Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений - файл n1.docx

приобрести
Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений
скачать (1073 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.docx1073kb.11.06.2012 05:21скачать

n1.docx

1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Системы последовательной разработки объектов.

Системы последовательной разработки объектов можно реализовать по следующим основным вариантам.

1. Разработка сверху вниз, при которой каждый нижележащий объект эксплуатируется после вышележащего. Она применялась в первый период развития нефтяной промышленности и в настоящее время признана в основном нерациональной, так как задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения и расход металла на обсадные трубы, повышает опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов при разбуривании нижележащих объектов.

2. Разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего, так называемого опорного объекта, а затем переходят на возвратные объекты. При наличии многих объектов в качестве опорных также выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные объекты с достаточно большими запасами нефти, а в качестве возвратных - остальные объекты. Тогда приступают к разработке опорных объектов, тем самым не задерживают эксплуатацию вышележащих продуктивных объектов с большими запасами.

Нужно отметить, что лучшие показатели могут быть достигнуты комбинацией всех перечисленных выше вариантов систем разработки многопластового месторождения.

5.4. Рациональная система разработки.

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.

1. 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.

2. 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.

Внимательное рассмотрение двух названных критериев указывает на то, что они содержат два противоположных требования. Первый критерий требует применения редких сеток, второй — более плотной сетки. Кроме того, сгущение скважин и поддержание пластового давления увеличивают себестоимость нефти. Следовательно, ни наименьшая степень взаимодействия между скважинами, ни максимальный коэффициент нефтеотдачи отдельно не могут быть приняты в качестве единственных критериев рациональности системы разработки.

3. 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 прорабатываются такие вопросы:

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

5.5. Основные геологические данные для проектирования разработки.

В связи с необходимостью быстрого ввода нефтяных и газовых месторождений в разработку обретают особую значимость вопросы установления рациональной их разведанности с определением минимального объема исходных данных для проектирования системы разработки.

Составление технологической схемы или проекта разработки базируется на следующих геолого-промысловых материалах, полученных в результате геолого-разведочных работ и опытной эксплуатации.

  1. В результате геолого-поисковых разведочных работ должны быть построены детальные структурные карты по кровле и подошве нефтяного пласта с показом тектонических нарушений, линий выклинивания и замещения продуктивных отложений на непродуктивные. Кроме того, должны быть построены карты изопахит и литолого-стратиграфические разрезы.

  2. Должно быть установлено положение внутреннего и внешнего контуров нефтеносности вода — нефть (ВНК) и нефть —газ (ГНК).

  3. Подлежат исследованию в лабораториях свойства нефти, газа и воды в пластовых и поверхностных условиях. Среди свойств пластовой нефти с особой тщательностью должны быть исследованы такие параметры, как давление насыщения нефти газом и зависимость вязкости, объемного коэффициента пластовой нефти от давления насыщения. Высокая достоверность и правильность определения этих параметров необходимы для, расчетов показателей разработки залежи нефти.



  1. Коллекторские свойства пласта (пористость, проницаемость, карбонатность и другие) должны быть изучены как по данным пластового керна, так и с помощью промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Обработку первичных материалов исследований коллекторских свойств пласта необходимо проводить с привлечением математической статистики. Следует заметить, что коллекторские свойства в законтурной, водоносной части пласта должны изучаться с неменьшей тщательностью, так как состояние пласта в законтурной части нередко предопределяет подход к вариантному решению по выбору системы разработки. Нельзя распространять результаты изучения коллекторских свойств центральной, нефтенасыщенной части пласта на законтурные его части. Практика разработки нефтяных месторождений показывает, что для большинства месторождений коллекторские свойства пласта в законтурной части отличаются чаще в сторону ухудшения.

  2. На стадии опытной эксплуатации скважин должны быть тщательно измерены начальные пластовые давления и установлена динамика изменения давления во времени. В пробуренных скважинах должны быть определены коэффициенты продуктивности, пьезопроводности при установившихся режимах фильтрации. Если в объект разработки включаются неоднородные пласты с выделением отдельных пропластков, то в скважинах следует проводить исследования скважинными дебитомерами. Особую значимость на стадии опытной эксплуатации скважин имеют исследования по установлению дебитов или предельных депрессий, определяемых из условия пескопроявления скважин, подтягивания конусов воды или газа и др.

Несвоевременное изучение этих вопросов может привести к тому, что полученная в результате гидродинамических расчетов величина отбора нефти не будет достигнута при фактической эксплуатации скважин, и потребуются дополнительные исследования с последующим пересчетом технологических показателей разработки.

6. На стадии опытной эксплуатации месторождения должны быть намечены и проведены исследования и наблюдения по изучению проявлений естественного режима залежей нефти. Значение естественного режима во многом предопределяет подход к проектированию системы разработки и установлению вариантов проектных решений. Так, например, если по результатам наблюдений за опытной эксплуатацией объекта разработки не ожидается проявление режима растворенного газа (давление насыщения существенно ниже начального пластового давления, отмечается поступление в залежь краевых вод), то варианты разработки залежи нефти при режиме растворенного газа при проектировании могут не рассматриваться.

