий (проницаемость пород, вязкость нефти и т.п.) и экономических соображений.

От принятой сетки размещения скважин на разрабатываемой площади и числа скважин при прочих равных условиях зависят темп отбора нефти из залежи и срок ее разработки. Оптимальное расстояние между скважинами определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении месторождения, вязкости нефти, содержании газа, режиме разработки залежи. При этом учитывается применение методов искусственного воздействия на пласты.

Важным фактором, характеризующим рациональность системы разработки нефтяного месторождения, является темп отбора нефти, определяемый суммарной добычей нефти из пластов за определенный промежуток времени (сутки, месяц, год). При заданном числе скважин, пробуренных на данный конкретный пласт, средние дебиты их, следовательно, и текущая добыча, могут быть самыми различными и зависеть от установленного режима эксплуатации скважин.

Под рациональной системой разработки нефтяных месторождений подразумевается такая система, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи нефти, высокую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капитальных вложениях и минимальной себестоимости нефти.

Принцип проектирование системы разработки нефтяного месторождения заключается в подборе такого варианта, который удовлетворял бы предъявленным выше требованиям.

Темп отбора нефти из залежи в активный период ее эксплуатации достигает 8—10% и более в год от начальных извлекаемых запасов. Обеспечение заданных темпов отбора нефти из залежи осуществляется путем установления соответствующих дебитов по эксплуатационным скважинам и регулирования перемещения водонефтяного или газонефтяного контакта от контуров водоносности и газоносности.

Процесс добычи нефти и газа включает три этапа.

Первый этап - разработка нефтяных и газовых месторождений, движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин.

Второй этап - эксплуатация нефтяных и газовых скважин, движение нефти и газа от забоев скважин до их устьев на поверхности.

Третий этап - сбор продукции скважин и подготовка нефти и газак транспортированию потребителям. На этом этапе нефть, а также сопровождающие ее попутный нефтяной газ и вода собираются, затем газ и вода отделяются от нефти, после чего вода закачивается обратно в пласт для поддержания пластового давления, а газ направляется потребителям. При подготовке природного газа от него отделяются пары воды, коррозионно активные (сероводород) и балластные (углекислый газ) компоненты, а также механические примеси.

2. Принципы проектирования разработки нефтяных месторождений.

Проект разработки нефтяного месторождения — это документ, на основе которого осуществляется разбуривание залежи и разработка нефтяного месторождения с годовыми отборами нефти и газа.

Проектом разработки определяются в целом расходы на разработку месторождения с распределением капитальных вложений и эксплуатационных затрат по годам. Исходным материалом для составления проекта разработки являются подсчитанные запасы нефти и газа, которые высчитываются на основе геологического изучения месторождения. При подсчете запасов определяют структуру месторождения, число пластов и пропластков и связь между ними, характеристику пород эксплуатационных объектов, их непроницаемых перекрытий, свойства коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды, давление насыщения, размеры и конфигурацию залежей и др.

На основе пробной эксплуатации разведочных скважин определяют пластовое давление, производительность скважин и гидродинамическую связь между скважинами и пластами, изучают режимы работы залежей, контуры нефтеносности, положение водонефтяных и газонефтяных контактов, толщину пластов в различных его зонах.

Общие геологические запасы нефти отдельных залежей и всего месторождения подсчитываются объемным методом:

Робщ = F hэф mэф kн ρ η,(1)

где

F— площадь нефтеносности, м2;

hэф — эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м;

mэф — эффективная пористость,

kн — коэффициент нефтенасыщенности;

ρ — плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3;

η — пересчетный коэффициент для перевода объема нефти из пластовых условий в поверхностные, равный 1/b(b— объемный коэффициент).

Промышленные или извлекаемые запасы нефти в залежах определяются по формуле

Qnp = Qобщ k (2)

где

Qобщ — геологические запасы нефти, т;

k— коэффициент нефтеотдачи, доли единицы (0,1-0,8).

Коэффициент нефтеотдачи показывает, какую часть от общих запасов нефти можно извлечь из недр при существующих методах эксплуатации, он зависит от геологических особенностей залежей и режимов их работы.

После утверждения запасов нефти проводится комплексное проектирование рациональной системы разработки нефтяного месторождения. На крупных месторождениях, а также тогда, когда недостаточно исходных материалов для проектирования, составляют технологическую схему разработки месторождения.

