Лекция 3. Системы и технология разработки нефтяных месторождений
Объект и система разработки
Нефтяные и нефтегазовые месторождения - это скопления углеводородов в земной коре, приуроченные к одной или нескольким локализованным геологическим структурам, т. е. структурам, находящимся вблизи одного и того же географического пункта.
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.
Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным.
Физико-химические свойства нефти и газа.
Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.
Фазовое состояние углеводородов и режим пластов.
Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друга по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.
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 (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.
Техника и технология эксплуатации скважин.
Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.
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.
Классификация и характеристика систем разработки
На практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:
Наличию или отсутствию воздействия на пласт с целью извлечения нефти из недр;
2) расположению скважин на месторождении.
По этим признакам классифицируют системы разработки нефтяных месторождений. 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 (1)
Размерность [Sc]=м2/скв. В ряде случаев используют параметр Sсд, равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.
2. Параметр А. П. Крылова Nкр, равный отношению извлекаемых запасов нефти N к общему числу скважин на месторождении:
Nкр=N/n (2)
Размерность параметра [Nкр] = т/скв.
3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин nн к числу добывающих скважин nд:
ω = nн / nд.(3)
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
ωр = nр/n. (4)
Параметр ωр безразмерный.
Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.
Лекция 4. Системы разработки с воздействием на пласты
Системы с внутриконтурным воздействием
Системы с внутриконтурным воздействием , получившие в бывшем СССР наибольшее развитие при разработке нефтяных месторождений, используют не только при воздействии на пласт путем заводнения, но и при других методах разработки, применяемых с целью повышения нефтеотдачи пластов. Подразделяются эти системы на рядные, смешанные (сочетание рядной и батарейной систем, с одновременным применением законтурного и внутриконтурного заводнений).
Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом.
При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта вместе с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей.
Распределение давления в пласте.
В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин — пониженное (воронки депрессии). Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объему пластовое давление. Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление
(5)
В формуле (5) интеграл берется по площади S месторождения.
8. Давление ру на устье добывающих скважин.
Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.
Лекция № 6. Проявление упругого режима
Разработка нефтяного месторождения при упругом режиме — это осуществление процесса извлечения нефти из недр в условиях, когда пластовое давление превышает давление насыщения, поля давлений и скоростей продвижения нефти и воды, насыщающих пласт, а также воды в его законтурной области неустановившиеся, изменяющиеся во времени в каждой точке пласта.
Упругий режим проявляется во всех случаях, когда изменяются дебиты добывающих нефть скважин или расходы воды, закачиваемой в нагнетательные скважины. Однако даже при установившемся режиме в пределах нефтеносной части пласта, например в процессе разработки месторождения с использованием законтурного заводнения, в законтурной области будет наблюдаться перераспределение давления за счет упругого режима. Упругий режим с точки зрения физики — расходование или пополнение упругой энергии пласта, происходящее благодаря сжимаемости пород и насыщающих их жидкостей. При пуске, например, добывающей скважины давление в ней уменьшается по сравнению с пластовым. По мере отбора нефти запас упругой энергии в призабойной зоне уменьшается, т. е. нефть и породы оказываются менее сжатыми, чем раньше. Продолжающийся отбор нефти из пласта приводит к дальнейшему расходованию запаса упругой энергии и, следовательно, к расширению воронки депрессии вокруг скважины.
С уменьшением пластового давления до значения, меньшего, чем давление насыщения, из нефти начнет выделяться растворенный в ней газ и режим пласта изменится — упругий режим сменится режимом растворенного газа или газонапорным.
Теорию упругого режима используют главным образом для решения следующих задач по разработке нефтяных месторождений.
При определении давления на забое скважины в результате ее пуска, остановки или изменения режима эксплуатации, а также при интерпретации результатов исследования скважин с целью определения параметров пласта.
На основе теории упругого режима создан наиболее известный в практике разработки нефтяных месторождений метод определения параметров пласта по кривым восстановления давления в остановленных скважинах (метод КВД).
Рис. 1. Схема скважины при исследовании методом восстановления давления и кривая восстановления давления.
Технологически этот метод состоит в том, что исследуемую скважину вначале эксплуатируют с постоянным дебитом q до достижения притока в скважину, близкого к установившемуся. Затем на забой (рис. 1) опускают глубинный манометр, способный регистрировать изменение давления на забое скважины во времени. В некоторый момент времени, условно принимаемый за начальный (t=0), закрывают исследуемую скважину. Давление на ее забое рс начинает расти, восстанавливаясь до условного пластового рк (контурного), за которое принимают давление в пласте на половинном расстоянии между скважинами. В каждой исследуемой скважине давление может восстанавливаться особым образом. Сняв кривую восстановления забойного давления рc=pc(t), определяют на основе соответствующего решения задачи теории упругого режима проницаемость и пьезопроводность пласта. На рис. 1 показана также типичная фактическая кривая восстановления забойного давления в виде зависимости pc=рc(lgt).
