Выбор и обоснование системы гидравлической разработки

Под системой открытой разработки месторождения понимается установленный порядок выполнения горно-подготовительных, вскрышных и добычных работ в пределах карьерного поля. Принятая система должна обеспечить планомерную и безопасную разработку месторождения при рациональном использовании его запасов, выполнение требований по охране окружающей среды и восстановлению земель, нарушенных открытыми горными выработками.
Рациональная система открытой разработки должна обеспечивать добычу полезного ископаемого в объеме, соответствующем плану, по качеству, отвечающему нормальным требованиям, максимальное его извлечение из недр, высокую производительность труда и экономичность при максимальной безопасности работ. Таким образом, правильный выбор системы открытой разработки должен обеспечивать высокую эффективность эксплуатации месторождения.
Принятая система открытой разработки предопределяет тип горно-транспортного оборудования, размеры карьера и его основные элементы, а также технико-экономические показатели работы карьера.
В настоящее время известны классификации систем открытых горных работ профессора Е.Ф. Шешко, академиков Н.В. Мельникова и В.В, Ржевского.
Е.Ф. Шешко в основу классификации систем разработки месторождений положил направление перемещения вскрышных пород в отвалы (1947 г.). Акад. Н.В, Мельниковым была предложена классификация систем разработки по способу производства вскрышных работ (1952 г.).
Классификация акад. В.В. Ржевского, в основу которой положены горно-геологические и геометрические предпосылки, характеризует сущность технологии открытых горных работ и облегчает последующий расчет систем разработок (табл. 7.3). В.В. Ржевский в качестве ведущих признаков открытых горных работ принимает направление выемки горной массы в плане и профиле и месторасположения отвалов.

При разработке горизонтальных или пологих залежей по окончании горно-подготовительных работ создается первичный фронт вскрышных и добычных работ карьера; возобновление горно-подготовительных работ возможно при реконструкции карьера. Таким образом, системы разработки в период эксплуатации характеризуются только порядком и последовательностью ведения вскрышных и добычных работ и изменением длины фронта работ или высоты отдельных уступов и размеров рабочих площадок. Такие системы разработки называются сплошными (рис. 7.9).
При разработке наклонных и крутых залежей горно-подготовительные работы ведутся как в период строительства, так и при эксплуатации карьера для создания фронта добычных и вскрышных работ. В состав горно-подготовительных работ в эксплуатационный период входят вскрытие и нарезка новых рабочих горизонтов. Таким образом, системы разработки наклонных и крутых залежей характеризуются порядком выполнения вскрышных, добычных и регулярных горно-подготовительных работ. Такие системы называются углубочными.

Имеются и другие специальные системы открытой разработки месторождений, которые применяются при проектировании открытых горных работ с использованием средств гидромеханизации.
На наш взгляд, классификация систем разработки, приведенная в табл. 7.3, является наиболее применимой, так как она учитывает не только горно-геологические и геометрические параметры месторождения, но и те признаки, которые указаны в других классификациях.
Исходными данными для обоснования системы разработки являются сведения о месторождении и карьерном поле.
Наибольшее применение при использовании гидромеханизации получила группа сплошных систем, ввиду незначительной мощности покрывающих пород: разработка вскрыши и россыпных месторождений гидромониторно-землесосными комплексами; разработка обводненных песчано-гравийных месторождений земснарядами (рис. 7.10).
Эти системы применяются в основном при разработке горизонтальных и пологих месторождений с небольшой мощностью вскрыши и полезного ископаемого.
Применение гидромеханизации при углубочных системах разработки ограничивается крепостью разрабатываемых пород, за исключением отработки четвертичных пород на передовых уступах.

Элементы системы разработки и их расчет

Основными элементами системы разработки являются: высота уступа, угол откоса уступа и бортов, ширина заходок, ширина рабочей площадки, длина фронта работ на уступе, длина и число блоков на уступе, скорость подвигания забоя и фронта горных работ и др. (рис. 7.11).
Высота уступа определяется с учетом физико-механических свойств пород, применяемого оборудования, мощности карьера, безопасности работ. Анализ полученных решений, проведенный автором, показал, что рациональная высота уступа при гидромониторном размыве по условию безопасного ведения работ и минимальных затрат составляет около 30 м. Затраты на разработку 1 м3 породы при увеличении высоты уступа с 10 до 25 м и с 25 до 35 м уменьшаются соответственно на 35-50 и 4-5 % (рис. 7.12).

