Основные понятия и характеристики систем разработки

Под системой разработки месторождения понимается комплекс мероприятий по извлечению углеводородов из недр и уп­равлению этим процессом. Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на плас­ты и темпы отбора углеводородов из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, очередность ввода в разработку блоков и участков залежи, способы и режимы эксплуатации скважин, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Системы разработки обосновываются в технологических про­ектных документах.

Под эксплуатационным объектом понимается про­дуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь близкие литологические характеристики и коллекторские свойства пород про­дуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насы­щающих их флюидов, величины начальных приведенных пласто­вых давлений.

По признаку последовательности ввода отдельных объектов в эксплуатационное разбуривание могут быть выделены следующие системы разработки месторождений.

Система разработки «сверху вниз». Эта система заключается в том, что каждый пласт данного месторождения сначала вводится в разведку, а потом в эксплуатационное массовое разбуривание, но после того, как будет в основном разбурен вышележащий пласт (рис. 10).

Система разработки «сверху вниз» была органически связана с ударным бурением, при котором изоляция одного пласта от дру­гого в процессе бурения достигается не циркуляцией глинистого раствора, как при вращательном бурении, а путем спуска специ­альной колонны обсадных труб для изоляции каждого пласта. При технике ударного бурения эта система разработки была наиболее экономической и соответственно наиболее распростра­ненной. При современном состоянии науки и техники она не позволяет эффективно использовать имеющуюся технику бурения и данные электрометрических исследований скважин. Кроме того, она сильно задерживает темпы разработки и разведки место­рождений и в настоящее время не применяется.

Рис. 10. Схема разработки нефтяных месторождений.

а – по системе «сверху вниз», б – по системе «снизу вверх»

Система разработки «снизу вверх». Данная система заклю­чается в том, что в первую очередь разбуривается самый нижний из высокодебитных горизонтов (пластов). Горизонт, с которого начинается разработка, называется опорным (рис. 10).

Основные преимущества этой системы заключаются в следу­ющем:

1) одновременно с разведкой и разбуриванием опорного гори­зонта каротажем и отбором керна изучаются все вышележащие пласты, что намного сокращает число разведочных скважин, при этом освещается сразу строение всего месторождения;

2) уменьшается процент неудачных скважин, поскольку сква­жины, попавшие за контур залежи в опорном горизонте, могут быть возвращены эксплуатацией на вышележащие горизонты;

3) значительно возрастают темпы освоения нефтяных место­рождений;

4) сокращается число аварий при бурении, связанных с ухо­дом циркуляционного раствора в пласты - коллектора, а также значительно уменьшается глинизация пластов.

Система разработки этажами. Поэтажная система обычно применяется при разработке многопластовых месторождений, в разрезе которых имеются два-три и более выдержанных по простиранию и удаленных по разрезу продуктивных пласта.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделя­ются на поэтапную и одновременную (сплошную).

При поэтапной системе разработки пласта сначала бурят два-три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта не разбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин. Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда пер­вый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважин и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называ­ется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в слу­чае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию и отличается от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех рядов.

При одновременной системе разработки залежь охва­тывается заводнением одновременно по всей площади.

Классификация разработки пластовых залежей по признаку воздействия, на пласт

Современному состоянию техники соответствует следующее деление методов разработки нефтяных залежей по признаку воз­действия на пласт:

1) метод разработки без поддержания пластового давления;

2) метод поддержания давления путем закачки воды;

3) метод поддержания давления путем закачки газа или воздуха;

4) вакуум-процесс;

5) компрессорно-циркуляционный метод разработки конденсатных месторождений;

6) метод внутрипластового горения;

7) метод циклической закачки пара.

Разработка без поддержания пластового давления применяется в тех случаях, когда давление краевых вод обеспечивает упруго-водо­напорный режим в залежи в течение всего времени эксплуатации или когда по тем или иным причинам экономически невыгодно организовывать закачку газа или воды в пласт.

В тех случаях, когда давление пластовых вод не может обес­печить упруго-водонапорного режима, разработка залежи без поддержания пластового давления обязательно приведет к проявлению режима растворенного газа, а стало быть к низкому коэффициенту использования запасов. В этих случаях необходимо искусственное поддержание пластового давления.

Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т. е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по квадратной или треугольной сетке. В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов.

Метод поддержания давления путем закачки воды преследует цель поддерживать пластовое давление выше давления насыщения. Этим будет обеспечена разработка залежи при жестком водонапор­ном режиме. Последнее дает возможность разрабатывать залежь до извлечения 40 - 50% запасов преимущественно фонтанным способом с высокими темпами отбора жидкости и в конечном счете получать высокий коэффициент использования запасов – 60 - 70%.

Системы разработки с поддержанием пластового давления в свою очередь подразделяются на системы с законтурным, приконтурным и внутриконтурным воздействием.

Метод поддержания давления, при котором вода закачивается в законтурную область пласта, называется закон­турным заводнением. Законтурное заводнение рацио­нально применять при разработке относительно узких залежей (шириной не более 3-4 км), на которых размещается от трех до пяти рядов эксплуатационных скважин.

При разработке крупных залежей, когда закачка воды в за­контурную область не сможет обеспечить заданных темпов добычи и охватить влиянием скважины, расположенные внутри залежи, целесообразно применять внутриконтурное завод­нение. Раньше на заре развития методов поддержания давле­ния путем закачки воды применяли поэтапную систему разработки, которая представляла собою ползущую систему разработки по восстанию или по падению. В том и другом случае образовывалась законсервированная часть залежи, что крайне нежелательно. Поэтому при разработке крупных залежей в на­стоящее время применяют внутриконтурное заводнение .

Системы с внутриконтурным воздействием делятся на рядные, площадные, очаговые, избирательные, цетральные.

Внутриконтурное заводнение применяется такжепри разра­ботке литологических залежей , границы которых определяются замещением песчаников глинами. В этих случаях воду закачивают по оси залежи. Такое заводнение называется внутриконтурным по оси. Если же закачка производится в центре литологически ограниченной залежи через одну скважину, заводнение называ­ется очаговым. Практика показала эффективность такого заводнения литологических объектов, состоящих из большого числа линзообразных залежей.

С течением времени при очаговом заводнении соседние эксплуа­тационные скважины начинают обводняться, и после полного обводнения их переводят под нагнетание воды. Постепенно оча­говое заводнение превращается в центральное.

Центральным называется заводнение, которое производится через три-четыре скважины, расположенные в центре залежи.

Как правило, центральное заводнение через несколько скважин сразу в начале разработки на практике никогда не осуществляется.

В практике разработки крупных залежей применяются одно­временно законтурное, внутриконтурное по блокам и очаговое заводнения.

При разработке крупных залежей нефти платформенного типа в Западной Сибири применяют рядные системы разработки. Разновидность их - блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. При большем числе рядов (семь-девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания вследствие их интерференции со скважинами крайних рядов.

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.

Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пре­делах 400 - 600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах - в пределах 300 - 600 м.

При трехрядной системе за­лежь разрезается рядами нагнетательных скважин на ряд по­перечных полос шириною, равной четырехкратному расстоянию между рядами скважин. При пятирядной системе ширина полос равна шестикратному расстоянию между рядами. Эти системы разработки обеспечивают очень быстрое разбуривание залежей. При этих системах в начале разработки залежи не учитываются литологические особенности пласта.

Системы с площадным расположением скважин. Рас­смотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположе­нием скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

Пятиточечная обращенная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре - нагнетательная скважина. Для этой си­стемы отношение нагнетательных и добывающих скважин со­ставляет 1/1.

Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной обращенной системе разработки

Семиточечная обращенная система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважина­ми в углах и нагнетательной в центре. Добывающие сква­жины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная- в центре. Соотношение 1/2, т. е. на одну нагнетательную сква­жину приходятся две добывающие.

Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Девятиточечная обращенная система (рис. 13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1/3.

Рис. 13. Расположение скважин при девятиточечной обращенной системе разработки

1 – условный контур нефтеносности, 2 и 3 – скважины соответственно нагентательные и добывающие

Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы «жест­кие», поскольку при этом не допускается без нарушения гео­метрической упорядоченности расположения скважин и пото­ков движущихся в пласте веществ использование других нагне­тательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам.

