На головну сторінку

Основні поняття і характеристики систем розробки

СИСТЕМИ РОЗРОБКИ НАФТОВИХ РОДОВИЩ І ОКРЕМИХ ПОКЛАДІВ

Пружно-замкнений режим при аномально високому пластовом тиску.

Спостерігається в замкнених резервуарах, в яких пластовое тиск в 1,5-2 разу вище можливого гідростатичного, що спостерігається в покладах на цих глибинах під поверхнею. Джерелом пластовой енергії є пружне розширення нафти і звуження тріщин під впливом гірського тиску. У силу відносно невеликої кількості подошвенной і законтурной вод ефект розширення води не грає великої ролі.

Такий режим спостерігається на Північному Кавказі у верхньому крейдяному відкладенні, представленому трещиноватими вапняками. Поклади нафти в крейдяному відкладенні знаходяться на глибинах 3500-4500 м. Початковий пластовое тиск буває порядку 70-75 МПа. Тиск насичення - біля 30-35 МПа. Внаслідок високої проникності трещиноватих колекторів відстань між свердловинами встановлюється порядку 2000- 3000 м. Тому для разбуривания покладу потрібно невелика кількість свердловин. Поклади разбуриваются дуже високими темпами, внаслідок чого видобуток нафти швидко зростає. Максимальна річна здобич спостерігається до моменту відбору 43-44% від витягуваний запасів нафти при умові, якщо розробка покладу буде проводитися при зниженні пластового тиску до тиску насичення. Після досягнення максимального рівня видобутку спостерігається рівномірне падіння видобутку нафти і одночасно досить повільне наростання видобутку води. Після того, як пластовое тиск впаде до тиску насичення, річний видобуток нафти починає катастрофічно різко падати. Пружно-замкнений режим переходить в режим розчиненого газу. Вода в рідині, що добувається зникає. При такій зміні режимів кінцевий коефіцієнт видобування досягає 48-50%.

Відновлення тиску шляхом закачки води різко підвищує видобуток нафти майже до максимального рівня, на якому вона утримується тільки один рік, після чого починається досить швидке падіння видобутку нафти і таке ж швидке наростання видобутку води. Коефіцієнт видобування при такому режимі розробки високий - порядку 70%.

Підсистемою разработкиместорождения розуміється комплекс мероприятийпо видобуванню углеводородов з надр і управлінню цим процесом. Система розробки визначає кількість експлуатаційних об'єктів, способи впливу на пласти і темпи відбору углеводородов з них, розміщення і густину сітки добувних і нагнетательних свердловин, черговість введення в розробку блоків і дільниць покладу, способи і режими експлуатації свердловин, заходи щодо контролю і регулювання процесу розробки, охорони надр і навколишнього середовища.

Системи розробки влаштовуються в технологічних проектних документах.

Подексплуатационним обектомпонимаетсяпродуктивний пласт, частина пласта або група пластів, виділених для розробки самостійною сіткою свердловин. Пласти, що об'єднуються в один об'єкт розробки, повинні мати близькі литологические характеристики і коллекторские властивості порід продуктивних пластів, фізико-хімічні властивості і склад насичуючих їх флюїдів, величини початкового приведеного пластових тиску.

По ознаці послідовності введення окремих об'єктів в експлуатаційну разбуривание можуть бути виділені наступні системи розробки родовищ.

Система розробки «зверху вниз».Ета система полягає в тому, що кожний пласт даного родовища спочатку вводиться в розвідку, а потім в експлуатаційну масову разбуривание, але після того, як буде в основному разбурен вишележащий пласт (мал. 10).

Система розробки «зверху вниз» була органічно пов'язана з ударним бурінням, при якому ізоляція одного пласта від іншого в процесі буріння досягається не циркуляцією глинистого розчину, як при обертальному бурінні, а шляхом спуску спеціальної колони обсадних труб для ізоляції кожного пласта. При техніці ударного буріння ця система розробки була найбільш економічною і відповідно найбільш поширеною. При сучасному стані науки і техніки онанепозволяетеффективноиспользовать техніку буріння, що є і дані електрометрических досліджень свердловин. Крім того, вона сильно затримує темпи розробки і розвідки родовищ і в цей час не застосовується.

Рис. 10. Схема розробки нафтових родовищ.

а - за системою «зверху вниз», би - за системою «знизу вгору»

Система розробки «знизу вгору».Данная система полягає в тому, що насамперед разбуривается найнижчий з високодебитних горизонтів (пластів). Горизонт, з якого починається розробка, називається опорним (мал. 10).

