Классификация систем разработки

      Министерство  образования и науки Российской Федерации

      Государственное образовательное учреждение

      высшего профессионального образования

      «Уфимский государственный нефтяной технический  университет»

      Кафедра РГНМ 
 
 
 
 

      РЕФЕРАТ

      на  тему «Классификация систем разработки»

      по  дисциплине «Технологические процессы и производства» 
 
 
 
 
 

      Выполнил: студ. гр. АГ-08-01                                          Р.Э. Шайдуллина 

      Проверил: ст. преподаватель                                              Д.Ф. Ситдикова  
 
 
 
 
 
 

      Уфа 2010

      Содержание 

      Введение………………………………………………………………….3

      1. Понятие системы разработки и  объекта разработки………………..4

      2. Классификация и характеристика систем разработки……………...4

        2.1 Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты…...6

        2.2 Системы разработки с воздействием на пласты………………….9

           2.2.1 Системы с законтурным воздействием (заводнением)………9

            2.2.2 Системы с внутриконтурным воздействием…………………10

                 2.2.2.1 Рядные системы разработки…………………………….10

                 2.2.2.2 Системы с площадным расположением скважин……...15

      Заключение………………………………………………………………19

      Список  использованной литературы…………………………………...20 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      ВВЕДЕНИЕ

      Разработкой нефтяных месторождений называют осуществление научно обоснованного процесса извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезным ископаемых. Этот процесс включает разбуривание месторождений и выработку запасов нефти и газа.

      Разработка нефтяных месторождений – интенсивно развивающаяся область науки. Дальнейшее ее развитие будет связано с применением новых технологий извлечения нефти из недр, новых методов распознавания характера протекания внутрипластовых процессов, управлением разработкой месторождений, использованием совершенных методов планирования разведки и разработки месторождений с учетом данных смежных отраслей народного хозяйства, применением автоматизированных систем управления процессами извлечения полезных ископаемых из недр, развитием методов детального учета строения пластов и характера протекающих в них процессов на основе детерминированных моделей, реализуемых на мощных ЭВМ.

      Разработка  нефтяных месторождений связана с существенным вмешательством человека в природу и поэтому требует безусловного соблюдения установленных норм по охране недр и окружающей среды. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      1. Понятие системы разработки и объекта разработки

      Системой  разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений. Важная составная часть создания такой системы — выделение объектов разработки.

      Объект  разработки — это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин или других горнотехнических сооружений. Основные особенности объекта разработки — наличие в нем промышленных запасов нефти и определенная, присущая данному объекту группа скважин, при помощи которых он разрабатывается. 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. 

      2. Классификация и характеристика систем разработки

      Данное  выше определение системы разработки нефтяного месторождения — общее, охватывающее весь комплекс инженерных решений, обеспечивающих ее построение для эффективного извлечения полезных ископаемых из недр. Для характеристики различных систем разработки месторождений в соответствии с этим определением системы необходимо использовать большое число параметров. Однако на практике системы разработки нефтяных месторождений различают по двум наиболее характерным признакам:

      1) 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 S_c, 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 п, то

      S_c = S/n   (1).

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

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

      N_кр=N/n  (2).

      Размерность параметра [N_кр]=т/скв.

      3. Параметр ω, равный отношению числа нагнетательных скважин n_н к числу добывающих скважин n_д:

      ω = n_н / n_д (3).

      Параметр  ω безразмерный.

      4. Параметр ω_р, 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 п, а число резервных скважин п_р, то

      ω_р= п_р /n (4).

      Параметр  ω_р безразмерный.

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

      или батареями скважин, между скважинами в рядах и т. д. Об этих параметрах будет сказано ниже.

      Применяют следующую классификацию систем разработки нефтяных месторождений по двум указанным выше признакам.

      2.1 Системы разработки при отсутствии воздействия на пласты. Если предполагается, что нефтяное месторождение будет разрабатываться в основной период при режиме растворенного газа, для которого характерно незначительное перемещение водонефтяного раздела, т.е. при слабой активности законтурных вод, то применяют равномерное, геометрически правильное расположение скважин по четырехточечной (рис.1) или трехточечной (рис.2) сетке.

