Понятие о разработке и объекте разработки. Критерии выделения объекта разработки

Министерство образования  и науки Российской Федерации

Федеральное государственное  бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

 «Уфимский государственный  нефтяной технический университет»

Кафедра "Бурение  нефтяных и газовых скважин"

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

по дисциплине "Технологические процессы и производства"

на тему "Понятие о разработке и объекте разработки. Критерии выделения объекта разработки".

Выполнил: студент  гр. АГ-10-01                       _______________ А.Д. Галимов

Проверил: доцент                                               _______________Д. Ф. Ситдикова

 

 

 

 

 

Уфа, 2012

Содержание

1. Понятие о нефтяном месторождении…………………………………………3

2. Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин………………….…...3

3. Геологические, технические и экономические обоснования разработки нефтяных месторождений……………………………………………….………5

4. Сетка размещения скважин……………………………………………….…...7

5. Системы с законтурным воздействием (заводнением)………………….…...7

6. Регулирование разработки нефтяных месторождений……………….……9

7. Исследование скважин………………………………………………….……12

Список использованных источников ……………..............................................16

ажина разработка

 

1. Понятие о нефтяном месторождении

 

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой.

Понятия месторождение и залежь равнозначны, если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

Месторождения могут быть нефтяными, газонефтяными, газовыми и газоконденсатными. Чисто газовые месторождения встречаются редко.

Существование в земной коре двух основных геологических структур - геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

1 класс - месторождения,  сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

2 класс – месторождения,  сформировавшиеся в платформенных областях.

Промышленная ценность месторождения  определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими  свойствами коллекторов, пластовых  жидкостей и газов, а также  видом и запасом пластовой  энергии.

2. Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин

 

В нашей стране каждое месторождение  вводится в разработку в соответствии с проектным документом, составленным специализированной научно-исследовательской  организацией и предусматривающим  ту систему разработки, которая наиболее рациональна для данного месторождения  его геолого-физическими особенностями.

Под разработкой нефтяных месторождений понимают управление движением нефти в залежах к нефтедобывающим скважинам путем надлежащего размещения и последовательного ввода всего заданного фонда нефтедобывающих и водогазонагнетательных скважин с целью поддержания намеченных режимов их работы при равномерном и экономном расходовании пластовой энергии. В соответствии с этим определяется рациональная система разработки месторождения.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

• порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;
• сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;
• способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

В зависимости от количества, мощности, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины  залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической  сообщаемости и т. д. система разработки месторождения может предусматривать  выделение в его геологическом  разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов).

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

Объект  разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует  учитывать:

1. геолого-физические свойства  пород-коллекторов;

2. физико-химические свойства  нефти, воды и газа;

3. фазовое состояние углеводородов  и режим пластов;

4. технику и технологию  эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

 

3. Геологические, технические и экономические обоснования разработки нефтяных месторождений.

 

При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при наименьших затратах. Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, рациональное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

В основе выбора системы разработки месторождений УВ лежит геологопромысловое обоснование технологических решений:

1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;

2) о необходимости  применения метода искусственного  воздействия на залежь или  целесообразности разработки объекта  с использованием природной энергии;

3) при необходимости  — о методе воздействия и  его оптимальной разновидности;  о соответствующем взаимном размещении  нагнетательных и добывающих  скважин на площади:

4) о плотности  сетки скважин;

5) о градиенте  давления в эксплуатационном  объекте;

6) о комплексе  мероприятий по контролю и  регулированию процесса разработки.

По каждому из названных  пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической  характеристике эксплуатационного  объекта. При этом по одним пунктам  рекомендации могут быть даны однозначно уже по данным промыслово-геологических  исследований, по другим — могут  быть предложены две-три близкие  рекомендации. На этой основе специалистами  в области технологии разработки месторождений выполняются гидродинамические  расчеты нескольких вариантов системы  разработки. Варианты различаются сочетанием рекомендаций по пунктам, обоснованных по геологическим данным. Из них  выбирают оптимальный вариант, соответствующий  требованиям, предъявляемым к рациональноной системе разработки. Выбор оптимального варианта выполняют на основе сравнения динамики годовых технологических и экономических показателей разработки рассмотренных вариантов.