Основні переваги цієї системи полягають в наступному:

1) одночасно з розвідкою і разбуриванием опорного горизонту каротажем і відбором керна вивчаються всі вишележащие пласти, що набагато скорочує число розвідувальних свердловин, при цьому освітлюється відразу будова всього родовища;

2) меншає відсоток невдалих свердловин, оскільки свердловини, що попали за контур покладу в опорному горизонті, можуть бути повернені експлуатацією на вишележащие горизонти;

3) значно зростають темпи освоєння нафтових родовищ;

4) скорочується число аварій при бурінні, пов'язаних з відходом циркуляційного розчину в пласти - колектора, а також значно меншає глинизация пластів.

Система розробки поверхами.Поетажная система звичайно застосовується при розробці многопластових родовищ, в розрізі яких є дві-три і більш витриманих по простяганню і видалених по розрізу продуктивних пласта.

По ознаці послідовності разработкизалежи рядами і введення свердловин в експлуатацію системи розробки поділяються на поетапну і одночасну (суцільну).

Припоетапной системі разработкипласта спочатку бурять дві-три ряди свердловин, найближчих до ряду нагнетательних свердловин, залишаючи при цьому значну частину пласта не разбуренной. Розрахунки і досвід розробки родовищ подібним образом показують, що буріння четвертого ряду свердловин не підвищує сумарного відбору нафти внаслідок інтерференції свердловин. Тому до буріння четвертого ряду приступають тоді, коли перший ряд свердловин обводнится і вийде з експлуатації. П'ятий ряд бурят одночасно з виходом з експлуатації другого ряду свердловин і т. д.

Кожна заміна зовнішнього ряду свердловин внутрішнім називається етапом розробки. Така система разбуривания рядами у разі розробки від контура до зведення нагадує повзучу систему суцільного разбуривания по повстанню і відрізняється від неї тим, що в експлуатації одночасно знаходяться не всі свердловини, а не більш трьох рядів.

Приодновременной системі разработкизалежь охоплюється заводненням одночасно по всій площі.

Классификацияразработки пластових залежейпо ознаці впливу, на пласт

Сучасному стану техніки відповідає наступне ділення методів розробки нафтових покладів по ознаці впливу на пласт:

1) метод розробки без підтримки пластового тиску;

2) метод підтримки тиску шляхом закачки води;

3) метод підтримки тиску шляхом закачки газу або повітря;

4) вакуум-процес;

5) компресорно-циркуляційний метод розробки конденсатних родовищ;

6) метод внутрипластового горіння;

7) метод циклічної закачки пари.

Разработкабез підтримки пластового давленияприменяется в тих випадках, коли тиск крайових вод забезпечує пружно-водонапірний режим в покладі протягом всього часу експлуатації або коли по тих або інакших причинах економічно невигідно організовувати закачку газу або води в пласт.

У тих випадках, коли тиск пластових вод не може забезпечити упруго-водонапорного режиму, розробка покладу без підтримки пластового тиску обов'язково приведе до вияву режиму розчиненого газу, а отже до низького коефіцієнта використання запасів. У цих випадках необхідна штучна підтримка пластового тиску.

Якщо передбачається, що нафтове родовище буде розроблятися в основний період при режимі розчиненого газу, для якого характерне незначне переміщення водонефтяного розділу, т. е. при слабій активності законтурних вод, то застосовують рівномірне, геометрично правильне розташування скважинпоквадратнойилитреугольной сітці. У тих же випадках, коли передбачається певне переміщення водонефтяного і газонефтяного розділів, свердловини розташовують з обліком положення цих розділів.

Метод підтримки тиску шляхом закачки води переслідує мету підтримувати пластовое тиск вище за тиск насичення. Цим буде забезпечена розробка покладу при жорсткому водонапорном режимі. Останнє дає можливість розробляти поклад до видобування 40 - 50% запасів переважно фонтанним способом з високими темпами відбору рідини і зрештою отримувати високий коефіцієнт використання запасів - 60 - 70%.

Системи розробки з підтримкою пластового давленияв свою чергу поділяються на системи із законтурним, приконтурним і внутриконтурним впливом.

Метод підтримки тиску, при якому вода захиталася в законтурную область пласта, називаетсязаконтурним заводненням. Законтурное заводнення раціонально застосовувати при розробці відносно вузьких покладів (шириною не більше за 3-4 км), на яких розміщується від трьох до п'яти рядів експлуатаційних свердловин.