      

 

Рис.1. Расположение скважин по четырехточечной сетке: 1 — условный контур нефтеносности; 2 —   добывающие скважины

Рис.2. Расположение скважин по трехточечной сетке:

1 и 2 — см. рис.2 
 

      В тех же случаях, когда предполагается определенное перемещение водонефтяного и газонефтяного разделов, скважины располагают с учетом положения этих разделов (рис.3).

      Параметр  плотности сетки скважин S_С, вообще говоря, может изменяться в очень широких пределах для систем разработки без воздействия на пласт. Так, при разработке месторождений сверхвязких нефтей (вязкостью в несколько тысяч 10^-3 Па·с) он может составлять 1—2·10⁴  м²/скв. Нефтяные

      месторождения с низкопроницаемыми коллекторами (сотые доли мкм²) разрабатывают при S_c=10—20·10⁴ м²/скв. Конечно, разработка как месторождений высоковязких нефтей, так и месторождений с низкопроницаемыми коллекторами при указанных значениях S_c может быть экономически целесообразной при значительных толщинах пластов, т.е. при высоких значениях параметра А.П. Крылова или при небольших глубинах залегания разрабатываемых пластов, т.е. при небольшой стоимости скважин. Для разработки обычных коллекторов S_С = 25—64·10⁴ м²/скв.

      При разработке месторождений с высокопродуктивными трещиноватыми коллекторами S_c может быть равен 70—100·10⁴ м²/скв и более.

      Параметр  N_кр также изменяется в довольно широких пределах. В некоторых случаях он может быть равен одному или нескольким десяткам тысяч тонн нефти на скважину, в других — доходить до миллиона тонн нефти на скважину. Для равномерной сетки скважин средние расстояния l между скважинами (см.рис.1) вычисляют по следующей формуле:

      l = aS_c^1/2 (5),

      где l —в м; а — коэффициент пропорциональности; S_c —в м2/скв.

      Формулу (5) можно использовать для вычисления средних условных расстояний между скважинами при любых схемах их расположения.

      Для систем разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт параметр ω, естественно, равен нулю, а параметр ω_р может составлять в принципе 0,1—0,2, хотя резервные скважины в основном предусматривают для системы с воздействием на нефтяные пласты.

      Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласты применяют редко, в основном в случае длительно эксплуатируемых сильно истощенных месторождений, разработка которых началась задолго до широкого развития методов заводнения (до 50-х гг.); при разработке сравнительно небольших по размерам месторождений с активной законтурной водой, месторождений, содержащих сверхвязкие неглубоко залегающие нефти, или месторождений, сложенных низкопроницаемыми глинистыми коллекторами. За рубежом разработка месторождений без воздействия на нефтяные пласты продолжает осуществляться в больших, чем в России, масштабах, особенно в случаях пластов с трещиноватыми коллекторами при высоком напоре законтурных вод. 

      

 

Рис. 3. Расположение скважин с учетом водонефтяного и газонефтяного разделов:

1 — внешний контур  нефтеносности; 2— внутренний контур нефтеносности; 3 — добывающие скважины; 4 — внешний контур газоносности; 5 — внутренний контур газоносности 
 
 

Рис. 4. Расположение скважин при законтурном заводнении:

1 — нагнетательные  скважины; 2— добывающие скважины; 3 — нефтяной пласт; 4 — внешний контур нефтеносности; 5 — внутренний контур нефтеносности 
 
 

      2.2. Системы разработки с воздействием на пласты.

      2.2.1. Системы с законтурным воздействием (заводнением). На рис.4 в плане и в разрезе показано расположение добывающих и нагнетательных скважин при разработке нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения. Здесь два ряда добывающих скважин пробурены вдоль внутреннего контура нефтеносности. Кроме того, имеется один центральный ряд добывающих скважин.