5.6. Системы разработки месторождений.

Системы разработки залежей классифицируют в зависимости от размещения скважин и вида энергии, используемой для перемещения нефти.

Размещение скважин. Под размещением скважин понимают сетку размещения и расстояния между скважинами (плотность сетки), темп и порядок ввода скважин в работу. Системы разработки подразделяют на следующие: с размещением скважин по равномерной сетке и с размещением скважин по неравномерной сетке ( преимущественно рядами ).

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке различают: по форме сетки; по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу; по порядку ввода скважин в работу относительно друг друга и структурных элементов залежи. Сетки по форме бывают квадратными и треугольными (шестиугольными). При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Исследователи часто вкладывают разное содержание в понятие плотности сетки скважин: принимают только площадь разбуренной части залежи; число скважин ограничивают по разным величинам суммарной добычи нефти из них; включают или не включают нагнетательные скважины в расчет; в процессе разработки месторождения число скважин значительно изменяется, площадь нефтеносности при напорных режимах уменьшается, это по-разному учитывают и т. д. Иногда различают малую, среднюю и большую степени уплотнения скважин. Эти понятия весьма условны и различны для разных нефтепромысловых районов и периодов развития нефтяной промышленности. Проблема оптимальной плотности сетки скважин, обеспечивающей наиболее эффективную разработку месторождений , была самой острой на всех этапах развития нефтяной промышленности. Раньше плотность сетки скважин изменялась от 104 м2/скв (расстояние между скважинами 100 м) до (4-9)104 м2/скв, а с конца 40-х - начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30-60) м2/скв. Исходя из теории интерференции и упрощенной схематизации процесса вытеснения нефти водой из однородного пласта, считалось, что при разработке нефтяных месторождений при водонапорном режиме число скважин существенно не влияет на нефтеотдачу.

Практикой разработки и дальнейшими исследованиями установлено, что в реальных неоднородных пластах плотность сетки скважин оказывает существенное влияние на нефтеотдачу. Это влияние тем больше, чем более неоднородны и прерывисты продуктивные пласты, хуже литолого-физические свойства коллекторов, выше вязкость нефти в пластовых условиях, больше нефти первоначально заключено в водонефтяных и подгазовых зонах. Уплотнение сетки скважин в неоднородно-линзовидных пластах существенно увеличивает нефтеотдачу (охват разработкой), особенно при удачном размещении скважин относительно различных линз и экранов. Наибольшее влияние оказывает плотность сетки в диапазоне плотностей сетки более (25-30)104 м2/скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25-30)104 м2/скв влияние хотя и отмечается, однако оно не столь существенное, как при более редких сетках. В каждом конкретном случае выбор плотности сетки должен определяться с учетом конкретных условий.

Сейчас применяют двухстадийное разбуривание первоначально редких сеток скважин и последующее избирательное уплотнение их с целью повышения охвата неоднородных пластов заводнением, увеличения конечной нефтеотдачи и стабилизации добычи нефти. В первую стадию бурят так называемый основной фонд добывающих и нагнетательных скважин при малой плотности сетки. По данным бурения и исследования скважин основного фонда уточняется геологическое строение неоднородного объекта, в результате чего возможны изменения плотности сетки скважин, которые разбуривают во вторую стадию и называют резервными. Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания и застойных зон, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда в пределах контура их размещения. Число резервных скважин обосновывается с учетом характера и неоднородности пластов (их прерывистости), плотности сетки скважин, соотношения вязкости нефти и воды и т. д. Число резервных скважин может составлять до 30 % основного фонда скважин. Их место размещения следует планировать в более ранние сроки разработки. Отметим, что для замены фактически ликвидированных скважин из-за старения (физического износа) или по техническим причинам (в результате аварий при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин) требуется обосновывать также число скважин-дублеров, которое может достигать 10-20 % фонда.

По темпу ввода скважин в работу можно выделить одновременную (еще называют «сплошная») и замедленную систему разработки залежей. В первом случае темп ввода скважин в работу быстрый — все скважины вводят в работу почти одновременно в течение первых одного — трех лет разработки объекта. При большом сроке ввода систему называют замедленной, которую по порядку ввода скважин в работу различают на системы сгущающуюся и ползучую. Сгущающуюся систему целесообразно применять на объектах со сложным геологическим строением. Она соответствует принципу двухстадийного разбуривания. Ползучую систему, ориентированную по отношению к структуре пласта, подразделяют на системы: а) вниз по падению; б) вверх по восстанию; в) по простиранию. В практике разработки крупных отечественных месторождений ползучая и сгущающаяся системы разработки комплексно сочетают. Только трудные природные (топи, болота) и геологические условия определили применение ползучей системы на Самотлорском месторождении.

Системы разработки с размещением скважин по равномерной сетке считают целесообразными при режимах работы пласта с неподвижными контурами (режим растворенного газа, гравитационный режим), т. е. при равномерном распределении по площади пластовой энергии.

