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.

      Помимо  параметра S_С для характеристики систем с законтурным заводнением можно использовать дополнительные параметры, такие, как расстояние между контуром нефтеносности и первым рядом добывающих скважин l₀₁ первым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ и т. д., а также расстояния между добывающими скважинами 2σ_c. Нагнетательные скважины расположены за внешним контуром нефтеносности. Показанное на рис.4 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 b 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.

      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, большими значениями параметров S_С и N_KP, т.е. 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.

      Параметр  ω для систем с законтурным заводнением колеблется в широких пределах от 1 до 1/5 и менее.

      Параметр  ω_р для всех систем разработки нефтяных месторождений с воздействием на пласт колеблется примерно в пределах 0,1—0,3.

      2.2.2. Системы с внутриконтурным воздействием, получившие в России 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).

      2.2.2.1. Рядные системы разработки. Разновидность их — блоковые системы. При этих системах на месторождениях, обычно в направлении, поперечном их простиранию, располагают ряды добывающих и нагнетательных скважин. Практически применяют однорядную, трехрядную и пятирядную схемы расположения скважин, представляющие собой соответственно чередование одного ряда добывающих скважин и ряда нагнетательных скважин, трех рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин, пяти рядов добывающих и одного ряда нагнетательных скважин. Более пяти рядов добывающих скважин обычно не применяют по той же причине, что и при законтурном заводнении, так как в этом случае в центральной части полосы нефтеносной площади, заключенной между рядами нагнетательных скважин, воздействие на пласт заводнением ощущаться практически не будет, в результате чего произойдет падение пластового давления с соответствующими последствиями.

      Число рядов в рядных системах нечетное вследствие необходимости проводки центрального ряда скважин, к которому предполагается стягивать водонефтяной раздел при его перемещении в процессе разработки пласта. Поэтому центральный ряд скважин в этих системах часто называют стягивающим рядом.

      Однорядная система разработки. Расположение скважин при такой системе показано на рис. 5.

Puc. 5. Расположение скважин при однорядной системе разработки:

1 — условный контур нефтеносности; 2– нагнетательные скважины; 3 — добывающие скважины  
 
 
 
 

Рис. 6. Элемент однорядной системы разработки:

1 — ≪четверть≫ нагнетательной скважины при шахматном расположении скважин; 2 — ≪половина≫ нагнетательной скважины при линейном расположении скважин; 3,4 — соответственно ≪четверть≫ и ≪половина≫ добывающей скважины. 

      Рядные  системы разработки необходимо характеризовать уже некоторыми иными параметрами (помимо указанных четырех основных). Так, помимо расстояния между нагнетательными скважинами 2σ_н и расстояния между добывающими скважинами 2σ_с следует учитывать ширину блока или полосы L_П (см. рис. 5).

      Параметр  плотности сетки скважин Sc и параметр N_KP для однорядной, трехрядной и пятирядной систем могут принимать примерно такие же или большие значения, что и для систем с законтурным заводнением. О величине параметра ω_р уже было сказано. Параметр ω для рядных систем более четко выражен, чем для системы с законтурным заводнением. Однако он может колебаться в некоторых пределах. Так, например, для рассматриваемой однорядной систем ω≪l. Это значит, что число нагнетательных скважин примерно (но не точно!) равно числу добывающих, поскольку число этих скважин в рядах и расстояния 2σ_н и 2σ_с могут быть различными. Ширина полосы при использовании заводнения может составлять 1 —1,5 км, а при использовании методов повышения нефтеотдачи — меньшие значения.

      Поскольку в однорядной системе число добывающих скважин примерно равно числу нагнетательных, то эта система очень интенсивная. При жестком водонапорном режиме дебиты жидкости добывающих скважин равны расходам закачиваемого агента в нагнетательные скважины. Эту систему используют при разработке низкопроницаемых, сильно неоднородных пластов с целью обеспечения большего охвата пластов воздействием, а также при проведении опытных работ на месторождениях по испытанию технологии методов повышения нефтеотдачи пластов, поскольку она обеспечивает возможность быстрого получения тех или иных результатов. Вследствие того что по однорядной системе, как и по всем рядным системам, допуска ется различное число нагнетательных и добывающих скважин в рядах, можно нагнетательные скважины использовать для воздействия на различные пропластки с целью повышения охвата неоднородного пласта разработкой.

      Во  всех системах с геометрически упорядоченным расположением скважин можно выделить элементарную часть (элемент), характерную для данной системы в целом. Складывая элементы, получают всю систему разработки месторождения.

      Поскольку в рядных системах число скважин в нагнетательных и добывающих рядах различное, расположение скважин в них можно считать только условно геометрически упорядоченным. Тем не менее, хотя бы условно, можно выделять и элементы.

