Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки.
Поможем в ✍️ написании учебной работы
Поможем с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой

Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки.

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект включить все пласты в пределах месторождения, то понятие объекта и месторождения равнозначны.

Основные показатели объекта разработки: сведения о районе исследования, геологическая характеристика месторождения, строение залежи (эксплуатационного объекта), литолого-физическая характеристика коллектора, физико-химические свойства жидкостей и газов, энергетическая и эксплуатационная характеристика залежи (объекта), теплофизические свойства залежи, запасы нефти и газа.

Система разработки – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выбор объектов и установление последовательности их разработки, определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов, обоснование метода воздействия на пласты с целью извлечения из недр нефти и газа, определение способов управления и контроля за процессом разработки, охрана недр и окружающей среды.

Классификация систем разработки: (четырех, 5, 7,9 точеные; 1,3,5 рядные)

1) наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;

2) расположению скважин на месторождении.

Можно указать четыре основных параметра, которыми харак­теризуют ту или иную систему разработки.

1. Параметр плотности сетки скважин Sc, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну скважину, независимо от того, является скважина добывающей или нагнетательной. Если площадь нефтеносности месторождения равна S, а число сква­жин на месторождении n, то

Sc = S / n

Размерность [ Sc ] = м2/скв. В ряде случаев используют пара­метр Sсд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

2. Параметр А.П. Крылова Nkp, равный отношению извлекае­мых запасов нефти N к общему числу скважин на месторожде­нии:

Nkp = N / n

Размерность параметра [N kp] = тонн / скв.

3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд:

ω= nн / nд

Параметр ω безразмерный.

4.Параметр ωр, равный отношению числа резервных сква­жин, бурящихся дополнительно к основному фонду скважин на месторождении, к общему числу скважин. Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охва­ченных разработкой в результате выявившихся в процессе экс­плуатационного его разбуривания не известных ранее особенно­стей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неодно­родности, - тектонических нарушений, неньютоновских свойств нефти и т.д.). Если число скважин основного фонда на место­рождении составляет n, а число резервных скважин nр, то

ωp= np / n

Параметр ωp безразмерный.

Имеется еще ряд параметров, характеризующих системы разработки нефтяных месторождений с точки зрения геометрии расположения скважин, таких, как расстояния между рядами.

Основные понятия о коллекторских и фильтрационных свойствах нефтеносных пластов.

Нефтегазовым коллектором называется горная порода, обладающая физическими (структурными) свойствами, позволяющими аккумулировать в ней жидкие и газообразные углеводороды, а также фильтровать, отдавать их при наличии перепада давления. Порода-коллектор может быть насыщена как нефтью или газом, так и водой. Качество породы-коллектора нефти и газа определяют ее емкостные и фильтрационные характеристики, определяемые литолого-петрографическим (вещественным) составом, пористостью и проницаемостью, а в более общем виде – типом коллектора.

Фильтрационные и коллекторские свойства пород нефтяных пластов характеризуются следующими основными показателями:

1. Гранулометрическим (механич.) составом пород - массовое содержание (количество) в породе частиц определённой крупности (размера). Для оценки гранулометрического состава используются данные микроскопического, ситового и седиментационного анализа. Распределение частиц по размерам описывается с помощью кривой распределения частиц. Определяется суммарная масса SМ; строится интегральная кривая;

2. Пористостью - способность содержать пустоты.

3. Проницаемостью - способность движения жидкости в пористой среде.

4. Удельной поверхностью - понимается суммарная поверхность всех ее зерен в единице объема породы.

5. Капиллярными свойствами

6. Механическими свойствами (упругостью, пластичностью, сопротивлением разрыву, сжатием и др.)

Подсчет запасов

На сегодняшний день есть абсолютно разные методы подсчета запасов нефти и газа: детерминистский и вероятностный. Первый основывается на извлеченной инженерной, геологической и экономической информации. Для вычислений применяются единичные значения площади, пористости, мощности и так далее.

Российской Федерации наиболее распространен детерминистский прием, в результате которого выявляется единое значение резервов. Это самый понятный способ, однако и наиболее ошибочный. Поэтому все чаще применяются аналитические методы подсчета запасов газа и нефти:

1. Способ аналогий. Основывается на предположении о соответствии исследуемого пласта его аналогам по свойствам пород и флюидов.

2. Объемный прием. В основе лежит применение информации о характеристиках пород и флюидов для вычислений размеров начальных геологических резервов и следующего за ними определения того фрагмента, который можно добыть в результате разработки.