Системы разработки с размещением скважин по неравномерной сетке аналогично различают: по плотности сетки; по темпу ввода скважин в работу (ввода рядов скважин — работают один ряд, два, три); по порядку ввода скважин в работу. Дополнительно их разделяют: по форме рядов — с незамкнутыми рядами и с замкнутыми (кольцевыми) рядами; по взаимному расположению рядов и скважин — с выдержанными расстояниями между рядами и между скважинами в рядах и с уплотнением центральной части площади.

Такие системы широко использовали при режимах работы пласта с подвижными контурами (водо-, газонапорный, напорно-гравитационный и смешанный режимы). При этом скважины размещали рядами, параллельными первоначальному контуру нефтеносности. При современном проектировании первоначальная расстановка скважин почти всегда равномерная.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы разработки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (без ППД); системы с поддержанием пластового давления, когда применяют методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.

По методам регулирования баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с закачкой газа в пласт.

Системы разработки с искусственным заводнением пластов могут осуществляться по следующим основным вариантам: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, барьерное, блоковое, сводовое, очаговое, площадное заводнение.

Системы разработки с закачкой газа в пласт могут применяться по двум основным вариантам: закачка газа в повышенные части залежи (в газовую шапку), площадная закачка газа.

5.7. Показатели разработки месторождений.

Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих и нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты, реализацию за вычетом транспортных расходов и налогов, потребность в кредите, плату за кредит, возврат кредита.

5.8. Стадии разработки нефтяных месторождений.

Отношение годовой добычи нефти к начальным балансовым запасам характеризует темп разработки месторождения.

На основании анализа темпа разработки месторождения выделяется четыре стадии (рис. 5.1): нарастающего уровня добычи (I), постоянного уровня добычи нефти (II), периода падающей добычи нефти (III) и завершающего периода добычи нефти (IV).

Характерная особенность первого периода - постепенный рост объемов добычи нефти, обусловленный непрерывным вводом в работу из бурения добывающих скважин. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует. Продолжительность этого этапа зависит от многих факторов, главные из которых: величина извлекаемых промышленных запасов; размеры месторождения и величина пластового давления; толщина и число продуктивных горизонтов; свойства продуктивных пород и самой нефти; наличие средств для разработки месторождения и другие. Продолжительность первого периода составляет около 4-6 лет. Себестоимость 1 т нефти в этот период сравнительно высокая в связи со строительством новых скважин, обустройством промысла.

Второй этап разработки характеризуется постоянством уровня добычи нефти и минимальной себестоимостью. В этот период фонтанные скважины переводятся на механизированный способ добычи за счет прогрессирующей обводненности скважин. Падение добычи нефти в этот период сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. Конец второго этапа характеризуется тем, что увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объемы добычи нефти и ее уровень начинает снижаться. Обводненность нефти в конце данного периода может достигать 50%. Продолжительность периода составляет около 5-7 лет. Себестоимость добычи нефти в этот период является наиболее низкой.




Рис. 5.1.Стадии разработки эксплуатационного объекта

Третий период разработки характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Этот этап заканчивается при достижении 80-90 % обводненности. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи, отдельные скважины выводятся из работы в связи с предельной обводненностью. Себестоимость 1 т нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин. Продолжительность данного периода составляет 4-6 лет.

Четвертый этап разработки характеризуется большими объемами добычи пластовой воды и малыми объемами добычи нефти. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Себестоимость добычи нефти в этот период возрастает до пределов рентабельности. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет.

В целом можно сделать вывод, что общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет. Практика разработки нефтяных месторождений в целом подтверждает этот вывод.

5.9. Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений в зависимости от уровня годовых отборов газа принято выделять три периода: нарастающей добычи, постоянной добычи и падающей добычи газа.

Для того, чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов, разработку месторождений начинают еще во время их разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов внутрипромыслового сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча газа из месторождения возрастает. Поэтому период, совпадающий с разбуриванием и обустройством месторождения, называют периодом нарастающей добычи.




Рис. 5.2. Динамика показателей разработки газовой залежи

После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает период постоянной добычи. Из крупных месторождений за этот период отбирается 60% запасов газа.

По мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Этот период разработки месторождения называют периодом падающей добычи. Он продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня. На рис. 5.2 показано изменение пластового давления, числа скважин, их дебита и годовых отборов газа в различные периоды разработки газовых месторождений.

Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений. В процессе разработки средних по запасам месторождений период постоянной добычи газа часто отсутствует. А при разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.

Вначале разработки месторождения пластовое давление бывает обычно достаточным для транспортирования газа от скважин к установкам подготовки газа, а от них — прямо в газопровод для дальнего транспорта. Этот период разработки называют бескомпрессорным. В настоящее время для дальнего транспорта используют трубы, рассчитанные на рабочее давление 5,5 и 7,5 МПа, проектируют газопроводы с рабочим давлением 10 — 12 МПа. Газ, поступающий с промысла на прием магистрального газопровода, должен иметь давление, равное рабочему давлению газопровода. По мере падения пластового давления наступает время, когда для подачи газа в магистральный газопровод возникает необходимость использования дожимной компрессорной станции. С этого времени начинается компрессорный период разработки месторождения. Время ввода дожимной компрессорной станции, ее мощность влияют на технико-экономические показатели разработки месторождения, так как связаны с системой разработки и обустройством промысла.