2. При расчетах перераспределения давления в пласте и соответственно изменения давления на забоях одних скважин, в результате пуска-остановки или изменения режима работы других скважин, разрабатывающих пласт.Эти расчеты используют, в частности, для интерпретации данных ≪гидропрослушивания≫ пласта, осуществляющегося следующим образом. В момент времени t=0 производят, например пуск в работу скв. А с дебитом qА (рис. 2). На забое остановленной скв. В, в которую предварительно опускают глубинный манометр, регистрируется изменение забойного давления Рcв = Рcв (t).
Рис. 2. Кривая понижения давления в прослушиваемой скважине
На рис. 2 слева показаны «волны» понижения пластового давления (p1<p2<p3), а справа — типичная фактическая кривая понижения давления в прослушиваемой скважине. По скорости и амплитуде понижения давления pcв = pcв (t) можно оценить среднюю проницаемость и пьезопроводность пласта на участке между скв. А и В. Если же в скв. В не происходит изменения давления, т. е. она не прослушивается из скв. А, то считают, что между этими скважинами существует непроницаемый барьер (тектонический сдвиг, участок залегания непроницаемых пород и т. д.). Установление гидродинамических связей между скважинами имеет важное значение для определения охвата пласта воздействием и регулирования его разработки.
При расчетах восстановления давления на контуре нефтеносного пласта в случае перехода на разработку месторождения с применением заводнения или при расчетах утечки воды в законтурную область пласта, если задано давление на контуре нефтеносности.
Если нефтяное месторождение в некоторый момент времени начинает разрабатываться с применением законтурного заводнения, то приток воды в нефтенасыщенную часть из законтурной области будет уменьшаться, поскольку вытеснение нефти из пласта осуществляется закачиваемой в пласт водой. С повышением давления на линии нагнетания приток воды в нефтенасыщенную часть месторождения из законтурной области сначала прекратится, а затем закачиваемая в пласт вода начнет утекать в законтурную область.
При расчетах утечки воды в законтурную область может потребоваться решение задачи упругого режима, когда на контуре нагнетательных скважин задано давление pкон, а требуется определить расход воды, утекающей в законтурную область пласта.
При определении времени, в течение которого в каком-либо элементе системы разработки с воздействием на пласт с помощью заводнения наступит установившийся режим.
Допустим, что месторождение введено в эксплуатацию с применением внутриконтурного заводнения при однорядной системе разработки. Пусть в какой-то момент времени были остановлены первый и второй ряды нагнетательных скважин, а в момент времени t = 0 их вновь включают в эксплуатацию.
Процессы вытеснения нефти водой происходят обычно медленнее, чем процесс перераспределения давления при упругом режиме. Поэтому можно считать, что спустя некоторое время после пуска нагнетательных рядов в пласте между добывающим и нагнетательным рядами наступит период медленно меняющегося распределения давления (при постоянстве расходов закачиваемой в пласт воды и отбираемой из пласта жидкости), т. е. упругий режим закончится и создается почти установившийся режим. Время существования упругого режима также определяют на основе теории упругого режима.
Для того чтобы осуществлять расчеты процессов разработки нефтяных месторождений при упругом режиме, необходимо прежде всего получить дифференциальное уравнение этого режима. При выводе этого уравнения исходят из уравнения неразрывности массы фильтрующегося вещества, уравнения состояния жидкости и пористой среды, а также из закона движения жидкости в пористой среде (закон Дарси). Окончательно дифференциальное уравнение упругого режима записывается в следующем виде:
βc +m βж (1)
здесь и β — соответственно пьезопроводность и упругоемкость пласта (по предложению В. Н. Щелкачева).
Решение уравнения упругого режима позволяет рассчитывать изменение давления во времени в каждой точке пласта. Однако при грубых оценках возможностей разработки нефтяных месторождений при упругом режиме используют понятиеоб упругом запасе месторождения, его части или законтурной области. Упругий запас — это возможное изменение порового объема пласта в целом при изменении пластового давления на заданное, предельное, исходя из условий разработки и эксплуатации месторождения, значение. Упругий запас обычно определяют по формуле линейного закона сжимаемости пласта
β = βc+m βж (2)
где ΔVП — изменение порового объема, т. е. непосредственно упругий запас пласта объемом V; ΔVП и Δр — абсолютные величины.