3. Прием материального баланса. Базируется на изучении динамики колебаний давления в пласте во время отбора из него флюидов.

4. Метод изучения показателей эксплуатации. Основывается на исследовании изменения темпа отбора и фазовой структуры добываемых веществ в соответствии с временем и величиной производства.

Из перечисленных приемов чаще всего используется объемный метод вычисления резервов. В рамках каждого способа составляются схемы подсчета запасов нефти и газа, благодаря которым можно проводить последующие исследования.

Выбор методов вычисления резервов нефти основывается на количестве известных параметров, коэффициентах изученности месторождения, режимах действия залежи, объектах вычисления и так далее. Объемный прием является наиболее универсальным приспособлением для изучения залегания черного золота.

· Подсчет запасов нефти объемным способом основывается на выявлении объема пор пласта, которое проводится путем исследования размеров слоя нефти и пористости составляющих его пород. Во внимание берется как общее количество нефти, так и то, которое возможно добыть во время эксплуатации. Существует несколько формул для извлечения данных параметров.

· Подсчет запасов газа объемным методом заключается в том, что проводится определение объема порожнего пространства пласта в границах залегания голубого топлива и его шапки. Количество резервов газа зависит от давления и температуры пласта.

Виды ловушек нефти и газа.

Под ловушкой понимается часть природного резервуара, в кото­рой возникают условия, способствующие образованию и сохранению скоплений (залежей) нефти и газа.

Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида называется залежью.

В природе существуют самые разнообразные ловушки, наиболее распространены сводовые.


сводовая ловушка нефти и газа


литологически экранированные ловушки нефти и газа


тектонически экранированные ловушки нефти и газа


стратиграфически экранированная ловушка нефти и газа

Значительное скопление нефти и газа в ловушке любого вида называется залежью.


Схема сводовой газонефтяной пластовой залежи:

  1. внутренний контур газоносности
  2. внешний контур газоносности
  3. внутренний контур нефтеносности
  4. внешний контур нефтеносности


Схема массивной газонефтяной пластовой залежи:

  1. внешний контур газоносности,
  2. внешний контур нефтеносности.

Совокупность залежей нефти и газа одного и того же вида (например, сводовых), занимающих в недрах земной коры определенную площадь, называется месторождением нефти и газа

Технология проведения ГРП.

Сущность метода ГРП заключается в нагнетании в призабойную зону жидкости под высоким давлением, в результате чего происходит разрыв горной породы и образование новых или расширение существующих трещин. Для сохранения трещин в открытом состоянии при снижении давления в них вместе с жидкостью закачивают закрепляющий агент – проппант. Жидкость, передающая давление на породу пласта, называется жидкостью разрыва.

Гидравлический разрыв пласта проводится при давлениях, доходящих до 100 МПа, с большим расходом жидкости и при использовании сложной и многообразной техники.

 При гидравлическом разрыве должны быть решены следующие задачи:

а) создание трещины

б) удержание трещины в раскрытом состоянии

в) удаление жидкости разрыва

г) повышение продуктивности пласта

 Создание трещины

Трещина создается путем закачки жидкостей подходящего состава в пласт со скоростью превышающей ее поглощения пластом. Давление жидкости возрастает, пока не будут превзойдены внутренние напряжения в породе. В породе образуется трещина.

Удержание трещины в раскрытом состоянии

Как только развитие трещины началось, в жидкость добавляется расклинивающий материал - проппант (обычно песок), переносимый жидкостью в трещину. После завершения процесса гидроразрыва и сброса давления проппант удерживает трещину открытой и, следовательно, проницаемой для пластовых жидкостей.

Удаление жидкости разрыва

Прежде чем начать добычу из скважины, следует удалить жидкость разрыва. Степень сложности ее удаления зависит от характера применяемой жидкости, давления в пласте и относительной проницаемости пласта по жидкости разрыва. Удаление жидкости разрыва весьма важно, так как, понижая относительную проницаемость, она может создавать препятствия на пути притока жидкостей.

 Повышение продуктивности пласта

Проведение гидроразрыва преследует две главные цели :

1) Повысить продуктивность пласта путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины. В пластах с относительно низкой проницаемостью гидроразрыв - лучший способ повышения продуктивности.

2) Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости.

Нарушение проницаемости продуктивного пласта - важное для понимания понятие, поскольку тип и масштаб процесса разрыва проектируется именно с целью исправления этого нарушения. Если есть возможность создать проходящую сквозь зону повреждения трещину, заполненную проппантом, и привести падение давления до нормальной величины градиента гидродинамического давления, то продуктивность скважины возрастет.