Увеличение высоты уступа дает значительные экономические преимущества: уменьшается число уступов в карьере, благодаря чему сокращается общая длина трубопроводов, снижается стоимость их монтажа и обслуживания; повышается производительность землесосных установок, так как уменьшается число их передвижек в забое; уменьшаются объем недомыва и время, затрачиваемое на подрезку уступа, на 1 м3 разрабатываемой породы.
В то же время при увеличении высоты уступа по требованию техники безопасности увеличивается расстояние от гидромонитора до откоса уступа, ухудшается качество струи и снижается эффективность размыва.
Ширина рабочей площадки уступа определяется главным образом шириной и числом гидромониторных заходок.
При разработке четвертичных отложений наименьшую ширину рабочей площадки, м, можно приближенно определить по выражениям:
- при продольных заходках (рис. 7.13, а)

- при поперечных заходках (рис. 7.13, б)

где Aз - ширина заходки землесосной установки, м,

где Aг - ширина заходки гидромонитора, м; n - число гидромониторных заходок; С - расстояние от нижней бровки разрабатываемого уступа до полосы укладки труб, м; Вт - ширина полосы укладки труб (зависит от числа параллельно уложенных труб), м; Вт.т - расстояние от полосы укладки труб до транспортной (автомобильной) полосы (Bт.т = 1,5 м); T - ширина транспортной полосы (для автотранспорта T=4,5 м); Z - ширина призмы возможного обрушения (ширина полосы безопасности), м,

где αн - угол откоса нерабочего борта уступа (αн = 45*60°), град; αр - угол откоса рабочего борта уступа (αр = 60*80°), град; lmin - минимальное расстояние гидромонитора от забоя уступа [см. формулу (7.23)], м; Bз - ширина зумпфа (Bз = 12 м); Bз.у - ширина места расположения забойной землесосной установки (Вз.у = 10 м).
Длина фронта работ уступа Lф.у равна длине полной заходки (длине уступа). Часть уступа по длине, отрабатываемая одной гидроустановкой, называется блоком фронта работ. Длина блока Lб зависит от длины фронта работ уступа и числа гидроустановок, расположенных на уступе (при продольных заходках) (см. рис. 7.2, 7.13). Часть блока, разрабатываемая с одной стоянки забойной землесосной станции, называется картой. Длина карты Lк зависит от уклона пульпоотводной канавы i и принятой высоты недомыва породы hн уступа. Ширина и длина карты определяются шагом передвижки и шириной заходки гидроустановки. Число блоков в пределах одного уступа определяется по формуле

Фронт работ карьера составляет суммарную протяженность фронтов работ отдельных уступов. Фронт вскрышных и добычных работ в процессе эксплуатации карьера непрерывно перемещается к его конечным контурам.
Интенсивность отработки месторождения характеризуется скоростью подвигания фронта работ за год. Скорость подвигания фронта горных работ на гидровскрыше зависит от мощности полезного ископаемого, производственной мощности карьера и режима работы средств гидромеханизации и может составлять от 60 до 400 м.
Высокие темпы подвигания фронта горных работ достигаются при разработке маломощных горизонтальных пластов полезного ископаемого. Меньшее подвигание фронта работ имеет место при отработке наклонных и крутонаклонных залежей.
Уступы на вскрыше и добыче при круглогодовом режиме работ должны отрабатываться с одинаковым годовым подвиганием.

При сезонном режиме работы гидромеханизации скорость подвигания на гидровскрыше будет равна частному от деления скорости подвигания фронта работ на нижерасположенных уступах на коэффициент сезонности.
Скорость подвигания фронта горных работ, м/год,

где Qг.в - годовой объем пород на гидровскрыше, м3; Hр.з - высота рабочей зоны, отрабатываемой средствами гидромеханизации (Нр.з = Hуnу), м; Hу - высота разрабатываемого уступа, м; ny - число разрабатываемых уступов.
Скорость подвигания забоя гидроустановки, м/сут,

где Qс.з - суточная производительность землесосной установки по породе, м3.
Перемещение фронта вскрышных и добычных работ может быть чаще всего параллельное продольное, параллельное поперечное, веерное и смешанное (рис. 7.14), что соответствует принятой системе разработки (см. табл. 7.4).