В зависимости от подготовленности месторождения к разработке и степени выработанности запасов различают период опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.

При опытно-промышленной эксплуатации наряду с поставкой газа потребителю проводят доразведку месторождения с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов как правило не превышает 3 -4 лет.

В период промышленной эксплуатации месторождений основная задача — выполнение плановых поставок газа потребителю.

В период доразработки месторождения добываемый газ используют обычно для местных нужд, дальний транспорт его становится экономически нецелесообразным.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений выделяют также периоды разработки без поддержания пластового давления и с его поддержанием.

5.10. Особенности разработки газовых месторождений.

Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа в пласте к добывающим скважинам при помощи определенной системы размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии.

Основное требование к системе разработки — обеспечение минимума затрат на добычу заданных объемов газа при заданной степени надежности и соблюдении норм охраны недр. Достижение этих условий осуществляется на стадии проектирования системы разработки оптимальным выбором и учетом всех ее элементов, основными из которых являются:

режим разработки залежи;

схема размещения скважин;

технологический режим эксплуатации скважин и их конструкция;

схема сбора и подготовки газа.

Для составления проектов разработки требуется также следующая информация:

геологическая характеристика месторождения (стратиграфия, тектоника, литология);

характеристика продуктивных горизонтов (фильтрационно- емкостные параметры, толщина, протяженность, запасы газа);

положение ГВК, характеристика водонапорной системы;

физико-химическая характеристика природного газа и пластовых вод;

данные о степени сообщаемости продуктивных горизонтов и др.

Значительную часть этой информации с достаточной степенью достоверности невозможно получить на стадии разведки месторождения Этот фактор, а также экономические соображения, связанные с высокой стоимостью разведки газовых месторождений, приводят к тому, что разработку месторождения фактически начинают до получения всей информации и составления проекта разработки. Разработка месторождения осуществляется в два этапа.

На первом этапе, который рассматривается как завершающий период комплексной разведки объекта, проводят опытно-промышленную эксплуатацию месторождения (ОПЭ). В результате получают наиболее достоверные геологопромысловые сведения о месторождении.

Для решения вопроса о необходимости проведения разведочных работ с применением опытной или опытно-промышленной эксплуатации составляют специальные проекты, подобные проектам разработки газовых месторождений.

На втором этапе осуществляют промышленную разработку по проекту, составленному на основе достаточно полных и достоверных данных опытно-промышленной разработки.

С целью повышения эффективности разработки в процессе промышленной разработки месторождения по мере бурения новых скважин, уточнения и дополнения исходных данных проект периодически пересматривают и в него вносятся коррективы. Особенно существенные изменения возможны в связи с уточнением режима разработки залежи, который, как правило, трудно определить в процессе разведочных работ и даже при эксплуатации месторождения на ранней стадии.

Проекты разработки газовых месторождений составляют обычно научно-исследовательские организации на основании данных разведки, исследования скважин и запасов газа.

5.11. Особенности разработки газоконденсатных месторождений.

Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений— возможность в результате снижения давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Конденсат — ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождения.

В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления) как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с другими методами, затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным.

Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения.

Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг-процесс) обеспечивает наиболее высокую конденсато- и газоотдачу месторождения. В начальный период разработки месторождения с помощью сайклинг-процесса товарный продукт — конденсат, при этом осушенный (отбензиненный) газ возвращается в залежь. После извлечения основного количества конденсата месторождение разрабатывается как чисто газовая залежь на истощение. Применяют процессы различных видов — полный сайклинг (с закачкой всего добываемого газа), неполный сайклинг (с возвращением в пласт части добываемого газа), канадский сайклинг (газ закачивается в летний период, а отбирается в период наибольшего потребления).

Эффективность сайклинг-процесса в большей степени зависит от неоднородности коллекторских свойств пород по толщине и площади пласта. Из-за опережающего прорыва сухого газа по отдельным высокопроницаемым интервалам в неоднородных пластах конечная конденсатоотдача может оказаться низкой. Основной недостаток сайклинг-процесса — длительная консервация запасов газа и значительные затраты на компрессорное хозяйство для обратной его закачки.

Искусственное заводнение осуществляют для поддержания пластового давления путем площадного законтурного нагнетания в залежь воды. В этом случае с начала эксплуатации месторождения ведутся совместный отбор и сдача потребителю газа и конденсата. В то же время возможны потери газа и конденсата, вызванные их защемлением в пласте водой.

Система разработки газоконденсатного месторождения выбирается на основании тщательного изучения геолого-промысловой характеристики залежи, состава и свойств газа и конденсата после сопоставления технико-экономических показателей различных вариантов и способов разработки.

5.12.Регулирование процесса разработки месторождений.

Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.