В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной 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 сильно неоднородных по площади пластов. При ис­пользовании рядных систем для разработки сильно неоднород­ных 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 боль­шой 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 сильно неоднородных по вертикальному разрезу пластов.

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, т. е. так называемые целики нефти. На рис. 14 показаны целики нефти в элементе пятиточечной систе­мы разработки. Для извлечения из них нефти в принципе мож­но пробурить скважины из числа резервных, в результате чего получают девятиточечную систему.

Помимо упомянутых известны следующие системы разработ­ки: система с батарейным (кольцевым) расположением скважин (рис. 15), которую можно использовать в редких случаях в залежах кру­говой формы в плане; система при барьерном заводнении, при­меняемом при разработке нефтегазовых залежей; смешанные системы-комбинация описанных систем разработки, иногда со специальным расположением скважин, используют их при раз­работке крупных нефтяных месторождений и месторождений со сложными геолого-физическими свойствами.

Рис. 14. Элемент пятиточечной системы, трансформируемый в элемент девятиточечной системы расположения скважин

1 – «четверть» основных добывающих скважин пятиточечного элемента (угловые скважины), 2 – целики нефти (застойные зоны), 3 – дополнительно пробуренные добывающие скважины (боковые скважины), 4 - заводненная область элемента, 5 - нагнетательная скважина

Рис. 15. Схема батарейного расположения скважин

1 – нагнетательные скважины, 2 – условный контур нефтеносности, 3 и 4 – добывающие скважины соответственно первой батареи радиусом R 1 и второй батареи радиусом R 2

Кроме того, используют избирательное системы воздействия, применяемые для регулирования разработки нефтяных мес­торождений с частичным изменением ранее существовавшей си­стемы.

В случае применения методов воздействия при разработке истощенных залежей их называют вторичными. Если они применяются с самого начала разработки залежи, их называют первичными. Вакуум-процесс является типичным вто­ричным способом и никогда не применяется с самого начала экс­плуатации.

Метод поддержания давления путем закачки газа обычно применяется в залежах, которые имеют газовую шапку. Поддержание давления путем закачки газа преследует цель под­держивать энергетические ресурсы пласта в процессе эксплуата­ции. Для этого с самого начала эксплуатации в сводовую часть структуры закачивают газ через нагнетательные сква­жины, расположенные вдоль длинной оси структуры. Кроме того, закачка газа иногда применяется при площадном вытеснении нефти газом (метод Мариэтта).

Термическое воздействие на пласт осуществляется путем закачки горячей воды в пласт через нагнетательные скважины. Закачка горячей воды применяется при заводнении пластов, содержащих сильно парафинистую нефть и имеющих температуру около 100° С. Закачка холодной, воды в такой пласт приводит к охлаждению пласта, к выпадению парафина, который закупо­ривает поры пласта.

В том случае, когда воздействие на пласт по средствам закачки воды осуществляется после разработки залежи при режиме рас­творенного газа, можно выде­лить два основных этапа: а) период безводной добычи, когда нагнетаемая вода идет на заполнение дренированных пустот, занятых газом низкого давления, и на заме­щение вытесняемой остаточной нефти; б) период прогрессиру­ющего обводнения эксплуатационных скважин.

К моменту прорыва воды в эксплуатационные скважины все поровое пространство в пласте будет занято жидкой фазой, по­этому дальнейший процесс заводнения будет установившимся: количество добываемой в сутки жидкости будет равно суточному объему закачиваемой воды.

Обобщение материалов, проведенное американскими исследо­вателями , показало, что коэффициент извлечения нефти при режиме растворенного газа в среднем составляет 20% от геологических запасов. Применение площадного заводнения на последней стадии разработки увеличивает его до 40%. В то же время применение заводнения в самом начале разработки увеличивает коэффициент извлечения от 60 до 85%. Согласно расчетам американских спе­циалистов, на месторождении Ист-Тексас ожидается конечная нефтеотдача порядка 80% от геологических запасов.

Можно указать еще четыре параметра, которыми характеризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин S c , 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 n, то S c = S/n. Размерность - м 2 /скв. В ряде случаев используют параметр S сд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.B. Крылова N кр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении N кр = N/n. Размерность параметра =т/скв.