      Элемент однорядной системы разработки показан на рис.6. При этом шахматному расположению скважин, показанному в левой части этого рисунка, соответствует нагнетательная скважина 1 и добывающая скважина 3. Для «линейного» расположения скважин, представленного в правой части рис.6, нагнетательная скважина 2 и добывающая скважина 4 показаны пунктиром. Не только в однорядной, но и в многорядных системах разработки могут применяться как шахматное, так и линейное расположение скважин.

      При прогнозировании технологических показателей разработки месторождения достаточно рассчитать данные для одного элемента, а затем суммировать их по всем элементам системы с учетом разновременности ввода элементов в разработку.

      Для трехрядной и пятирядной систем разработки имеет значение не только ширина полосы L_П, но и расстояния между нагнетательными и первым рядом добывающих скважин l₀₁, между первым и вторым рядом добывающих скважин l₁₂ (рис.7), между вторым и третьим рядом добывающих скважин для пятирядной системы l₂₃ (рис.8). Ширина полосы L_П , зависит от числа рядов добывающих скважин и расстояния между ними. Если, например, для пятирядной системы l₀₁= l₁₂= l₂₃=700 м, то L_П =4,2 км.

Рис.7. Расположение скважин при трехрядной системе разработки:

1 – условный контур нефтеносности; 2 — добывающие скважины; 3 — нагнетательные скважины 
 

Рис.8. Расположение скважин при пятирядной системе разработки: 1, 2, 3 — см. рис.7 

      Параметр  ω для трехрядной системы равен примерно 1/3, а для пятирядной ≈1/5. При значительной приемистости нагнетательных скважин по трехрядной и пятирядной системам число их вполне обеспечивает высокие дебиты жидкости добывающих скважин и высокий темп разработки месторождения в целом. Конечно, трехрядная система более интенсивная, нежели пятирядная, и обеспечивает определенную возможность повышения охвата пласта воздействием через нагнетательные скважины путем раздельной закачки воды или других веществ в отдельные пропластки. В то же время при пятирядной системе имеются большие, по сравнению с трехрядной, возможности для регулирования процесса разработки пласта путем перераспределения отборов жидкости из отдельных добывающих скважин. Элементы трехрядной и пятирядной систем показаны соответственно на рис.9 и 10. 
 
 
 
 
 

Рис. 9. — Элемент трехрядной системы разработки:

1 — ≪четверть≫ нагнетательной скважины;2 — добывающая скважина;

3 — ≪четверть≫ добывающей скважины 
 

Рис. 10. Элемент пятирядной системы разработки:

1 — ≪половина≫ нагнетательной скважины; 2 — ≪половина≫ добывающей скважины первого ряда; 3 — добывающая скважина второго ряда; 4 — ≪четверть≫ добывающей скважины третьего ряда 

      2.2.2.2. Системы с площадным расположением скважин. Рассмотрим наиболее часто используемые на практике системы разработки нефтяных месторождений с площадным расположением скважин: пятиточечную, семиточечную и девятиточечную.

      Пятиточечная система (рис. 11). Элемент системы представляет собой квадрат, в углах которого находятся добывающие, а в центре — нагнетательная скважина. Для этой системы отношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:1, ω= 1. 
 
 

Рис. 11. Расположение скважин при пятиточечной системе разработки:

1 — условный контур нефтеносности; 2 и 3 — скважины соответственно нагнетательные и добывающие 

      Семиточечная  система (рис. 12). Элемент системы представляет собой шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре. Добывающие скважины расположены в углах шестиугольника, а нагнетательная — в центре. Параметр ω=1/2, т. е. на одну нагнетательную скважину приходятся две добывающие.

      Девятиточечная  система (рис.13). Соотношение нагнетательных и добывающих скважин составляет 1:3, так что ω =1/3.

Рис. 12. Расположение скважин при семиточечной системе разработки:

1—3  —см. рис. 11 
 
 

Рис. 13. Расположение скважин при

девятиточечной  системе разработки:

1 — условный контур  нефтеносности; 2 и

3 — скважины соответственно добывающиеи нагнетательные

      Самая интенсивная из рассмотренных систем с площадным расположением скважин пятиточечная, наименее интенсивная девятиточечная. Считается, что все площадные системы ≪жесткие≫, поскольку при этом не допускается без нарушения геометрической упорядоченности расположения скважин и потоков движущихся в пласте веществ использование других нагнетательных скважин для вытеснения нефти из данного элемента, если нагнетательную скважину, принадлежащую данному элементу, нельзя эксплуатировать по тем или иным причинам. В самом деле, если, например, в блочных системах разработки (особенно в трехрядной и пятирядной) не может эксплуатироваться какая-либо нагнетательная скважина, то ее может заменить соседняя в ряду. Если же вышла из строя или не принимает закачиваемый в пласт агент нагнетательная скважина одного из элементов системы с площадным расположением скважин, то необходимо либо бурить в некоторой точке элемента другую такую скважину (очаг), либо осуществлять процесс вытеснения нефти из пласта за счет более интенсивной закачки рабочего агента в нагнетательные скважины соседних элементов. В этом случае упорядоченность потоков в элементах сильно нарушается.