Регулирование (оптимизацию) процесса разработки проводят на основе большого числа частных критериев, среди которых можно выделить следующие:

технологические — обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением и др.;

экономические — обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др. Множество частных критериев обусловлено сложностью решения задач оптимизации разработки, однако все они должны подчиняться основному принципу разработки, включающему следующие критерии: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи. Поскольку задача многокритериальна с противоречивыми критериями, то внедрение каждого метода регулирования в условиях конкретного месторождения должно обеспечить экономическую эффективность.

По признаку изменения системы воздействия методы регулирования можно разделить на две группы: без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин; частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин.

К первой группе можно отнести такие методы регулирования.

> воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечивает улучшение гидродинамического совершенства и увеличение продуктивности скважин, изоляцию (ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение профиля притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пласта в добывающих и нагнетательных скважинах;

Во вторую группу могут входить следующие методы регулирования:

Регулирование разработки осуществляется в течение продолжительности эксплуатации месторождения. Круг решаемых методом регулирования задач определяется преимущественно стадией процесса разработки. Применительно к режиму вытеснения нефти водой можно назвать такие основные задачи регулирования.

На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.

На второй стадии разработки одна из главных задач регулирования— обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти. Для этого используют различные методы, обеспечивающие решение ряда частных задач. Наибольшее применение находят бурение резервных скважин, изменение режимов их работы, воздействие па призабойную зону пласта. Эффективны также ограничение дебитов высокообводненных скважин внешних рядов или даже их остановка и увеличение отборов по безводным и малообводненным скважинам внутренних рядов. Этим будут решаться также задачи предупреждения или сокращения преждевременного прорыва воды по отдельным направлениям («языки» обводнения) или пластам. Целесообразно также применение методов второй группы. Необходимость изменения системы воздействия или системы разработки может быть вызвана требованием повышения текущей добычи нефти из залежи в связи с ростом потребностей в нефтепродуктах, изменением представления о геологическом строении и запасах месторождения, несовершенством проектных решений в силу ограниченности и неточности исходной информации.

На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добываемой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравниванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.

Задача регулирования на четвертой завершающей стадии — дренирование невыработанных пропластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости, добуриванием скважин и др.

Поскольку процесс добычи нефти характеризуется гидравлически неразрывной связью системы «пласт —скважины —нефте-газоводосборные трубопроводы — установка подготовки нефти и воды — водотрубопроводы утилизации попутной воды», то пределы и возможности методов регулирования обусловлены ограничивающим действием этих элементов общей системы. Учет их влияния необходим при выборе методов регулирования. Различают технологические, технические и планово-экономические ограничения методов регулирования.

К основным технологическим ограничениям можно отнести следующие: число скважин, их размещение и очередность ввода; тип системы заводнения; ограничения по давлению и дебитам скважин. По мере сгущения сетки скважин дебит залежи сначала увеличивается, достигая максимума, а затем может уменьшаться при фонтанной эксплуатации скважин. С разрежением сетки скважин ценность каждой скважины и требования к ее техническому состоянию возрастают, увеличиваются удельные отборы на одну скважину, что приводит к уменьшению «запаса прочности» системы разработки и возможностей маневрирования отборами по скважинам и регулирования процессом разработки. Чем интенсивнее система заводнения, тем выше темпы отбора. Ограничения давления и дебитов скважин определяются условиями фонтанирования скважин (минимальное забойное давление фонтанирования), выноса песка (разрушение слабосцементированного пласта), конусообразования подошвенной воды и верхнего газа, недопущения значительного выделения газа из нефти в пласте (Р30,75Рн), срыва подачи насоса из-за вредного влияния свободного газа и др.

Технические ограничения накладываются системой ППД (максимальные давления и подачи насосов, ограниченность ресурсов воды, мощность установок подготовки воды, оборудования для совместно-раздельной закачки воды и др.); подъемным оборудованием скважин (максимальная производительность); системой сбора и транспорта продукции (максимальная пропускная способность трубопроводов, мощность насосных станций) ; системой подготовки нефти (максимальная производительность установок, зависящая от обводненности и стойкости эмульсии, требований по кондиции товарной нефти); системой очистки и утилизации пластовой попутной воды (мощность установок и пропускная способность).

К экономическим ограничениям можно отнести годовой план добычи нефти (предельный минимальный отбор из залежи), экономические показатели (капитальные вложения, себестоимость и др.).

Проявление рассмотренных ограничений связано со стадией процесса разработки и обусловливает выбор метода регулирования.

Основными материалами, на которых основываются предложения по регулированию разработки месторождения являются карты разработки и карта изобар. Карта разработки показывает изменение дебитов нефти и воды скважин по площади месторождения. Их строят на основании текущего дебита нефти и воды скважин, непосредственно на карте значение дебита выражается радиусом круга, вычерчиваемого на плане расположения скважин. Радиус круга рассчитывают из условий:

(5.1)

где q - дебит скважин, м3/сут. Долю нефти в продукции скважин показывают разделением круга на два сектора, которые на карте закрашиваются в два цвета. Соотношение длин дуг секторов определяет доли нефти и воды в продукции скважин.

На рис. 5.3 показана принципиальная карта-схема, характеризующая изменение дебита жидкости по скважинам и обводненность продукции скважин.