3. Параметр , равный отношению числа нагнетательных скважин n н к числу добывающих скважин n д = n н /n д. Параметр - безразмерный. Параметр для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной ~1/5.

4. Параметр 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. д.).

Если число скважин основного фонда на месторождении составляет n, а число резервных скважин n р, то р = n р /n. Параметр р - безразмерный.

Параметр плотности сетки скважин S с вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10 -3 Па*с) он может составлять 1 - 2*10 4 м 2 /скв. Нефтяные месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм 2) разрабатывают при S c = 10 - 20*10 4 м 2 /скв. Конечно,
разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S c может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т. е. при высоких значениях параметра А.И.Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов S c = 25 - 64*10 4 м 2 /скв.

При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S c может быть равен 70 - 100*10 4 м 2 /скв и более. Параметр N кр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других - доходить до миллиона тонн нефти на скважину.

Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр , естественно, равен нулю, а параметр р может составлять в принципе 0,1 - 0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

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.

· Рациональная система разработки должна обеспечить наименьшую степень взаимодействия между скважинами.

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, полу линз или пропластков не будет охвачено скважинами и они не будут приобщены к разработке. Таким образом, наименьшее взаимодействие между скважинами не может служить единственным всеохватывающим критерием рациональности системы разработки.

· Рациональная система должна обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи.

Максимальную нефтеотдачу можно достигнуть при полном охвате нефтепродуктивного пласта процессом вытеснения. 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.

· Рациональная система разработки должна обеспечить минимальную себестоимость нефти.

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

Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям рациональной системы разработки.

Приступая к проектированию разработки последовательно определяются исходные геолого-физические данные о нефтепродуктивном пласте и свойствах насыщающих его жидкостей и газов; 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.; рассчитывается экономическая эффективность вариантов разработки; анализируются экономические и технологические показатели разработки и выбирается вариант рациональной системы разработки.

Внедрение рациональной системы разработки позволяет добиться высоких технико-экономических показателей при разработке месторождений.

Поскольку разработка месторождения начинается с отбора нефти из первых разведочных скважин, то можно отметить, что система разработки динамична и должна непрерывно совершенствоваться во времени.

Эксплуатация месторождений нефти – это контроль путём перемещения нефти в её целиках к скважинам добычи благодаря правильной постановке и пошаговой активации всех скважин, добывающих нефть, и водогазонагревательных, для того чтобы получить определённый порядок их труда при одинаковой и экономичной эксплуатации энергии пласта.

Рациональные системы разработки нефтяных месторождений

Чтобы система разработки нефтяных месторождений была рациональной, следует выполнить такие действия:

1. Выделить используемые предметы на месте нахождения нефти с большим количеством пластов и определить, в какой последовательности их вводить в использование. Объектом эксплуатации может быть либо один продуктивный пласт, либо несколько пластов, что разрабатываются специальной сетью скважин во время проверки и упорядочивания в ходе их использования. Эти объекты в целиках с большим количеством пластов можно поделить на 2 вида. Первым из них являются основные используемые объекты. Они лучше изучены, имеют высокую степень производства и большие залежи нефти. Вторые же называются возвратными. Они не так продуктивны, как основные, и содержат меньше сырья. Их использование осуществляется через возвращение скважины с основного объекта.


2. Определить сети скважин и как они распределены по используемому объекту, в том числе в какой последовательности. Ставить скважины на объектах можно равномерно на целиках, границы которых не изменяются, и если есть вода под залежами или если нет пластовых вод. На месте образования нефти с передвигающимися границами переноса нефти скважины на объектах устанавливаются по одной параллели с границами нефтеносности.

Чтобы выбрать расстояние как между самими скважинами, так и между их колоннами, нужно учесть геологическую структуру используемого объекта.

1. Установить определённую систему работы скважин по добыванию нефти и нагрева влаги, сделав перед этим план скорости собирания нефти и закачивания влаги в пласт, чтобы установить давление пласта на нужном уровне и на определённый интервал времени. У скважин есть разные объёмы и приемистости. Разнообразие всего этого имеет зависимость от геологической структуры плодотворных пластов и принятых вариантов работы целиков. У системы работы скважин возможны изменения во времени. Всё зависит от состояния эксплуатации залежей:


2. Какое место занимает граница месторождения;


3. Обводнённость скважины;


4. Прибытие к скважинам газа;


5. Состояние на техническом уровне используемой колонны.