При розробці великих покладів, коли закачка води в законтурную область не зможе забезпечити заданих темпів здобичі і охопити впливом свердловини, розташовані всередині покладу, доцільно застосовувати внутриконтурное заводнення. Раніше на зорі розвитку методів підтримки тиску шляхом закачки води застосовували поетапну систему розробки, яка представляла собою повзучу систему розробки по повстанню або по падінню. У тому і іншому випадку утворювалася законсервована частина покладу, що надто небажано. Поетомупри розробці великих залежейв справжнє времяприменяют внутриконтурное заводнення.

Системи з внутриконтурним воздействиемделятся на рядние, майданні, осередкові, виборчі, цетральние.

Внутриконтурное заводнениеприменяется такжепри розробці литологических покладів, межі яких визначаються заміщенням пісковиків глинами. У цих випадках воду захитають по осі покладу. Таке заводнення називається внутриконтурним по осі. Якщо ж закачка виготовляється в центрі литологически обмеженого покладу через одну свердловину, заводнення називаетсяочаговим. Практика показала ефективність такого заводнення литологических об'єктів, що складаються з великого числа линзообразних покладів.

З течією часу при осередковому заводненні сусідні експлуатаційні свердловини починають обводняться, і після повного обводнення їх переводять під нагнітання води. Поступово осередкове заводнення превращаетсяв центральне.

Центральним називається заводнення, яке проводиться через три-чотири свердловини, розташовані в центрі покладу.

Як правило, центральне заводнення через декілька свердловин відразу на початку розробки на практиці ніколи не здійснюється.

У практиці розробки великих покладів застосовуються одночасно законтурное, внутриконтурное по блоках і осередкове заводнення.

При розробці великих покладів нафти платформеного типу в Західному Сибірі применяютрядние системи розробки. Різновид їх - блокові системи. При цих системах на родовищах, звичайно в напрямі, поперечному їх простяганню, розташовують ряди добувних і нагнетательних свердловин. Практично застосовують трехрядную і пятирядную схеми розташування свердловин, що являють собою відповідно чергування трьох рядів добувних і одного ряду нагнетательних свердловин, п'яти рядів добувних і одного ряду нагнетательних свердловин. При більшому числі рядів (сім-дев'ять) центральні ряди свердловин не будуть забезпечуватися впливом від нагнітання внаслідок їх інтерференції зі свердловинами крайніх рядів.

Число рядів в рядних системах непарне внаслідок необхідності проводки центрального ряду свердловин, до якого передбачається стягувати водонефтяной розділ при його переміщенні в процесі розробки пласта. Тому центральний ряд свердловин в цих системах часто називають стягуючим рядом.

Відстань між рядами свердловин звичайно змінюється в межах 400 - 600 м (рідше до 800 м), між свердловинами в рядах - в межах 300 - 600 м.

При трехрядной системі поклад розрізається рядами нагнетательних свердловин на ряд поперечних смуг шириною, рівною чотирикратній відстані між рядами свердловин. При пятирядной системі ширина смуг рівна шестикратній відстані між рядами. Ці системи розробки забезпечують дуже швидку разбуривание покладів. При цих системах на початку розробки покладу не враховуються литологические особливості пласта.

Системи з майданним розташуванням свердловин. Розглянемо системи розробки нафтових родовищ, що найчастіше використовуються на практикові з майданним розташуванням свердловин: пятиточечную, семиточечную і девятиточечную.

Пятиточечная звернена система (мал. 11). Елемент системи являє собою квадрат, в кутах якого знаходяться добувні, а в центрі - нагнетательная свердловина. Для цієї системи відношення нагнетательних і добувних свердловин становить 1/1.

Рис. 11. Розташування свердловин при пятиточечной зверненій системі розробки

1 - умовний контур нефтеносности, 2 і 3 - свердловини відповідно нагентательние і добувні

Семіточечная звернена система (мал. 12). Елемент системи являє собою шестикутник з добувними свердловинами в кутах і нагнетательной в центрі. Добувні свердловини розташовані в кутах шестикутника, а нагнетательная- в центрі. Співвідношення 1/2, т. е. на одну нагнетательную свердловину доводяться дві добувні.

Рис. 12. Розташування свердловин при семиточечной зверненій системі розробки

1 - умовний контур нефтеносности, 2 і 3 - свердловини відповідно нагентательние і добувні

Девятіточечная звернена система (мал. 13). Співвідношення нагнетательних і добувних свердловин становить 1/3.

Рис. 13. Розташування свердловин при девятиточечной зверненій системі розробки

1 - умовний контур нефтеносности, 2 і 3 - свердловини відповідно нагентательние і добувні

Сама інтенсивна з розглянутих систем з майданним розташуванням свердловин пятиточечная, найменше інтенсивної девятиточечная. Вважається, що всі майданні системи «жорсткі», оскільки при цьому не допускається без порушення геометричної впорядкованості розташування свердловин і потоків рухомих в пласті речовин використання інших нагнетательних свердловин для витиснення нафти з даного елемента, якщо нагнетательную свердловину, належну даному елементу, не можна експлуатувати по тих або інакших причинах.