Рис. 5.3. Ката разработки залежи нефти.

1 - нагнетательная скважина; 2 - добывающая скважина; 3 - контур нефтеностности

Не менее важна для регулирования процесса разработки карта изобар, которую строят на основании результатов измерения пластового давления в добывающих и нагнетательных скважинах после их остановки. А так как истинное (измеренное) давление еще не определяет направление фильтрации жидкости в пласте, то истинные давления пересчитывают в приведенные, после чего соединением одинаковых значений давления между скважинами плавной кривой получают карту изобар (рис. 5.4). По карте изобар устанавливают основные направления потоков жидкости в пласте.

По картам разработки, изобарам, а также графикам, характеризующим изменение добычи нефти, воды, газа, пластового давления во времени оценивают состояние разработки залежи нефти и намечают мероприятия по регулированию разработки для достижения более высокой нефтеотдачи.




Рис. 5.4. Карта изобар

5.13. Контроль процесса разработки месторождений.

Принятие решений по выбору метода регулирования и установлению эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа. Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. По мере накопления данных периодически, а также перед составлением каждого проектного документа выполняют анализ процесса разработки, включающий комплекс исследований, расчетов и логических выводов.

Задача контроля — обеспечение высокого качества первичной информации. Оно определяется перечнем, объемом, представительностью информации, точностью измерений и методом обработки. Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений. Объем информации по месторождению определяется объемом информации по каждой скважине, который зависит от выбора периодичности замера показателей, а представительность - от выбора момента времени (периодичности) и продолжительности проведения измерений в скважине. Для определения объема информации и повышения ее точности следует использовать методы математической статистики, теории случайных функций, теории ошибок и др. Внедрение автоматизированных компьютеризированных систем сбора и обработки информации повысило ее качество и надежность принимаемых решений.

Задачи контроля в начальный период эксплуатации сводятся к подготовке исходных данных для составления проекта разработки. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разработки и методов ее регулирования. По применяемым четырем видам контроля процесса разработки можно назвать следующие частные задачи, решаемые нефтепромысловыми службами с применением гидродинамических, геофизических и лабораторных методов:

1. Контроль выработки запасов: учет количества продукции иобъема закачки воды (газа); изучение перемещения ВПК и ГНК; изучение полноты выработки продуктивных пластов (охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдача, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).

2. Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля притока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами; изучение изменения физико- химических свойств нефти, газа и воды (в пластовых и поверхностных условиях).

  1. Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление негерметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др.

  2. Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок; определение анизотропии, трещинноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.

Контроль должен проходить с определенной периодичностью. При обычной стационарной работе скважин:

определение коэффициента продуктивности по методу установившихся отборов по каждой добывающей скважине один раз в три месяца в течение двух-четырех недель; определение коэффициента приемистости по методу установившихся закачек по каждой нагнетательной скважине один раз в три месяца в течение одной-двух недель;

определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (при возможности и необходимости определение солености воды, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти) и газового фактора по каждой добывающей скважине один раз в месяц в течение суток;

определение объема закачки вытесняющего агента и закачки индикаторов по каждой нагнетательной скважине один раз в месяц или по специально обоснованной программе;

определение забойного и устьевого давления по каждой добывающей скважине один раз в неделю.

При проведении специальных исследований на скважинах:

определение коэффициента продуктивности по методу установившихся отборов по добывающей скважине один-два раза в месяц в течение двух-четырех недель;

определение коэффициента приемистости по методу установившихся закачек по нагнетательной скважине один-два раза в месяц в течение одной-двух недель;

определение дебита жидкости, дебита нефти, обводненности (солености, концентрации индикаторов в воде и природных меток нефти) и газового фактора по добывающей скважине один раз в неделю или чаще;

определение закачки вытесняющего агента и индикаторов по нагнетательной скважине один раз в неделю или по специальной программе;

исследование глубинными приборами — расходомером, термометром и влагомером добывающей скважины, расходомером и термометром нагнетательной скважины один раз в месяц;

определение забойного и устьевого давления у добывающей и нагнетательной скважины один раз в неделю.

При необходимости число определений может быть увеличено.

Точность определения дебитов, обводненности и давлений должна быть удовлетворительной, позволяющей принимать безошибочные инженерные решения по изменению режима и прекращению работы скважин, а это значит, что точность определения должна быть достаточно высокой.

Изменения забойного и пластового давления происходят значительно быстрее, чем связанные с ними изменения коллекторских свойств нефтяных пластов. Поэтому предпочтение отдается исследованию скважин по методу установившихся отборов (закачек). К тому же более медленное исследование позволяет лучше установить взаимодействие добывающих и нагнетательных скважин и выявить направления движения вытесняющего агента.

Основные способы получения информации при контроле — измерение продукции скважин на поверхности, исследование мест притока и состава жидкости в стволе скважины, исследование пластов в разрезе скважин. Следовательно, задачи решаются и по отдельным скважинам (оперативный контроль) и по залежам (месторождениям) в целом (системный контроль).

5.14. Анализ процесса разработки месторождений.