Добыча нефти и газа ведется человечеством с древних времен. Сначала применялись примитивные способы: сбор нефти с поверхности водоемов, обработка песчаника или известняка, пропитанного нефтью, при помощи колодцев. Но началом развития нефтяной промышленности принято считать время появления механического бурения скважин на нефть и сейчас практически вся добываемая в мире нефть извлекается посредством буровых скважин. В настоящее время структура сырьевой базы такова, что крупные месторождения находятся на поздней стадии разработки и применение традиционных технологий по вовлечению невыработанных запасов может быть экономически нецелесообразным. Вследствие чего значительные объемы запасов окажутся не вовлеченными в промышленную разработку. Как известно, все вопросы разработки нефтяных залежей и эксплуатации скважин тесно связаны с режимом пласта и все происходящие в них процессы легко объяснимы.

Согласно существующим представлениям, режимом нефтяных залежей называется доминирующая сила пластовой энергии, проявляющаяся в процессе разработки. Все известные нам режимы (водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный) характеризуются определенной закономерностью. Наиболее характерной является зависимость газового фактора (F) от коэффициента нефтеизвлечения (h), а также изменение диапазона компонентного состава газа нефтяных залежей. Режимы могут проявляться как в отдельности, так и в смешанном виде (в сочетании с другими режимами). Как показывает опыт разработки нефтяных месторождений, в залежах нефти, имеющих смешанный режим, изменение газового фактора происходит в соответствии с преобладающим режимом, проявляющимся в процессе разработки.

Режимы разработки залежей:

Упругий , при котором в качестве единственного источника энергии используется энергия упругого расширения воды, нефти и горных пород.

Водонапорный, при котором используется только энергия гидростатического напора краевых вод. Нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. При водонапорном режиме давление воды действует на нефть снизу.

Газонапорный, при котором используется энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке (режим газовой шапки). Нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии. При газонапорном режиме газ создает давление на нефть сверху.

Режим растворенного газа, при котором основным источником энергии является энергия выделяющегося и расширяющегося газа. Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. Нефть продвигается к пласту под действием энергии расширяющегося газа.

Гравитационный режим - нефть из пласта продвигается к забою под действием гравитационных сил (сил тяжести). При гравитационном режиме отсутствует напор краевых вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки м/р.

На разрабатываемых залежах какой либо из указанных режимов разработки в чистом виде встречается редко. Обычно режимы сосуществуют в различных комбинациях.

Например: нефтяная залежь может одновременно разрабатываться под действием давления газа в газовой шапке и напора краевых вод. Режим растворенного газа может сочетаться с газонапорным или упругим:

Смешанный, режим, при котором проявляется одновременно несколько движущихся сил.

В результате эксплуатации скважин из недр извлекаются не все запасы содержащихся в залежах углеводородов.

Отношение извлеченного из залежи количества нефти или газа к их первоначальным (геологическим) запасам - называется коэффициентом нафтеотдачи (газоотдачи) пласта.

Значение этого коэффициента зависит в первую очередь от режима разработки.

При разработке нефтяных залежей наиболее эффективны упругий и водонапорный режимы, называемые режимом вытеснения нефти водой, т.к. вода имеющая большую вязкость, хорошо вытесняет нефть.

Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме и режиме растворенного газа наименьший, т.к. лишь часть энергии расширяющегося газа расходуется на вытеснение нефти. Большая часть непроизводительно проскальзывает по направлению к скважинам.

При гравитационном режиме с низким темпом отбора нефти можно получить высокий коэффициент нефтеотдачи, но увеличение длительности разработки залежи может оказаться экономически невыгодным.

Газоотдача выше нефтеотдачи пластов вследствие небольшой вязкости газов и слабого взаимодействия их с пористой средой горных пород. Наибольшую газоотдачу можно достигнуть снижением пластового давления до атмосферного. Поэтому разработку газовых залежей прекращают при давлении на устье скважин чуть больше атмосферного.

Режим эксплуатации залежи (м/р) можно искусственно изменить.