Дійсно, якщо, наприклад, в блокових системах розробки (особливо в трехрядной і пятирядной) не може експлуатуватися яка-небудь нагнетательная свердловина, то її може замінити сусідня в ряду. Якщо ж вийшла з ладу або не приймає агент, що захитаю в пласт нагнетательная свердловина одного з елементів системи з майданним розташуванням свердловин, то необхідно або бурити в деякій точці елемента іншу таку свердловину (вогнище), або здійснювати процес витиснення нафти з пласта за рахунок більш інтенсивної закачки робочого агента в нагнетательние свердловини сусідніх елементів. У цьому випадку впорядкованість потоків в елементах сильно порушується.

У той же час при використанні системи з майданним розташуванням свердловин в порівнянні з рядной отримують важливу перевагу, що перебуває в можливості впливу, що більш розосередився на пласт. Це особливо істотне в процесі розробки сильно неоднорідних по площі пластів. При використанні рядних систем для розробки сильно неоднорідних пластів нагнітання води або інших агентів в пласт зосереджене в окремих рядах. У разі ж систем з майданним розташуванням свердловин нагнетательние свердловини більш розосередилися по площі, що дає можливість піддати окремі дільниці пласта більшому впливу. У той же час, як вже відмічалося, рядние системи внаслідок їх великої гнучкості в порівнянні з системами з майданним розташуванням свердловин мають перевагу в підвищенні обхвату пласта впливом по вертикалі. Таким чином, рядние системи переважні при розробці сильно неоднорідних по вертикальному розрізу пластів.

У пізній стадії розробки пласт виявляється в значній своїй частині зайнятою витісняючою нафту речовиною (наприклад, водою). Однак вода, просуваючись від нагнетательних свердловин до добувних, залишає в пласті деякі зони з високої нефтенасищенностью, близької до первинної нефтенасищенности пласта, т. е. так звані целики нафти. На мал. 14 показані целики нафти в елементі пятиточечной системи розробки. Для видобування з них нафти в принципі можна пробурити свердловини з числа резервних, внаслідок чого отримують девятиточечную систему.

Крім згаданих відомі наступні системи розробки:система з батарейним (кільцевим) розташуванням свердловин (мал. 15), яку можна використати в рідких випадках в покладах кругової форми в плані; система при бар'єрному заводненні, вживаному при розробці нафтогазових покладів;змішані системи-комбінація описаних систем розробки, іноді зі спеціальним розташуванням свердловин, використовують їх при розробці великих нафтових родовищ і родовищ зі складними геолого-фізичними властивостями.

Рис. 14. Елемент пятиточечной системи, що трансформується в елемент девятиточечной системи розташування свердловин

1 - «чверть» основних добувних свердловин пятиточечного елемента (кутові свердловини), 2 - целики нафти (застійні зони), 3 - додатково пробурені добувні свердловини (бічні свердловини), 4 - заводнена область елемента, 5 - нагнетательная свердловина

Рис. 15. Схема батарейного розташування свердловин

1 - нагнетательние свердловини, 2 - умовний контур нефтеносности, 3 і 4 - добувні свердловини відповідно першої батареї радіусом R1и другої батареї радіусом R2

Крім того, используютизбирательное системи впливу, вживані для регулювання розробки нафтових родовищ з частковою зміною системи, що раніше існувала.

У разі застосування методів впливу при розробці виснажених покладів їх називають повторними. Якщо вони застосовуються з самого початку розробки покладу, їх називають первинними. Вакуум-процес є типовим повторним способом і ніколи не застосовується з самого початку експлуатації.

Метод підтримки тиску шляхом закачки газу звичайно застосовується в покладах, які мають газову шапку. Підтримка тиску шляхом закачки газу переслідує мету підтримувати енергетичні ресурси пласта в процесі експлуатації. Для цього з самого початку експлуатації в сводовую частину структури захитали газ через нагнетательние свердловини, розташовані вдовж довгої осі структури. Крім того, закачка газу іноді застосовується при майданному витисненні нафти газом (метод Маріетта).

Термічний вплив на пласт здійснюється шляхом закачки гарячої води в пласт через нагнетательние свердловини. Закачка гарячої води застосовується при заводненні пластів, вмісних сильно парафинистую нафту і що мають температуру біля 100° С. Закачка холодної, води в такий пласт приводить до охолоджування пласта, до випадання парафіну, який закорковує пори пласта.