Пример 1. Рассмотрим пример определения упругого запаса нефтяного месторождения. Пусть имеем месторождение, продуктивный пласт которого имеет объем V= 109 м3=1 км3. Это — довольно большое месторождение, например длиной 20 км и шириной 5 км. Толщина пласта составляет 10 м. Предположим, что начальное пластовое давление равно 16 МПа, а давление насыщения — 6 МПа. Продуктивный пласт непосредственно за контуром нефтеносности выклинивается, замещаясь практически непроницаемыми породами. Поэтому в нефтеносную часть месторождения из его законтурной области поступает незначительное количество воды. Можно рассчитывать только на упругий запас нефтеносной части месторождения. Вопрос ставится следующим образом: сколько можно добыть жидкости из пласта при снижении пластового давления Δp на 10 МПа от начального пластового до давления насыщения?
Для ответа на этот вопрос необходимо определить упругий запас нефтяного месторождения с учетом указанных его особенностей. Пусть β = 10-4 1/МПа.
Тогда, согласно (2)
ΔVП=V β Δp =109·10-4 = 10 6 м3
Таким образом, можно сказать, что при снижении пластового давления на 10 МПа упругий запас месторождения составляет 1млн. м3.
Литература: основная 1[95-102], 2[65-68]; дополнительная 5[172-185]
Контрольные вопросы
1 Упругий режим разработки
2 Упругоемкость и пьезопроводность пласта
3 Стадии разработки нефтяного месторождения
4 Метод КВД
5 Гидропрослушивание пласта
Некоторые свойства горных пород, пластовых жидкостей и газов,
К
Рис.2. Схема полубесконечного пласта с прямолинейным односторонним
Рис.3.Схема эквивалентных фильтрационных сопротивлений
Согласно закону Кирхгофа, запишем в гидродинамических символах систему уравнений, мысленно перемещаясь вдоль условного контура из точки К в точку 1, а затем из точки 1 в точку
Pk-Pc1=(Q1+Q2)*Ωk-1+Q1ω1
Pc1-Pc2=-Q1*ω1+Q2*Ω1-2+Q2*ω2 (1)
При этом внешние фильтрационные сопротивления будут равны:
,
Внутренние фильтрационные сопротивления будут равны:
,
Из системы уравнений (1) можно определить дебиты рядов скважин Q1 и Q2, если заданы забойные давления, или забойные давления Рс1 и Рс2, если заданы дебиты скважин.
Литература: основная 1[167-184], 2[75-78]; дополнительная 5[122-148]
Контрольные вопросы
1. Внешние сопротивления
2. Внутренние сопротивления
3. Законы Кирхгофа
4. Схема эквивалентных сопротивлений
Лекция №11. Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при внутриконтурном заводнении
Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при площадных системах заводнения
Площадное заводнение, как более интенсивное, применяется для разработки залежей нефти с низкими значениями соотношения K/μH. Основные виды площадных систем заводнения рассмотрены ранее.
Пятиточечная система заводнения
a |
2σ
При этой системе пэ/пн=2. Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами одинаково и при площади элемента F равно:
Дебит добывающей скважины определяется формулой:
При учете изменения фильтрационных сопротивлений:
Девятиточечная система площадного заводнения
При этой системе nэ/nн=3. Расстояние между добывающими скважинами равно 0,5 . Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами в углах квадрата a= , в середине стороны – 0,5F.
Дебит нагнетательной скважины определяется по формуле:
, где
-фронт.
Девятиточечная система площадного заводнения
При этой системе nэ/nн=3. Расстояние между добывающими скважинами равно . Расстояние между добывающими и нагнетательными скважинами в углах квадрата , в середине стороны – ..
Дебит нагнетательной скважины определяется по формуле:
R– отношение дебита угловой эксплуатационной скважины к дебиту боковой.
При учете изменения фильтрационных сопротивлений:
Литература: основная 1[167-184], 2[79-84]; дополнительная 5[122-148]
Контрольные вопросы
1. Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при рядных системах заводнения
2. Гидродинамические расчеты дебитов и давлений при площадных системах заводнения
Лекция №14.Тепловые методы разработки нефтяных месторождений.
Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти, что является одним из основных факторов, определяющих ее малую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эффективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от температуры, которая в естественных условиях не всегда в пласте достаточно высока. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более 25-50 мПа*с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения этой вязкости.
При нагревании нефти до 200-2500С вязкость ее может снижаться с 500-1000 до 5-20мПа*с.
На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пласты, содержащие высоковязкие нефти- внутрипластовое горение (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклические обработки паром скважин.