Например: закачка газа в ее наиболее высокую часть для создания газовой шапки - переводится с гравитационного или с режима растворенного газа на газонапорный; закачка воды в скважины, пробуренные вокруг залежи на продуктивный пласт - искусственно создается водонапорный режим разработки.

Совокупность мероприятий, при помощикоторых можно воздействовать на процесс разработки залежи и управлять этим процессом, называется системой разработки залежи.

На одной и той же залежи можно применять различные системы. Наиболее рациональной будет такая, которая обеспечивает выполнение намеченных планов добычи нефти и газа и достижение полного их извлечения из недр земли с минимальными затратами.

Система разработки залежи может изменяться по мере её выработки и получения дополнительной информации о свойствах и строении продуктивных пластов. Комплекс мероприятий, улучшающих систему разработки - называется регулированием системы разработки эксплуатируемой залежи (бурение новых скважин, изменение условий работы скважин - перевод с фонтанного способа эксплуатации на механизированный и др.)

Геометрически неправильные схемы расположения скважин получаются в результате различных мероприятий по регулированию (бурение новых скважин, выключение старых - нерентабельных и др.). Такие схемы размещения скважин используются при разработке газовых залежей.

Система размещения скважин при разработке газовых залежей мало влияет на газоотдачу пласта. Число же газовых скважин определяется потенциальными возможностями (т.е. предельно допустимым дебитом) каждой отдельно и общей потребностью в газе. Газовые скважины размещаются равномерно в наиболее высоких участках залежи.

В процессе разработки нефтяных залежей при естественных режимах происходит истощение пластовой энергии и падение пластовых давлений. При снижении пластового давления из нефти начинает выделяться газ и напорный режим работы залежи переходит в режим растворенного газа, а дебиты скважин уменьшаются. Дальнейшее истощение энергии выделяющегося из нефти газа приводит к проявлению гравитационного режима разработки и к необходимости использования дополнительных источников энергии для подъема нефти из скважины.

Таким образом, разработка нефтяных месторождений при естественных режимах не обеспечивает высоких темпов добычи нефти и высоких коэффициентов нефтеотдачи пласта: в недрах остаются огромные количества нефти, особенно при режиме растворенного газа. В результате разработка залежей может затянуться на многие годы, а затраты возрастут за счет использования дополнительных источников энергии. Для обеспечения высоких темпов отбора нефти из залежи и достижения коэффициентов нефтеотдачи необходимо в процессе разработки искусственно поддерживать пластовое давление путем закачки в залежь воды или газа (воздуха). Закачка воды в пласт - заводнение - самый распространенный в мире метод ППД. Свыше 90% всей нефти добывают из заводненных месторождений.

Педагогическая технология - Модульная" № уроков - модулей в теме - М 3 и М 4

Тема 6.5 Геологические основы разработки нефтяных и газовых месторождений

Студент должен

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

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

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

Рисунок 34 – Сетки расположения

эксплуатационных скважин

а – квадратная; б - треугольная

Большое значение имеет расстояние между забоями скважин:

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

По темпу разбуривания залежи выделяют:

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

· замедленная система - в течение нескольких лет.

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

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

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

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

Равномерные сетки - одинаковые расстояния между забоями скважин.

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

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

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

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

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

Системой разработки

Рациональной

(рис. 1):

Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Показатели разработки нефтяных месторождений с применением заводнения.

Распространенный метод воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения.

Внутриконтурное заводнение.

При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.

Закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.

Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК.

Виды внутриконтурного заводнения:

3.1. При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), размещают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65).

Рис. 65. Система разработки нефтяной залежи с блоковым заводнением. Условные обозначения см.на рис. 63

При «круговой» форме залежей с обширными площадями нефтеносности направление рядов скважин выбирают с учетом зональной неоднородности продуктивных пластов – вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. 66).

Рис. 66. Система разработки крупной «круговой» нефтяной залежи с блоковым заводнением. Зоны с толщиной и коллекторскими свойствами пласта: 1 – высокими, 2 – низкими; остальные условные обозначения см. на рис. 63

При проектировании систем разработки с рассматриваемым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добывающих скважин в блоке.

Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности объекта.

