основы нг дела.методичка

Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми).

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

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.

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:

∙геолого-физические свойства пород-коллекторов;

∙физико-химические свойства нефти, воды и газа;

∙фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

∙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.

5.1.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

84

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.

5.2.Стадии разработки месторождений

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и техникоэкономических показателей. Под технологическими и техникоэкономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность

добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей

добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 6.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени τ , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

85

Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости Tдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме

свыделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 – значительное снижение добычи

нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

∙интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного

уровня (прирост составляет примерно 1 ÷ 2 % в год от балансовых запасов);

∙быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ÷ 0,8 от максимального;

∙резким снижением пластового давления;

∙небольшой обводненностью продукции nв (обводненность

продукции достигает 3 ÷ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

∙ достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Kн (около 10 %).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ÷ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Tдн (отношение

среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

∙более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ÷ 17 %) в течение 3 ÷ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ÷ 2 года – при повышенной вязкости;

∙ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

∙нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост

обводненности составляет 2 ÷ 3 % при малой вязкости нефти и 7 % и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65 %);

∙отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

∙текущим коэффициентом нефтеотдачи η , составляющим к концу стадии 30 ÷ 50 %, а для месторождений с «пиком» добычи – 10 ÷ 15 %.

86

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

∙снижением добычи нефти (в среднем на 10÷20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ÷ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

∙темпом отбора нефти на конец стадии 1÷2,5 %;

∙уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

∙прогрессирующим обводнением продукции nв до 80÷85 % при

среднем росте обводненности 7÷8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

∙повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Kн на конец стадии до 50 ÷ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ÷ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

∙суммарным отбором жидкости 0,5 ÷ 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности

предыдущих стадий и составляет 5 ÷ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа

добычи нефти Tдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить

по точке перегиба кривой обводненности nв .

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ÷ 90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:

∙малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Tдн (в среднем около 1 %);

∙большими темпами отбора жидкости Tдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 ÷ 7 м3/м3);

∙высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1 %);

∙более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ÷ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

∙отбором за период стадии 10 ÷ 20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ÷ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще

87

рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

5.3.Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении

Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 6.2).

Рис. 6.2. Схема законтурного заводнения

На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 ÷ 2 м3 воды.

88

Площадное заводнение применяется как вторичный метод добычи нефти при разработке нефтяных залежей на ненапорных режимах, когда запасы пластовой энергии в значительной степени израсходованы, а в недрах есть значительное количество нефти. Закачка воды в пласт осуществляется через систему нагнетательных скважин, расположенных равномерно по всей залежи.

Нормальный расход воды – 10 ÷ 15 м3 на 1 т нефти.

Заводнение позволило повысить нефтеотдачу залежей (по сравнению с режимом растворенного газа), но в настоящее время оно практически исчерпало свои возможности, и для повышения его эффективности разрабатываются более совершенные его виды.

К таким относятся: щелочное заводнение, полимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром. Вытеснение нефти возможно также двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти. Кроме этих методов внедряют в практику цикличное заводнение, изменение направлений фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, сформированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт и т. д.

Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.

7.Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот

процесс может происходить как за счет природной энергии Wп , поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи .

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс

W1 + W2 + W3 = Wп + Wи ,

где W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины; W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении

через устьевое оборудование;

W3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

89

Передача энергии Wи осуществляется сжатым газом или воздухом,

либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта ( Pпл

) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования

Pпл > ρ× g × H .

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

7.1.Роль фонтанных труб

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200-миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150÷300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

90

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

7.2.Оборудование фонтанных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки (рис. 7.1) и фонтанной арматуры с манифольдом.

91

Рис. 7.1. Колонная головка

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами (рис. 7.2).

92

Рис. 7.2. Фонтанная арматура:

1 – трубная обвязка ; 2 – фонтанная елка

Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 7.3.

Рис. 7.3. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры:

1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в

93