Материал: Классификация и характеристика систем разработки месторождений

д - девятиточечная прямая, Nд:Nн = 3:1; е - девятиточечная обращенная, д:Nн = 1:3

Очаговое (избирательное) заводнение в основном может применяться при разработке нефтяных залежей с высокой неоднородностью пластов и в качестве дополнительного метода воздействия в сочетании с законтурным или внутриконтурным заводнением для полноты выработки запасов нефти, на участках не охваченных основными системами.

Площадное заводнение основывается на рассредоточенной закачке воды по всей площади нефтеносности. Площадные системы заводнения характеризуются различной активностью воздействия на залежь соотношением нагнетательных и добывающих скважин (1:3; 1:2; 1:1; 2:1; 3:1). Если число нагнетательных скважин соответствует числу элементов залежи, а одна добывающая скважина расположена в центре, то системы могут быть пяти-, семи- и девятиточечными (рис.5).

Пятиточечная система симметрична, и за элемент можно принимать обращенную пятиточечную систему с расположением одной нагнетательной скважины в центре. Отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1. В нормальной семиточечной системе соотношение нагнетательных и добывающих скважин 1:2, а в обращенной - 2:1.

В девятиточечной системе на одну добывающую скважину приходится три нагнетательные (3:1), поскольку из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины приходится соответственно на два и четыре элемента соседних скважин. В обращенной девятиточечной системе, с нагнетательной скважиной в центре квадрата, соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3.

4 Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой (нефтяных оторочек)

Углеводороды, содержащиеся в таких залежах, относят к трудноизвлекаемым запасам. При их разработке в режиме истощения выделяются три системы добычи углеводородов, которые отличаются очередностью извлечения из недр нефти, газа и конденсата:

) опережающая отработка газонасыщенной зоны залежи при отставании разработки нефтенасыщенной зоны:

) опережающая добыча нефти из нефтенасыщенной зоны при газонапорном режиме;

) одновременная разработка газовой и нефтяной частей залежи.

Если залежь разрабатывается с целью опережения добычи газа, то создается градиент давления, направленный в сторону газовой залежи, который способствует перемещению нефти и ее рассеиванию в газонасыщенной части пласта, что приводит к потерям более 50 % углеводородов. Эта система крайне нерациональна.

При опережающей разработке нефтяной оторочки за счет вытеснения нефти газом и водой создаются более благоприятные условия для повышения нефтеотдачи. Но и в этом случае возможно искривление поверхности газонефтяного контакта, особенно в районе добывающих нефтяных скважин, что неизбежно приведет к прорыву газа с последующей блокировкой нефтенасыщенных интервалов.

Наиболее эффективна система при одновременном отборе нефти и газа, при которой ГНК остается в неизменном положении на начальной отметке. Объем добычи определяется из условия равновесного давления на ГНК.

К недостаткам этой системы можно отнести сложность регулирования отбора нефти и газа при недопущении перепада давления между нефте- и газонасыщенной частями.

При восполнении пластовой энергии применение законтурного заводнения эффективно при хорошей гидродинамической связи нефтяной залежи с законтурной областью. Технологические принципы в этом случае не отличаются от применяемых при разработке чисто нефтяных залежей. Однако необходимо поддерживать давление на уровне ниже первоначального, чтобы в законтурную область не уходила закачиваемая вода. Поэтому на первом этапе залежь разрабатывается в режиме расширения газовой шапки или в режиме истощения отбора нефти и газа. Затем осуществляется нагнетание воды и разработка нефтегазовой залежи ведется при неизменном объеме газовой шапки.

Рис.6. Схема размещения скважин при барьерном заводнении

Для полноты извлечения углеводородов из недр наиболее целесообразно применять метод барьерного заводнения. Суть его заключается в создании водяного барьера в зоне ГНК нагнетанием воды в скважины, расположенные в непосредственной близости от внутреннего газоводяного контакта (рис.6). В этом случае газонефтяная залежь искусственно делится на два самостоятельных объекта, которые разрабатываются соответственно, как нефтяная и газовая залежи. К недостаткам барьерного заводнения можно отнести потери газа, защемленного при вытеснении его водяным валом.

5. Системы разработки многопластовых залежей

Если многопластовая залежь объединена в один ЭО, то системы разработки зависят от порядка ввода скважин в эксплуатацию и делятся на две основные группы: · система одновременной разработки объектов; · система последовательной разработки объектов.

Системы одновременной разработки ЭО могут осуществляться по нескольким вариантам.

Раздельная разработка предполагает, что каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Этот метод требует значительных капитальных затрат из-за большого числа скважин, но позволяет надежно контролировать и регулировать процессы разработки.

Рис.7. Совместно-раздельная разработка эксплуатационного объекта НКТ - насосно-компрессорные трубы

Совместная разработка осуществляется единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин для нескольких нефтяных пластов, выделенных в единый ЭО. Это обеспечивает высокие уровни текущей добычи при заданном числе скважин, но не позволяет эффективно регулировать процессы разработки.