Преимущества систем разработки с блоковым заводнением заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение таких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды. Обычно внутриконтурное разрезание нефтяных залежей рядами нагнетательных скважин на блоки или площади применяют для эксплуатационных объектов – при широком распространении пластов-коллекторов на площади, при средней проницаемости более 0,007–0,1 мД, при вязкости пластовой нефти до 15–20 мПа⋅с.

3.2. Площадное заводнение – также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин – треугольной или квадратной – нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Местоположение добывающих и нагнетательных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.

Системы разработки с площадным заводнением (площадные системы) обладают большей активностью по сравнению с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными и на одну нагнетательную скважину обычно приходится меньшее количество добывающих скважин. Применяют несколько вариантов формы сеток и взаимного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различной активностью, т.е. разной величиной соотношения количеств добывающих и нагнетательных скважин.

Для линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семиточечной прямой – 0,5, обращенной – 2; для девятиточечной прямой – 0,33, обращенной – 3; для ячеистой – 4–6.

Применяемые обычно при площадном заводнении системы показаны на рис. 67.

Рис. 67. Системы разработки с площадным заводнением. Формы сетки скважин: а – пятиточечная, б – семиточечная обращенная, в – девятиточечная обращенная,г– ячеистая; пунктиром выделен элемент системы; остальные условные обозначения см. на рис. 63

Наиболее широкое применение нашли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонатными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низкой проницаемостью и повышенной вязкостью.

3.3. Избирательное заводнение – разновидность внутриконтурного заводнения – предусматривает выбор местоположения нагнетательных скважин после разбуривания эксплуатационного объекта по равномерной сетке (рис. 68).

Избирательное заводнение применяют при резкой зональной неоднородности пластов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекторов, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д..

3.4. Очаговое заводнение по сути является избирательным заводнением, но применяется как дополнение к другим разновидностям заводнений (законтурному, приконтурному, разрезанию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, преимущественно из тех, которые основную свою задачу уже выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках заводнения бурят дополнительные скважины.

3.5. Барьерное заводнение . Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтяной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образуется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной.

Объект разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки. Факторы, влияющие на выделение залежи в объект разработки или объединение нескольких залежей в один объект разработки. Системы разработки многопластовых месторождений.

Объект разработки (ОР) – это выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, группа пластов), содержащих промышленные запасы нефти и газа, извлечение которых осуществляется при помощи группы скважин.

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

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа . Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции.

2. Физико-химические свойства нефти и газа . Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. (Пласты с существенно различной вязкостью нефти. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых.)

3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов . (Различие фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов)

4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений . Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента.

5. Техника и технология эксплуатации скважин.

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.

По лекциям:

При выделении объекта разработки следует учитывать 5 групп факторов:

1. Геолого-промысловые

1) Возможность и однозначность расчленения разреза м/р, корреляция отложений и выделение продуктивных пластов

2) Литологическая характеристика продуктивных пластов

3) Общая, эффективная и нефтенасыщенная толщина продуктивных пластов

4) Коллекторские свойства пластов по керну и промыслово-геофизическим данным

5) Результаты опробования, оценка фильтрационных параметров продуктивных пластов гидродинамическими методами

6) Физико-химические свойства нефти, газа и воды

7) Толщина промежуточных толщ м/у продуктивными пластами, толщина покрышек

8) Методика определения ВНК и соотношение площадей в пределах внешних контуров нефтегазонасыщенности

9) Запасы нефти и газа в продуктивных и их соотношение по разрезу м/р

10) Первоначальные пластовые давления в залежах и их соотношение по разрезу м/р

11) Гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

2. Гидродинамические

При выделении ОР гидродинамические расчеты применяются для решения задач:

1) Установление годовой добычи нефти залежи каждого пласта

2) Определение динамики добычи нефти по каждому пласту до конца разработки

3) Установление продуктивности и затем годовой добычи объединяемых в один ОР продуктивных пластов

4) Оценка динамики добычи нефти, воды в целом по м/р

5) Расчет обводнения скважин, залежей и ОР

6) Определение продолжительности отдельных стадий разработки м/р

7) Нахождение оптимального уровня добычи нефти по м/р с учетом его по залежи каждого пласта, объекта эксплуатации при условии обеспечения плановых заданий

3. Технические:

1) Способ и технические возможности эксплуатации (не рекомендуется объединять в один объект эксплуатации залежей пласты с различными способами эксплуатации)

2) Выбор диаметра эксплуатационных колонн

3) Выбор диаметра НКТ и т.д.