До проведения гидроразрыва скважину испытывают на приток, определяют ее поглотительную способность и давление при поглощении. С этой целью одним агрегатом закачивают нефть до получения на устье некоторого избыточного давления, при котором скважина начинает принимать жидкость. В течение 10—20 мин замеряют расход при постоянном давлении нагнетания. После подключения второго агрегата и увеличения количества закачиваемой жидкости поднимают давление на 2—3 МПа и вновь определяют расход.

Процесс увеличения расхода жидкости и давления повторяют несколько раз, и в конце исследования создают максимально возможное давление, при котором вновь замеряют расход. По полученным данным строят кривую зависимости приемистости скважины от давления нагнетания. По данным о поглотительной способности скважины до и после разрыва определяют количество жидкости и давление, необходимые для проведения разрыва, а также судят о качестве проведенного разрыва и об изменениях проницаемости пластов призабойной зоны после разрыва. За давление разрыва пласта условно принимают давление, при котором коэффициент приемистости скважины увеличивается в 3-4 раза по сравнению с начальным.

Забой скважины очищают от грязи способом дренирования и затем промывают. В отдельных случаях для увеличения фильтрационных свойств пластов рекомендуется предварительно обработать скважину соляной или грязевой кислотой и провести дополнительную перфорацию. Осуществление этих мероприятий способствует снижению давления разрыва и повышению его эффективности.

После промывки, очистки и проверки специальным шаблоном в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, по которым прокачивается жидкость разрыва. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления над разрываемым пластом устанавливают пакер, который разобщает фильтровую зону пласта от ее вышележащей части. Благодаря этому давление, создаваемое насосами, передается только на фильтровую зону и на нижнюю поверхность пакера.

После спуска труб с пакером и якорем устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания в скважину жидкости разрыва.

 

Подбор УЭЦН к скважине.

Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)

Методика подбора основывается на следующих показателях:

· коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);

· данные инклинометрии;

·  газовый фактор;

· давления – пластовое, давление насыщения;

· обводненности добываемой продукции;

· концентрации выносимых частиц.

При этом макс. содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 0С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м.

Методика подбора основывается на законах фильтрации пластового флюида в пласте и ПЗП, движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне и НКТ, на зависимостях гидродинамики ЭЦН, точечные значения температуры перекачиваемой жидкости и элементов ЭЦН.

Общая методика подбора выглядит следующим образом:

· По ГИС, ГДИ и термодинамике пласта и ПЗП, по планируемому дебиту скв. определяют забойные величины – P, Т, обводненность и газосодержание пластового флюида.

· По законам разгазирования (текущее давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти, воды) потока пластовой жидкости и по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по обсадной колонне на участке «забой - прием насоса» определяется необходимая глубина спуска насоса и давление на приеме ЭЦН, обеспечивающие нормальную работу УЭЦН. При подборе глубины спуска учитываются предельно допустимые отклонения оси скважины от вертикали и темп набора кривизны (инклинометрия).

· По глубине подвески, типоразмеру обсадных колонн, НКТ и по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пластовой жидкости и устьевым условиям определяют необходимый напор ЭЦН.

· По план.дебиту и напору делается подбор ЭЦН, рабочие характеристики которых близки к расчетным, с учетом перевода «водяных» напорных характеристик на реальные данные пластовой жидкости.

· По характеристикам ЭЦН подбирается соответствующий ПЭД, кабель, наземное оборудование (СУ и трансформатор).

 

Объект и система разработки. Классификация и характеристики систем разработки.

Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, массив, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр определенной группой скважин. Если в объект включить все пласты в пределах месторождения, то понятие объекта и месторождения равнозначны.

Основные показатели объекта разработки: сведения о районе исследования, геологическая характеристика месторождения, строение залежи (эксплуатационного объекта), литолого-физическая характеристика коллектора, физико-химические свойства жидкостей и газов, энергетическая и эксплуатационная характеристика залежи (объекта), теплофизические свойства залежи, запасы нефти и газа.

Система разработки – это совокупность взаимосвязанных инженерных решений: выбор объектов и установление последовательности их разработки, определение числа, соотношения и расположения добывающих и нагнетательных скважин основного и резервного фондов, обоснование метода воздействия на пласты с целью извлечения из недр нефти и газа, определение способов управления и контроля за процессом разработки, охрана недр и окружающей среды.

Дата: 2019-07-24, просмотров: 431.