6. Регулировка уровня пластовой энергии в месторождениях нефти проводится при помощи оказания действия на пласт. Сегодня чаще всего для интенсификации нефти поддерживают нужное пластовое давление путём специального заводнения пластов. В некоторых целиках закачивают газ в специально отведённую для него газовую шапку.

Это необходимо для того, чтобы разработку поставить на все места плодотворных пластов, а ещё из соображений в экономической сфере.

Нельзя допустить интерференцию между скважинами добычи нефти, чтобы производительность каждой отдельно взятой скважины всегда находилась на высочайшем уровне. Для этого требуется бурить объекты не сплошной, а редкой сеткой. Но вследствие литологической разнородности плодотворных пластов может быть оставление залежей нефти, которые не выработаны.

Есть три вида заводнения пластов:

1. Законтурное. Используется, если разрабатываются залежи маленького размера. Нагнетательные скважины устанавливают по границе ношения нефти на расстоянии от ста метров до двухсот.


2. Приконтурное. Используется в том случае, если целики имеют маленькую степень проницаемости плодотворных пластов только во влажном участке залежей. Дистанция между нагнетательными скважинами и границей целиков нефти либо довольно маленькая, либо они располагаются на самом контуре.


3. Внутриконтурное. Используется только на достаточно больших залежах нефти, чтобы поделить их на несколько самостоятельных месторождений. Это осуществляется путём установки в месте разделения рядов нагнетательных скважин.

Контролирование и последующая регулировка использования залежей

Контролирование и последующая регулировка системы разработки нефтяных месторождений производятся путём одинакового стягивания водо- и газонефтяных контактов. Очень важно, дабы во время замены нефти водой или же газом получался немалый коэффициент отдачи нефти с пласта.

Похожего стягивания границ ношения нефти можно достичь, для этого нужна определённая установка нагнетательных и добывающих нефть скважин по целике относительно проницаемости разных территорий плодотворных пластов и управление системами работы одной скважины независимо от остальных.

Во время разработки залежи нужно всегда контролировать:

1. дебиты по нефти от нефтедобывающих скважин;


2. насколько обводнена нефть;



3. периодический вынос песка;


4. изменение разного рода давлений.

Каждый день работы нужно контролировать:

1. состояние скважин нагрева воды;


2. давление нагнетательных насосов, что осуществляется по насосным станциям кустового типа;


3. периодическое определение количества загрязнений механического типа в воде и проведение гидро-, термо- и динамических изучений скважин.

Опираясь на итоги проведённых изучений, делают карты обводнённости скважин, изобар и степени проницаемости.

Если прорыв влаги в скважины с нефтью случился раньше времени, то либо требуется ограничить собирание нефти из этой скважины, либо установить границу закачивания влаги в нагнетательные скважины.

Если же прорыв газа в нефтяные скважины становится больше, то тут действия выбираются зависимо от режима. В том случае когда система газонапорная, требуется скважины закрыть. Если же она водонапорная, то требуется либо сделать меньше собирание нефти, либо сделать больше закачивание влаги в пласт на этой территории.

Согласно определениям проведённого пластового давления по скважинам каждый квартал делают карты изобар, которые ещё называются картами одинаковых пластовых давлений.

Благодаря сравнению двух видов карт, обводнённости и изобар, можно узнать продвижение границ нефтяного месторождения. На семинарах выставки об этом можно узнать подробнее.

Многие современные системы разработки нефтяных месторождений представлены на нашей выставке «Нефтегаз».

Читайте другие наши статьи.

Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

Поддержание пластового давления закачкой воды, кромеповышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластово­го давления закачкой воды на конкретной залежи нефти после­довательно прорабатывают следующие вопросы:

определяют местоположение водонагнеательных скважин;

определяют суммарный объемнагнетаемой воды;

рассчитывают число водонагнеательных скважин;

устанавливают основные требования к нагнетаемой воде.

Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождений нашли применение следующие системы заводнения.

Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда за­труднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внут­реннего контура нефтеносно­сти.

Внутриконтурное заводне­ние применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадны­ми размерами. Внутриконтур­ное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод­нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3-4 ряда нефтедобывающих скважин, распо­лагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф­теносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагне­тательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зо­на, повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно, регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетатель­ных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуще­ствляют “через одну”. В промежутках проектные водонагаетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю­щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле­ния в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с уче­том особенностей геологического строения и физической харак­теристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Рис. 3. Принципиальная схема разработки пласта при использова­нии блоковых систем.

Обозначения см. на рис. 1.

Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

На рис. 2 показана схема разработки Ромашкинского ме­сторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводне­нии.

Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных сква­жин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки. В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Разновидность системы внутриконтурного заводнения - бло­ковые системы разработки.

Блоковые системы разработки находят применение на место­рождениях вытянутой формы с расположением рядов водона­гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин­ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си­стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская об­ласть). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз­работки.

Преимущество блоковых систем заключается в следующем.

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизу­ченной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обуст­ройству объектами поддержания пластового давления.

4. Упрощается обслуживание системы поддержания пласто­вого давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и водо­нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопро­сы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.

Блоковые системы разработки предполагают расположение водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных по­лого залегающих антиклинальных складок целесообразно рас­положение водонагнетательных скважин по оси складки. В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Заводнение пластов при расположении водонагнетательных скважин у оси складки получило наименование осевое заводне­ние .

Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам.

На рис. 4 показаны основные схемы площадного заводне­ния. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.

Рис. 4. Основные схемы площадного заводнения: а - четырехточечная; б - пятиточечная; в - семиточечная; г - девятиточечная; 1 – добывающие скважины; 2 - нагнетательные скважины.

Так, в четырехточечной системе (см. рис. 4) соотно­шение между нефтедобывающими и нагнетательными скважи­нами 2:1, при пятиточечной системе – 1:1, при семиточечной системе – 1:2, при девятиточечной системе – 1:3. Таким обра­зом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются се­ми- и девятиточечные системы.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, при­ходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объек­та разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и по площади происходят преждевременные прорывы воды к добы­вающим скважинам по более проницаемой части пласта, что сильно снижает добычу нефти за безводный период и повышает водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желатель­но применять при разработке более однородных пластов.

Очаговое заводнение - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При этой системе заводнения группы нагнетательных скважин раз­мещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго­вое заводнение можно применять как самостоятельную систему разработки месторождения.

Введение

Система разработки - это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин. Система разработки включает последовательность и темп разбуривания залежи; число, соотношение, взаимное расположение нагнетательных, добывающих, специальных (контрольных и др.) скважин, очередность их ввода; мероприятия и методы по воздействию на продуктивные пласты с целью получения заданных темпов извлечения углеводородов; мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки залежей. Разработка нефтяного месторождения должна вестись по системе, обеспечивающей наилучшее использование природных свойств нефтяного пласта, режима его работы, технологии и техники эксплуатации скважин и других объектов и сооружений при обязательном соблюдении норм охраны недр и окружающей среды.

Система разработки залежи должна обеспечить непрерывный контроль и регулирование процесса разработки месторождения с учетом новых сведений о геологическом строении, получаемых при разбуривании и эксплуатации залежи. Для получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки предназначены методы исследования скважин и пластов.

Добываемая нефть - смесь нефти, газа, менерализованной воды, механических примесей и других попутных компонентов - должна быть собрана и рассредоточена на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции - товарной нефти, нефтяного газа, а так же пластовой воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

Сбор добываемой нефти - это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа от скважин до центрального сборного пункта. Для накопления, кратковременного хранения и учета нефти предназначены нефтяные резервуары. Основным требованием, предъявляемым к резервуарам, является надежность.

Целью исследования данной работы является изучение методов системы разработки месторождений, определение рациональной системы извлечения нефти из недр, выбор оборудования для хранения нефти после добычи из залежей и транспортировки.

Задачи исследования:

Изучить системы разработки месторождений и оборудование для хранения нефти и газа.

Система разработки месторождений

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает 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 нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; 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.)