В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования. Важная часть анализа — сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных.

Круг задач анализа определяется в основном режимом работы пласта и стадией процесса разработки. В общем при водонапорном режиме анализ процесса разработки может включать следующие задачи.

  1. Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.

  2. Анализ технологических показателей разработки (по месторождению, отдельным объектам и участкам):

а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных отборов с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и нагнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распределения добычи флюидов по площади и толщине пласта (соотношения накопленной
и текущей добычи и закачки по месторождению и пласту с выделением характерных участков месторождения по интенсивности их разработки);

б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействия пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин, характерных участков месторождения по распределению пластового давления, степени охвата пласта влиянием закачки);

в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции; изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);

г) состояния выработки запасов нефти (определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения, потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам)

3. Анализ состояния техники добычи:

а) фонда скважин по способам эксплуатации (разбивка скважин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуатации и определение условий и времени прекращения фонтанирования скважин, ожидаемого изменения фонда скважин по способам эксплуатации);

б) применяемых методов обработки призабойной зоны (выявление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабойной зоны; установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны);

в) применяемых способов, технологии и техники эксплуатации скважин и состояния наземного и подземного оборудования (установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа, технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования при механизированном способе добычи; выявление наиболее эффективных и экономичных способов добычи и оборудования для подъема жидкости и повышения КПД; оценка пропускной способности насосно-компрессорных труб);

г) систем сбора, подготовки и транспортирования нефти и попутной воды (выявление эффективных систем и их технического состояния; наиболее эффективных и экономичных процессов в системах; ограничений по мощности, пропускной способности идавлениям промысловых и магистральных трубопроводов);

д) систем диспетчеризации и автоматизации контроля и управления работой оборудования и процесса добычи (установление наиболее эффективных и экономичных систем, границ возможного и целесообразного их применения; оценка эффективности и технического состояния применяемых систем).

4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости (установление динамики, оценка по факторам изменения и по статьям затрат); б) капитальных вложений (установление динамики, оценка по направлениям промыслового обустройства и по удельной величине); в) производительности труда (установление динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам, удельной численности работников, в том числе рабочих); г) рентабельности предприятия (выявление путей повышения рентабельности добычи нефти).

Заключительной составной частью анализа следует рассматривать прогноз процесса разработки, связанный с предсказанием течения технологических процессов в будущем как при неизменных условиях, так и при проведении работ по регулированию. Цель его состоит в исследовании тенденций протекания процессов разработки в прежних и новых условиях.

5.15. Основы проектирования разработки месторождений.

На основании опыта разработки нефтяных месторождений установлен следующий порядок проектирования и содержания основных проектных документов:

1) схема опытной эксплуатации; 2) технологическая схема разработки; 3) проект разработки; 4) комплексный проект разработки.

Схема опытной эксплуатации составляется с целью получения дополнительных данных о геолого-промысловых характеристиках пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушивания, изучения приемистости нагнетательных скважин.

Схема опытной эксплуатации обосновывает первоочередное бурение добывающих скважин, когда разведка месторождения еще не закончена, запасы нефти и газа еще не утверждены в ГКЗ (Государственная комиссия по запасам).

Схема опытной эксплуатации составляется с учетом данных опробования разведочных скважин и предварительной оценки запасов нефти. В содержании схемы опытной эксплуатации находят отражение следующие вопросы:

кратко освещается геологическое строение месторождения и геолого-физическая характеристика пластов и жидкостей;

выполняется ориентировочный подсчет запасов нефти и газа;

рассчитываются (ориентировочно) основные технологические показатели по добыче нефти, газа, воды, изменению пластового давления на несколько лет разработки, определяется расположение и число добывающих скважин;

намечаются работы по опытной закачке воды или испытанию других способов воздействия на залежь;

обосновывается необходимый комплекс геолого-промысловых и геофизических исследований;

определяется (ориентировочно) объем капитальных вложений и ожидаемая себестоимость нефти.

Схемы опытной эксплуатации для некрупных месторождений составляются технологическими отделами объединений, ЦНИЛами. После согласования с территориальными органами Госгортехнадзора схема утверждается в нефтедобывающем объединении.

Для крупных месторождений схемы опытной эксплуатации составляются научно-исследовательскими и проектными институтами, согласовываются с органами Госгортехнадзора, объединениями и утверждаются Министерством.

Технологическая схема разработки составляется для месторождений со значительной сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в ГКЗ по невысоким категориям (В и С1), а результаты разведки и опытной эксплуатации не позволяют окончательно определить систему разработки. Цель технологической схемы: 1) наметить систему расстановки скважин на залежи и установить их число; 2) установить необходимость и наметить систему поддержания пластового давления; 3) определить изменение технико-экономических показателей разработки на срок до 10 — 15 лет; 4) установить порядок разбуривания объектов при многопластовом месторождении и очередность бурения скважин на объекте; 5) обосновать необходимый комплекс исследований с целью контроля за разработкой и получения дополнительной информации о геолого-промысловых характеристиках объектов разработки.