Комплексные схемы и проекты разработки включают следующие разделы:

1. Геологическую характеристику месторождения и обоснование исходных данных для проектирования системы его разработки.

2. Обоснование вариантов системы разработки месторождения.

3. Определение технологических показателей разработки месторождения по рассматриваемым вариантам.

4. Обоснование способов бурения, вскрытия пластов и освоения скважин по категориям (нефтедобывающим, водонагнетательным и др.).

5. Обоснование методов воздействия на пласты с целью интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи пластов.

6. Выбор способов эксплуатации скважин и их оборудования.

7. Обоснование плана обустройства района и месторождения по сбору и подготовке нефти, газа и воды.

8. Комплексное обоснование вариантов разработки месторождения.

9. Выбор рациональной системы разработки месторождения по комплексу технико-экономических показателей.

10. Обоснование способов контроля и регулирования эксплуатации месторождения при реализации проекта его разработки.

11. Мероприятия по охране недр и окружающей среды.

12. Заключение, в котором дается краткая характеристика рекомендуемого варианта комплексной схемы разработки месторождения.

Весь комплекс решаемых вопросов по вариантам должен быть оценен путем анализа технико-экономических показателей разработки с целью выбора рационального варианта.

3. Стадии разработки залежи.

Различают четыре стадии разработки нефтяной залежи (рис. 2):

I стадия — нарастающая добыча нефти;

II стадия — стабилизация добычи нефти;

III стадия — падающая добыча нефти;

IV стадия — поздняя эксплуатация залежи.

I стадия - нарастание объема добычи нефти, обеспечивается в основном введением в разработку новых нефтедобывающих скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в период I стадии разработки добывается безводная нефть, наблюдается некоторое падение пластового давления. В случае быстрого падения пластового давления и его приближения к давлению насыщения начинают поддерживать пластовое давление закачкой воды или газа в пласт.

II стадия — стабилизация добычи нефти, начинается после бурения основного фонда скважин. Задача разработчиков состоит в том, чтобы продлить этот период разработки как можно дольше. Это достигается следующим: сгущением сетки за счет ввода резервного фонда скважин; увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления, что достигается также сгущением нагнетательных скважин в зонах пониженных проницаемостей; проведением работ по воздействию на призабойные зоны пластов нефтяных и нагнетательных скважин с целью увеличения продуктивности нефтяных и нагнетательных скважин, изоляции притоков пластовых вод, крепления неустойчивых пород призабойной зоны пластов и др.

III стадия — падающая добыча нефти — характеризуется увеличением обводненности скважин и большим падением пластового давления. Наблюдается увеличение газового фактора. Задача состоит в том, чтобы замедлить падение добычи нефти, что достигается теми же способами, что и во II стадии разработки залежи. Скорость обводнения скважин при разработке залежей зависит от отношения вязкостей нефти и воды

μ0 = μΗ/μΒ. (6.3)

Исследованиями установлено, что (в условиях равномерной проницаемости пород пласта), если μ0<3, происходит более полное вытеснение нефти из пласта и не наблюдается преждевременного прорыва воды к нефтяным скважинам. Если μ0>3 — наблюдается опережающее движение воды и быстрое обводнение скважин. Поэтому проводят работы по уменьшению значения μ0 путем загущения закачиваемой воды в пласт, например добавкой в нее полиакриламида (ПАА).

Рис. 2. Динамика основных показателей разработки месторождения: QH — годовой объем добычи нефти; Q3— годовой объем закачки воды; QB — годовой объем добычи воды; Pпл — пластовое давление; G0 — газовый фактор; I, II, III, IV - стадии разработки

В течение I, II и III стадий разработки проектируют отбор основных запасов нефти, составляющей 80—90 % от промышленных запасов.

IV стадия - поздняя эксплуатация, характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими - отбора воды. Этот период может длиться очень долго — пока разработка месторождения приносит прибыль. Для увеличения коэффициента нефтеотдачи на IV стадии применяются вторичные и третичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

В конце III и в течение IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением больших объемов воды. Поэтому необходимо предусмотреть возможность больших затрат на сбор, подготовку и закачку промысловых сточных вод в пласт.