Экономическим обоснованием разработки месторождения является целесообразность разработки с учётом предполагаемых затрат на разработку и получаемых прибылей.

 

4. Сетка размещения скважин

 

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке  и неравномерной сетке (преимущественно  рядами). Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. 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. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)·10⁴ м²/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20·10⁴ м²/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском - 60·10⁴ м²/скв. – 1000 м · 600 м, Самотлорском - 64·10⁴ м²/скв.

 

5. Системы с законтурным воздействием (заводнением).

 

На рис. 7 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.

Нагнетательные скважины расположены  за внешним контуром нефтеносности. Показанное на рис. 7 размещение трех рядов  добывающих скважин характерно для сравнительно небольших по ширине месторождений. Так, при расстояниях между рядами, а также между ближайшим к контуру нефтеносности рядом и самим контуром нефтеносности, равных 500 — 600 м, ширина месторождения составляет 2 — 2,5 км. При большей ширине месторождения на его нефтеносной площади можно расположить пять рядов добывающих скважин. Однако дальнейшее увеличение числа рядов скважин, как показали теория и опыт разработки нефтяных месторождений, нецелесообразно. При числе рядов добывающих скважин больше пяти центральная часть месторождения слабо подвергается воздействию законтурным заводнением, пластовое давление здесь падает и эта часть разрабатывается при режиме растворенного газа, а затем после образования ранее не существовавшей (вторичной) газовой шапки — при газонапорном. Естественно, законтурное заводнение в данном случае окажется малоэффективным воздействием на пласт.

 

Рис. 7. Расположение скважин при  законтурном заводнении:

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

 

Системы разработки нефтяного месторождения  с применением законтурного заводнения, как и все системы с воздействием на пласт, отличаются от систем без  воздействия на пласт, как правило  более редкими сетками скважин. Эта особенность при воздействии  на пласт связана, во-первых, с получением больших дебитов скважин, чем  при разработке без воздействия  на пласт, что позволяет обеспечить высокий уровень добычи нефти  из месторождения в целом меньшим  числом скважин. Во-вторых, она объясняется  возможностью достижения при воздействии  на пласт большей нефтеотдачи  и, следовательно, возможностью установления большей величины извлекаемых запасов  нефти, приходящихся на одну скважину.

 

6. Регулирование разработки нефтяных месторождений

 

На основе анализа разработки нефтяного  месторождения и выявления расхождений  проектных и фактических показателей  разработки осуществляют мероприятия  по приведению в соответствие фактического хода разработки с проектным. Совокупность этих мероприятий и является регулированием разработки нефтяного месторождения, которое можно проводить чисто  технологическими методами без изменения  или с частичным изменением системы  разработки.

К числу технологических методов  регулирования разработки нефтяных месторождений относят следующие.

1. Изменение режимов эксплуатации  добывающих и нагнетательных  скважин путем уменьшения или  увеличения их дебитов и расходов  закачиваемых в пласты веществ,  вплоть до прекращения эксплуатации (отключения) скважин.

2. Общее и, главным образом,  поинтервальное воздействие на  призабойную зону скважин с  целью увеличения притока нефти  из отдельных прослоев пласта  или расхода закачиваемых в  них веществ.

3. Увеличение давления нагнетания  в скважинах вплоть до давления  раскрытия трещин в призабойной  зоне, поинтервальная закачка рабочих  агентов в прослои пласта при  дифференцированном давлении нагнетания.

4. Применение пакерного оборудования  и проведение работ по капитальному  ремонту с целью изоляции отдельных  прослоев пласта без изменения  принятых по последнему проектному  документу объектов разработки.