Совместно-раздельная разработка позволяет исключить недостатки первых двух вариантов за счет того, что добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной добычи нефти (рис.7), а нагнетательные - для одновременно-раздельной закачки воды или флюидов в соответствующий эксплуатируемый пласт.

Системы последовательной разработки ЭО могут реализоваться по двум основным вариантам.

Разработка сверху вниз предполагает, что каждый нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего. Она применялась в начальный период развития нефтедобывающей отрасли и в настоящее время считается нерациональной, вследствие увеличения объема бурения и повышения степени опасности нарушения охраны недр при разбуривании нижележащих объектов.

Разработка снизу вверх используется, когда объекты начинают эксплуатировать с нижнего опорного (базисного) объекта, а затем переходят на возвратные вышележащие объекты.

При наличии нескольких ЭО в качестве базисного выбирают наиболее изученные высокопродуктивные объекты, а в качестве возвратных - остальные объекты.

При проектировании разработки многопластовых месторождений наиболее высокие показатели могут быть достигнуты комбинациями вариантов перечисленных систем.

6. Cистемы разработки с закачкой газа в пласт

Система наиболее эффективна при больших углах наклона однородных пластов, невысоком пластовом давлении, близком к давлению насыщения нефти газом, малой вязкости нефти.

Закачку воздуха в нефтяные залежи для ППД и повышения нефтеотдачи применяли значительно раньше, чем заводнение. В настоящее время его использование прекращено из-за многих сугубо отрицательных последствий.

Закачка углеводородного газа наиболее эффективна, когда происходит его «смешивание» с нефтью в пластовых условиях. С улучшением смесимости повышается нефтеотдача. При несмешивающемся вытеснении существуют границы раздела фаз, что способствует преждевременному прорыву газа в добывающие скважины, резкому снижению эффективности процессов вытеснения, увеличению энергозатрат.

Для поддержания пластового давления на заданном уровне необходимо, чтобы общий расход нагнетаемого газа равнялся сумме дебитов нефти, воды и газа, приведенных к пластовым условиям.

Эффективность закачки газа зависит от глубины залегания пластов: при малой глубине и высоком давлении нагнетания вероятность прорыва газа увеличивается, а при большой глубине требуется очень высокое давление нагнетания, что не всегда технически осуществимо и экономически оправдано.

Метод восполнения пластовой энергии и вытеснения нефти газом (система ППД) в нашей стране не нашел должного развития. Это обусловлено прежде всего отсутствием производительных компрессоров высокого давления и других технических средств, а также малой эффективностью (или даже отрицательными результатами) внедрения газовой технологии на поздней стадии разработки. Для интенсификации нефтеотдачи в настоящее время более приемлемым считается метод водогазового циклического воздействия. Он осуществляется попеременным нагнетанием газа и воды. Продолжительность цикла по закачке одного агента составляет 10-20 суток.

7. Выбор плотности сетки скважин

Одним из основных факторов, влияющих на выбор плотности и системы размещения скважин, является удельная плотность запасов нефти (содержание промышленных запасов нефти в единице объема). Кроме того, на выбор сетки скважин оказывают влияние зональная и слоистая неоднородность пластов, их прерывистость, физико-химические свойства флюидов и геолого-промысловые характеристики пласта, а также размеры и конфигурация залежей. При критериях денежной оценки эффективность разработки достигается применением крайне редких сеток скважин, но это приводит к значительным потерям углеводородов в пласте. Оптимальная плотность сетки может быть обоснована с учетом всех влияющих на нее факторов и базироваться на основе многофакторных технико-экономических расчетов.

При разработке нефтяных месторождений с применением площадных систем воздействия рациональное соотношение между добывающими N_д и нагнетательными N_н скважинами можно определять по эмпирической зависимости

,

где k_а, k_н и m_а, m_н - соответственно проницаемость и вязкость вытесняющего агента и нефти.

Литература

1. Басарыгин, М.Ю. Строительство и эксплуатация морских нефтяных и газовых скважин. В 4. т. Т. 4 кн. 3; Краснодар: Просвещение Юг - Москва, 2010. - 342 c.

. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2012. - 352 c.

. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2010. - 352 c.

. Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых скважин; Академия - Москва, 2013. - 352 c.

. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений; М.: Недра - Москва, 2010. - 365 c.

. Желтов, Ю.П. Разработка нефтяных месторождений: Учеб. для вузов; М.: Недра - Москва, 2011. - 365 c.

. Кременецкий М.И., Ипатов А.И., Гуляев Д.Н. Информационное обеспечение и технологии гидродинамического моделирования нефтяных и газовых залежей; Институт компьютерных исследований - Москва, 2012. - 896 c.

. Лысенко, В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ; М.: Недра - Москва.