У тому випадку, коли вплив на пласт по коштах закачки води здійснюється після розробки покладу при режимі розчиненого газу, можна виділити два основних етапи: а) період безводної здобичі, коли вода, що нагнітається йде на заповнення дренированних пустот, зайнятих газом низького тиску, і на заміщення залишкової нафти, що витісняється; б) період прогресуючого обводнення експлуатаційних свердловин.

До моменту прориву води в експлуатаційні свердловини весь поровое простір в пласті буде зайнято рідкою фазою, тому подальший процес заводнення буде сталим: кількість рідини, що добувається в доби буде дорівнює добовому об'єму води, що захитаю.

Узагальнення матеріалів, проведенноеамериканскими дослідниками, показало, що коефіцієнт видобування нафти при режимі розчиненого газу в середньому становить 20% від геологічних запасів. Застосування майданного заводнення на останній стадії розробки збільшує його до 40%. У той же час застосування заводнення на самому початку розробки збільшує коефіцієнт видобування від 60 до 85%. Згідно з розрахунками американських фахівців, на родовищі Ист-Тексас очікується кінцева нефтеотдача порядку 80% від геологічних запасів.

Можна указати ще чотири параметри, якими характеризують ту або інакшу систему розробки.

1.Параметр густини сітки скважинSc, рівний площі нефтеносности, що доводиться на одну свердловину, незалежно від того, є свердловина добувної або нагнетательной.

Якщо площа нефтеносности родовища рівна S, а число свердловин на родовищі n, то Sc= S/n. Розмірність [Sc] - м2/вкв. У ряді випадків використовують параметр Sсд, рівний площі нефтеносности, що доводиться на одну добувну свердловину.

2.Параметр А.B. КриловаNкр, рівний відношенню витягуваний запасів нафти N до загального числа свердловин на родовищі Nкр= N/n. Розмірність параметра [Nкр] =т/вкв.

3. Параметр, равнийотношениючисланагнетательних скважинnнкчислудобивающих скважинnд= nн/nд. Параметр - безрозмірний. Параметр для трехрядной системи рівний приблизно 1/3, а для пятирядной ~1/5.

4. Параметрр, равнийотношениючисларезервних свердловин, що буряться дополнительнок основному фондускважин на родовищі до загального числа свердловин. Резервні свердловини бурять з метою залучення в розробку частин пласта, не охоплених розробкою внаслідок що виявилися в процесі експлуатаційного його разбуривания не відомих раніше особливостей геологічної будови цього пласта, а також фізичних

властивостей нафти і вмісних її порід (литологической неоднорідності, тектонічних порушень, неньютоновских властивостей нафти і т. д.).

Якщо число свердловин основного фонду на родовищі складає n, а число резервних свердловин nр, тори= nр/n. Параметрр- безрозмірний.

Параметр густини сітки свердловин Sсвообще говорячи, може змінюватися в дуже широких межах для систем розробки без впливу на пласт. Так, при розробці родовищ сверхвязких нефтей (в'язкістю в декілька тисяч 10-3Па*з) він може становити 1 - 2*104м2/вкв. Нафтові родовища з низкопроницаемими колекторами (соті частки мкм2) розробляють при Sc= 10 - 20*104м2/вкв. Звісно,

розробка як родовищ високов'язких нефтей, так і родовищ з низкопроницаемими колекторами при вказаних значеннях Scможет бути економічно доцільною при значній товщині пластів, т. е. при високих значеннях параметра А. І. Крилова або при невеликих глибинах залягання пластів, що розробляються, т. е. при невеликій вартості свердловин. Для розробки звичайних колекторів Sc= 25 - 64*104м2/вкв.

При розробці родовищ з високопродуктивними трещиноватими колекторами Scможет бути рівний 70 - 100*104м2/вкв і більш. Параметр Nкртакже змінюється в досить широких межах. У деяких випадках він може бути рівний декільком десяткам тисяч тонн нафти на свердловину, в інших - дійти до мільйона тонн нафти на свердловину.

Для систем розробки нафтових родовищ без впливу на пласт параметр, природно, рівний нулю, а параметррможет складати в принципі 0,1 - 0,2, хоч резервні свердловини в основному передбачають для системи з впливом на нафтові пласти.

Випробувальні і допоміжні відділення складальних цехів
Методи боротьби зі складністю
Габарити залізниці і відстані між осями шляхів
Тема 1. Поняття і структура фінансового ринку
Передавальні функції

© ni.biz.ua - портал навчальної інформації