4. Технологические

1) Выбор сетки добывающих скважин каждого ОР

2) Выбор метода ППД

3) Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи

5) Экономические

Многопластовые залежи можно разрабатывать:

1. Объединяя пласты в один эксплуатационный объект

2. Если нельзя объединить, то выделяем несколько объектов и применяем:

2.1 последовательную систему разработки

2.2 самостоятельную сетку скважин на каждый пласт

2.3 одновременно-раздельную эксплуатацию

Последовательная система разработки применена, когда разрабатываемые пласты неравноценны по запасам и по продуктивности скважин.

В этом случае выделется базисный объект, разбуривание ведется в первую очередь на него и после выработки запасов из базисного объекта осуществляется уже разработка возвратного пласта, который залегает выше базисного. После выработки запасов ставится цементный мост и переходят на вышезалегающий (возвратный), перфорируют его и разрабатывают, поэтому система и называется последовательной.

Недостатки:

Увеличивается срок разработки месторождения;

Происходит снижение продуктивности при эксплуатации возвратного объекта.

Когда пласты равнозначны по запасам, но различаются по геолого-физическим критериям, технологическим возможностям разработки, то в этом случае каждый объект разрабатывается самостоятельной сеткой скважин

Недостатки:

Высокие капитальные и эксплуатационные затраты вследствие большого фонда скважин.

Наиболее эффективной системой разработки является система, когда осуществляется одновременно-раздельная эксплуатация с использованием специального оборудования.

Преимуществами данной технологии эксплуатации являются:

1. Сокращение срока разработки м/р;

2. Ускоренный ввод в разработку м/р;

3. Высокая продуктивность скважин.

4. Снижены капитальные и эксплуатационные затраты

Несмотря на преимущества, эффективность данной технологии остается невысокой. Основной причиной является отсутствие надежного оборудования, выпускающегося в промышленных масштабах.

Основные требования к ОРЭ :

Разобщенность пластов в эксплуатации;

Разобщение добываемой продукции;

Возможность постоянного контроля процесса добычи;

Регулирование раздельного учета продукции;

Насосное оборудование должно характеризоваться высокой наработкой на отказ;

Основными недостатками разработки нескольких пластов одной скважиной является дороговизна и конструктивная сложность оборудования.

**********************************************************************************

Понятие о системе разработки нефтяных месторождений. Рациональная система разработки. Стадии разработки нефтяных месторождений.

Системой разработки - это совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

Система разработки определяет количество эксплуатационных объектов, способы воздействия на пласты и темпы отбора нефти из них, размещение и плотность сетки добывающих и нагнетательных скважин, способы и режимы их эксплуатации, мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки, охране недр и окружающей среды.

Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе) и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях.

Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на четыре стадии (рис. 1):

I стадия – стадия нарастающей добычи. Рост добычи за счет ввода новых скважин в эксплуатацию, обводненность минимальная, продолжительность этой стадии в среднем может составлять 3-5 лет и зависит от проектного фонда скважин и от темпа бурения;

II стадия – стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи нефти, максимальным уровнем добычи (максимальным темпом разработки); на этой стадии бурят и вводят в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и значительную часть резервных скважин, развивают систему воздействия на пласты, выполняют комплекс ГТМ по регулированию процесса разработки. Обводнение продукции и к концу в среднем до 40%. Продолжительность 3-4 года;

III стадия – стадия падения добычи нефти вследствие извлечения из недр большой части запасов; на этой стадии с целью замедления падения добычи осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурение резервных скважин, изоляционные работы в скважинах, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки, ГТМ, направленные на снижение обводненности продукции и получения выработки запасов;

Первые три стадии называют основной период разработки.

Рис. 1. Стадии разработки эксплуатационного объекта

IV стадия завершает период разработки; дальнейшее снижение добычи нефти при низких темпах разработки; продолжают работы по регулированию разработки и проведению комплекса технологических мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения. Эта стадия длится до конца экономической рентабельности работы фонда скважин.

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.