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 10 4 м 2 /скв (расстояние между скважинами 100 м) до (4-9)-10 4 м 2 /скв, а с конца 40-х - начала 50-х годов перешли к сеткам скважин с плотностью (30-60)10 4 м 2 /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) 10 4 м 2 /скв. В диапазоне плотностей сетки менее (25- 30) 10 4 м 2 /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, с подовое, очаговое, площадное заводнение.

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

Введение

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

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

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

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

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

Задачи исследования:

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

Система разработки месторождений

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений.)

Системой разработки

Рациональной

(рис. 1):

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

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

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

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

Внутриконтурное заводнение.

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

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

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

Виды внутриконтурного заводнения:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

На выделение объектов разработки влияют следующие факторы:

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

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

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

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

5. Техника и технология эксплуатации скважин.

В заключение следует еще раз подчеркнуть, что влияние каждого из перечисленных факторов на выбор объектов разработки должно быть сначала подвергнуто технологическому и технико-экономическому анализу и только после него можно принимать решение о выделении объектов разработки.

По лекциям:

При выделении объекта разработки следует учитывать 5 групп факторов:

1. Геолого-промысловые

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

2) Литологическая характеристика продуктивных пластов

3) Общая, эффективная и нефтенасыщенная толщина продуктивных пластов

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

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

6) Физико-химические свойства нефти, газа и воды

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

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

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

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

11) Гидрогеологическая характеристика и режим залежей.

2. Гидродинамические

При выделении ОР гидродинамические расчеты применяются для решения задач:

1) Установление годовой добычи нефти залежи каждого пласта

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

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

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

5) Расчет обводнения скважин, залежей и ОР

6) Определение продолжительности отдельных стадий разработки м/р

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

3. Технические:

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

2) Выбор диаметра эксплуатационных колонн

3) Выбор диаметра НКТ и т.д.

4. Технологические

1) Выбор сетки добывающих скважин каждого ОР

2) Выбор метода ППД

3) Возможность применения различных методов повышения нефтеотдачи

5) Экономические

Многопластовые залежи можно разрабатывать:

1. Объединяя пласты в один эксплуатационный объект

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

2.1 последовательную систему разработки

2.2 самостоятельную сетку скважин на каждый пласт

2.3 одновременно-раздельную эксплуатацию

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

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

Недостатки:

Увеличивается срок разработки месторождения;

Происходит снижение продуктивности при эксплуатации возвратного объекта.

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

Недостатки:

Высокие капитальные и эксплуатационные затраты вследствие большого фонда скважин.

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

Преимуществами данной технологии эксплуатации являются:

1. Сокращение срока разработки м/р;

2. Ускоренный ввод в разработку м/р;

3. Высокая продуктивность скважин.

4. Снижены капитальные и эксплуатационные затраты

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

Основные требования к ОРЭ :

Разобщенность пластов в эксплуатации;

Разобщение добываемой продукции;

Возможность постоянного контроля процесса добычи;

Регулирование раздельного учета продукции;

Насосное оборудование должно характеризоваться высокой наработкой на отказ;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Первые три стадии называют основной период разработки.

Рис. 1. Стадии разработки эксплуатационного объекта

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

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

Рациональные системы разработки нефтяных месторождений

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

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


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

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

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


2. Какое место занимает граница месторождения;


3. Обводнённость скважины;


4. Прибытие к скважинам газа;


5. Состояние на техническом уровне используемой колонны.


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

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

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

Есть три вида заводнения пластов:

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


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


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

Контролирование и последующая регулировка использования залежей

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

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

Во время разработки залежи нужно всегда контролировать:

1. дебиты по нефти от нефтедобывающих скважин;


2. насколько обводнена нефть;



3. периодический вынос песка;


4. изменение разного рода давлений.

Каждый день работы нужно контролировать:

1. состояние скважин нагрева воды;


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


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

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

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

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

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

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

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

Читайте другие наши статьи.

Разработка нефтяных и газовых скважин – это целый комплекс действия, направленных на выкачку углеводородного сырья из месторождения к забою. При этом должен предусматриваться определенный порядок расположения буровых по всей плоскости нефтеносного контура. Инженерами предполагается очередность введения в рабочее состояние скважин, установка технологического оснащения и поддержка режима работы на промысле.

Что собой представляет разработка нефтяных и газовых скважин

Разработка скважины на нефть или газ – это ряд мер, которые касаются непосредственно добычи природных ископаемых из недр Земли. Это целая наука, которая интенсивно развивается с самого начала существования отрасли промышленности. Сейчас разрабатываются передовые технологии извлечения углеводородов, новые способы распознавания процессов под землей, применения пластовой энергии. Помимо этого постоянно внедряются новые методы планирования и разведки месторождений.

Главная задача комплекса действий, направленных на добычу ресурсов, – рациональное использование нефтеносных областей, максимально полная разработка газа, нефти и конденсата. Организация данных процессов на любом объекте – приоритетное направление всей индустрии. Разработка нефтяных и газовых месторождений проводится с использованием традиционных скважин, иногда допускается шахтная добыча природных ископаемых. Примером последнего является Ярегская нефтяная залежь, которая находится в Республике Коми.

Чтобы более детально представить, как протекают процессы добычи углеводородов на промыслах, следует подробнее узнать о системе разработки нефтяных и газовых месторождений и основных этапах выкачивания ресурсов. Об этом и будет вестись речь ниже.

Что необходимо знать о системе разработки скважин?

Под понятием системы разработки пластов нефти и газа подразумевают определенную форму организации добычи природного ископаемого. Ее характер определяется следующим:

• очередность введения в эксплуатацию технологических систем;
• сетка размещения мест разбуривания на промыслах;
• темпы внедрения в эксплуатацию систем выкачки газа и нефти;
• способы поддержания баланса;
• технологии применения пластовой энергии.