Технологическая схема разработки по содержанию включает следующие разделы:

Геологическая часть. Здесь приводятся данные о геологическом строении месторождения, результаты изучения коллекторских свойств продуктивных пластов, свойств пластовых жидкостей, дается оценка нефтеносности и запасов нефти и газа, освещается состояние опытной эксплуатации залежей нефти.

Технологическая часть. В этой части обосновываются исходные данные к гидродинамическим расчетам, устанавливается схема (варианты) разработки и методика гидродинамических расчетов.

Выполняются гидродинамические расчеты по определению технологических показателей вариантов разработки на 10— 15 лет.

Экономическая часть. В ней обосновывается эффективность вариантов разработки с определением объема капитальных вложений, эксплуатационных затрат, себестоимости, сроков окупаемости капитальных вложений и т. д.

В заключительной части технологической схемы даются рекомендации по внедрению выбранного варианта разработки с обоснованием комплексов исследований скважин и наблюдений за состоянием разработки месторождения с целью получения обширной геолого-промысловой информации для последующего составления проекта разработки.

Технологическая схема, как правило, составляется научно-исследовательскими и проектными институтами, согласовывается в окружном Госгортехнадзоре и объединении и утверждается Министерством энергетики.

Проект разработки составляется для месторождения, введенного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, когда геологическое строение месторождения несложное, или технологической схемы.

Проект разработки определяет и обосновывает те же вопросы, что и технологическая схема с более глубокой их проработкой. Так, технологические и экономические показатели определяются по этапам и за весь срок разработки. В проекте обосновывается конечная нефтеотдача и методы ее повышения, намечаются мероприятия по регулированию процесса разработки. Обосновывается резервный фонд скважин. Гидродинамические расчеты в проекте разработки выполняются с учетом неоднородности продуктивных пластов с использованием апробированных методик.

При разработке крупных месторождений составляются комплексные проекты (схемы) разработки, в которых вместе с обоснованием системы разработки дается схема обустройства нефтяного месторождения с решением следующих задач: проектирование сбора, подготовки и транспорта нефти и газа; определение объема и очередности строительства объектов сбора; проектирование объектов поддержания пластового давления (водозаборы, насосные станции, кустовые насосные станции и т. д.); проектирование строительства дорог, линий электропередач, баз производственного обслуживания и т. д.

Составление комплексных проектов (схем) способствует ускорению ввода месторождений в разработку.

При разработке крупных многопластовых месторождений предпочтение отдается составлению генеральных технологических схем разработки (Генсхема). В Генсхеме решаются основные вопросы разработки многопластового месторождения в такой последовательности.

1. На основании результатов геолого-промыслового изучения многопластового месторождения намечаются различные варианты воздействия, в частности, законтурное и внутриконтурное заводнения, включая площадные системы, в различных вариантах выделения объектов разработки. Рассматриваются вопросы эксплуатации каждого горизонта самостоятельной сеткой скважин и различные сочетания объединения нескольких горизонтов в один объект с единой сеткой скважин.

2. Оцениваются добывные возможности намечаемых вариантов разработки при различном числе добывающих и нагнетательных скважин, включая варианты интенсификации процесса увеличения перепада давления между нагнетательными и добывающими скважинами. Определяются технико-экономические показатели разработки по отдельным объектам и месторождению в целом.

На основании комплексного геологического, технологического и экономического анализа выбирается вариант, отвечающий требованиям рациональной системы разработки. Критерием в выборе варианта служит минимум затрат на разработку месторождения в целом при условии выполнения планового задания на добычу нефти. Таким образом, многие вопросы разработки многопластового месторождения должны решаться не по отдельно выделенному горизонту (объекту), а для месторождения в целом. Практика проектирования и разработки месторождений показывает, что наилучшие технологические результаты достигаются при условии совпадения линий нагнетания в плане для всех объектов разработки многопластового месторождения и особенно при внедрении внутриконтурного заводнения.

Нарушение принципа единых совмещенных линий нагнетания («разрезания») может привести к перетокам жидкости между пластами через литологические окна и неплотности цементного кольца за колонной.

Кроме того, совпадение линий нагнетания по различным горизонтам позволяет осуществить систему одновременной раздельной закачки воды в два горизонта через одну скважину. Наилучшие технико-экономические показатели разработки достигаются при одновременном вводе в разработку всех объектов. Преимущество одновременного ввода всех объектов в разработку состоит в лучшей технологии выработки запасов нефти, лучшей организации работ по разбуриванию месторождения, обустройству и добыче нефти. Принятие условия совпадения линий нагнетания по нескольким горизонтам на крупном многопластовом месторождении позволяет вводить его в разработку отдельными участками, блоками.

В первую очередь вводятся в разработку блоки (участки) с наибольшей плотностью запасов и с лучшей геолого-промысловой характеристикой. Такой подход к реализации системы разработки многопластового месторождения позволяет быстро наращивать добычу, а последующим вводом в разработку менее продуктивных участков (блоков) поддерживать добычу на достигнутом высоком уровне.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


Системы последовательной разработки объектов
Учебный материал
© nashaucheba.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации