Системы разработки нефтяных месторождений

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

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 предусматривает выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). Для каждого из них обосновывается своя рациональная система разработки.

Рациональной называют систему разработки, которая обеспечивает наиболее полное извлечение из пластов флюидов при наименьших затратах. Она предусматривает соблюдение правил охраны недр и окружающей среды,

учитывает природные, производственные и экономические особенности района.

В систему разработки входят система размещения добывающих, на­гнетательных и специальных скважин, очередность ввода скважин в экс­плуатацию, темпы отбора продукции, технологии и технические средства воздействия на продуктивный пласт с целью интенсификации добычи и повышения извлечения нефти.

Различают системы разработки залежей:

– на естественных (природных) режимах.

– с поддержанием пластового давления.

Режимом работы залежи называют проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.

Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пла­стовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.

Различают следующие режимы: водонапорный; упругий и упруговодо-напорный; газонапорный, или режим газовой шапки; газовый, или режим растворенного газа; гравитационный; смешанный.

Водонапорный режим – режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. При этом за­лежь наполняется водой в количествах, равных (или несколько меньших) количеству отбираемой жидкости и газа из пласта в процессе его раз­работки.

Показателем эффективности разработки залежи является так назы­ваемый коэффициент нефтеотдачи – отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективен. При этом режиме удается извлечь 50–70%, а иногда и больше, от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи. То есть коэффициент нефтеотдачи при водонапорном режиме может на­ходиться в пределах 0,5–0,7 и более.

Рис. 1. Условие водонапорного режима залежи

Упругий (упруговодонапорный) режим – режим работы залежи, при кото­ром пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы. Силы упругости жидкости и породы могут проявляться при любом режиме работы залежи. Поэтому упругий

режим правильнее рассматривать не как самостоятельный, а как такую фазу водонапорного режима, когда упругость жидкости и породы является основным источником энергии залежи. Естественно, что упругое расширение пластовой жидкости и породы по мере снижения давления должно происходить при лю­бом режиме работы залежи. Однако для активного водонапорного режима и газовых режимов этот процесс играет второстепенную роль.

В отличие от водонапорного режима при упруговодонапорном режиме пластовое давление в каждый данный момент эксплуатации зависит и от текущего, и от суммарного отборов жидкости из пласта. По сравнению с водонапорным режимом упруговодонапорный режим работы пласта менее эффективен. Коэффициент нефтеизвлечения (нефтеотдачи) колеблется в пределах 0,5–0,6 и более.

Рис. 2. Условия упруговодонапорного режима

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) – режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Однако в отличие от водонапорного режи­ма (когда нефть вытесняется водой из пониженных частей залежи) при газонапорном режиме, наоборот, газ вытесняет нефть из повышенных в пониженные части залежи. Эффективность разработки залежи в этом случае зависит от соотношения размеров газовой шапки и характера структуры залежи. Благоприятные условия для наиболее эффективного проявления такого режима – высокая проницаемость коллекторов (осо­бенно вертикальные, напластование), большие углы наклона пластов и небольшая вязкость нефти.

По мере извлечения нефти из пласта и снижения пластового давления в нефтенасыщенной зоне газовая шапка расширяется и газ вытесняет нефть в пониженной части пласта к забоям скважин. При этом газ проры­вается к скважинам, расположенным вблизи от газонефтяного контакта. Выход газа и газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким дебитом недопустима, так как прорывы газа приводят к бесконтрольному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти. Поэтому необходимо вести постоянный контроль за работой скважин, рас­положенных вблизи газовой шапки, а в случае резкого увеличения газа,

выходящего из скважины вместе с нефтью, ограничить их дебит или даже прекратить эксплуатацию скважин. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5–0,6. Для его увеличения в повышенную часть залежи (в газовую шапку) может нагнетать­ся с поверхности газ, что позволяет поддерживать, а иногда и восстановить газовую энергию в залежи.

Дата добавления: 2015-06-04