Что собой представляет сетка расположения скважин? Это определенный принцип размещения добывающих скважин и систем, подающих воду. Между ними должно выдерживаться определенное расстояние, которое называется плотностью сетки. Располагаются места для бурения равномерно или неравномерно, как правило, на нескольких линиях. Из рядов формируется квадратная, многоугольная либо треугольная система.

Важно! Проектирование сетки треугольной формы предполагает размещение на 15,5 % больше мест для бурения, нежели при прямоугольном расположении. И это при условии равного расстояния между скважинами.

Под плотностью следует понимать отношение общей площади месторождения к количеству скважин, работающих на добычу сырья. Но само понятие достаточно непростое, а плотность нередко определяется, исходя из конкретных условий на определенных месторождениях.

Также важно различать промыслы, где ведется использование отдельно расположенных залежей и областей, состоящих из нескольких пластов. Объектом эксплуатации называется 1 или же несколько продуктивных слоев одной нефтеносной области. Как правило, они отличаются геолого-техническими условиями и целесообразностью с точки зрения экономики. При эксплуатации промыслов необходимо учитывать следующее:

• геолого-физические особенности области;
• физико-химические характеристики природных ископаемых и водоносного слоя;
• фазовое состояние сырья;
• предположительную технологию добычи, наличие технического оснащения;
• режим пластов природных ископаемых.

Объекты разделяются инженерами на самостоятельные и возвратные. Второй тип используется в качестве места для установки скважин для разбуривания других нефтяных и газовых месторождений.

Стадии разработки нефтяных и газовых месторождений

Стадия представляет собой период разработки, который обладает характерными только для него изменениями. При этом они всегда закономерны и касаются технологических и экономических показателей. Под этими понятиями скрываются среднегодовая и общая мощность промысла, текущее использование воды для заводнения, и количество воды в сырье. Кроме того существует так называемый водонефтяной фактор, который тоже следует брать во внимание. Он представляет собой частное от количества выкачанной воды и нефти.

Современное производство разделяет процесс добычи на 4 основных стадии:

1. Первая стадия называется освоением месторождения. Для нее характерен интенсивный прирост темпов выкачки природного ресурса. За год прирост составляет примерно 1-2% от общих запасов сырья. В это же время проводится быстрое сооружение конструкций для добычи. Давление в залежи резко уменьшается, а обводненность продукции минимальна. При низкой вязкости сырья суммарная доля воды не превышает 4%, а при высокой – 35%.
2. Второй этап – комплекс мероприятий, направленных на поддержание высокого уровня выкачки углеводородов. Для данной стадии характерна стабильно высокая добыча ресурса на протяжении до 7 лет. При высокой вязкости сырья период снижается до 2 лет. За счет резервного фонда в этот период наблюдается максимальный прирост скважин. Обводненость достигает 7% и 65% при низкой и высокой вязкости сырья. Проводится перевод большинства скважин на механизированную добычу.
3. Третий этап считается наиболее сложным в процессе всей разработки. Основная цель промысла в это время – максимально снизить падение темпов добычи природного ископаемого. Наблюдается снижение ритма выкачивания ресурса, уменьшение числа работающих скважин. Обводненость составляет до 85%. Длительность третьего этапа – от 5 до 10 лет.
4. Четвертая стадия – завершающая. Наблюдаются медленно снижающиеся темпы выкачки ресурса и большой забор жидкости. Резкое уменьшение количества работающих скважин обусловлено высокой степенью обводнения. Длительность этапа составляет порядка 15-20 лет. Срок определяется пределом экономической целесообразности эксплуатации месторождения.

Сооружение эксплуатационных скважин и станций подачи воды

Чтобы поддержать пластовое давление в области нефтегазоносности, необходимо использовать закачку жидкости в продуктивные залежи. В качестве альтернативы может применяться газ. Если же используется вода, то такой процесс называется заводнением. Различают законтурную, внутриконтурную технологии и способ заводнения по площади. Стоит рассмотреть каждый способ детально.

1. Первый метод характеризуется нагнетанием воды из скважин, которые располагаются за областью нефтеносности. Сооружение установок проводится ровно по периметру залежи, формируя многогранник. А вот эксплуатационные нефтяные скважины размещаются внутри этого кольца. При заводнении таким способом количество выкачанной нефти равно объему закачанной в область нефтеносности воды.
2. Если же проводится разработка крупных залежей, то следует использовать внутриконтурную технологию. Она подразумевает деление месторождения на области. Все они независимы друг от друга. При этом на единицу массы нефти приходится от 1,6 до 2 единиц объема закачанной воды.
3. Площадный способ не используется в качестве основного заводнения. Это вторичная технология добычи ресурса. Используется, когда запасы пластовой энергии израсходованы в значительной мере, но при этом в недрах Земли еще есть большое скопление углеводородов. Подача воды проводится через гидравлическую систему. Скважины, нагнетающие жидкость, располагаются строго по сетке.

Важно! Сейчас технология заводнения почти исчерпала себя. Для повышения эффективности добычи применяются другие способы разработки. Тем не менее, с его помощью удалось существенно повысить количество добытых ресурсов и объемы индустрии.

На промыслах достаточно часто используются щелочные среды, горячая вода и пар, пена и эмульсии, полимеры. При добыче ресурсов из нефтяных и газовых месторождений также прибегают к применению углекислого газа, растворителей и других газов под давлением. Используется и так званый метод микробиологического воздействия на нефтеносную область.

Сейчас разработка скважины на нефть проводится фонтанным, газлифтным и помповым методами.