Ввод нефтяного месторождения в разработку. Основные этапы и их характеристика.

Ввод нефтяного месторождения в разработку. Основные этапы и их характеристика.

Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью,пластовые давления, температуры и др.

Весь период разработки можно разделить условно на четыре этапа (основных периода). Рис 1. Рис1. Этапы разработки месторождения.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Характеричтики первой стадии разработки:

интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня;

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от макс;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции n _в (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К _н(около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет

 

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными высокими уровнями годовых отборов нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Стадия характеризуется нарастанием обводненности продукции. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки, медленно снижающимися уровнями добычи нефти. Наблюдаются высокая обводненность продукции, постоянное уменьшение эксплуатационного фонда скважин.

 

 

Определение и классификация системы разработки нефтяного месторождения

Система разработки – это совокупность технико-технологических и организационных взаимосвязанных инженерных решений, направленных на перемещение нефти (газа) в продуктивных пластах к забоям добывающих скважин.

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).

 

Приконтурное заводнение.

Ускорения воздействия на залежь можно достигнуть размещением нагнетательных скважин в непосредственной близости от контура нефтеносности или даже между внешним и внутренним контурами нефтеносности.

 

Приконтурное заводнение применяется:

* при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью;

* для интенсификации процесса эксплуатации, так как фильтрационные сопротивления между линиями нагнетания и отбора уменьшаются за счет их сближения.

Однако вероятность образования языков обводнения и прорыва воды к отдельным скважинам эксплуатационных рядов увеличивается. С этим связаны возможные потери нефти вследствие образования зон не охваченных воздействием между нагнетательными скважинами. Нефть из этих зон может быть вытеснена только при тщательном регулировании процесса разработки, включая бурение дополнительных скважин.

С энергетической точки зрения приконтурное заводнение более экономично, хотя при хорошей гидропроводности внешней области потери нагнетаемой воды неизбежны.

Внутриконтурное заводнение.

Применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается законтурным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей (обычно шириной 4-5 км, а при слабопроницаемых коллекторах -3-3,5 км) путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно.

Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать так же, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну». В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Рис. 7.2. Схемы внутриконтурного заводнения.

1 - нагнетательные скважины; 2- добывающие скважины

а) с разрезанием залежи; б) осевое
Осевое заводнение
Нагнетательные скважины располагаются по оси структуры

Закачка ПАВ

Существует 3 группы технологий применения ПАВ в зависимости от концентрации хим. Добавок:

· Низкая конц. ПАВ 0,05-0,1% вес.(неиногенные ПАВ)

· Мицеллярный раствор 1-5%вес.

· Высокая конц. ПАВ(микроэмульсия)

ПАВ-молекулы с ассиметричной структурой,состоящей из гидрофильной группы(направлен в сторону воды) и гидрофобного радикала(направлен в сторону нефт.фазы).

Механизмы вытеснения:

1. Уменьшение величины пов.натяжения.

2. Изменение краевого угла смачивания.

С помощью ПАВ вытесняется пленочная нефть, изменяется смачиваемость на границе раздела нефть-порода.

Адсорбция компонентов ПАВ зависит от:

· Величины уд.поверхности породы

· Минералогического состава

· Солености воды

Недостатки метода:

· Высокая адсорбция ПАВ на породе

· Слабая биоразлагаемость ПАВ

· Чувствительность к качеству воды

· Высокая стоимость

Щелочное заводнение

Щ.з - закачка в пласт рабочего агента,состоящего из растворов,которые имеют щелочную реакцию,т.е. взаимод-е щелочи с кислотными компонентами нефти (напр. Едкий натр NaOH, кальцинирванная сода Na2CO3, тринатрийфосфат Na3PO4)

Основные механизмы увеличения нефтеотдачи:

· Снижение величины пов.натяжения

· Изменение краевого угла смачивания

· Эмульгирование нефти(остаточная нефть эмульгирует и вовлекается в поток водного р-ра щелочи при мелкодисп.структуре, либо задерживается в сужениях пор и увеличивает охват пласта взаимодействием при грубодисп. Структуре)

 

 

Классификация нефти по активности вз-я с едким натром:

· Неактивная 0,01-0,06 мг/г орг.кислот

· Малоактивная 0,1-0,25

· Активная 0,3-1

· Высокоактивная более 1

Параметры,влияющие на эффективность применения щелочного раствора

· Концентрация кислотных компонентов нефти

· Температура(возрастание скорости процесса)

· Минерализация пластовой и закачиваемой воды

· Содержание глин(поглощают большое количество щелочи)

Технологии щелочного заводнения:

· Термощелочное заводнение

· Полимерно-щелочные растворы

· Щелочь с добавками ПАВ

· Смесь УВ газов и раствора щелочи

· Щелочное заводнение с осадкообразованием(изоляция трещин и высокопрониц. пропластков)

Закачка полимеров

Параметры,характеризующие пол.заводнение:

· Фактор сопротивления

R=λв/λн

· Фактор остаточного сопротивления

Rост=λв(до)/λв(после)

 

Основные механизмы увеличения нефтеотдачи:

· Повышение коэф.охвата по толщине

· Повышение коэф.охвата по площади

· Улучшение коэф. вытеснения

 

Недостатки:

Деструкция полимера

· Механическая(разрыв молекул)

· Химическая(взаимодействие с кислородом)

· Микробиологическая(действие бактерий)

· Термическая(разрушение молекул при высоких температурах)

 

Мицеллярное заводнение – процесс вытеснения нефти оторочками мицеллярных растворов(МЦ), продвигаемых по пласту сначала полимерным раствором, а затем водой. Такой раствор состоит из мицелл или сгустков водо- и нефтерастворимых ПАВ, способных поглощать большие количества воды(до 80% от объема раствора).

При этом внешней фазой(дисперсной средой) остается нефть и, следовательно, мицеллярный раствор способен смешиваться в пористой среде(не образуя границ раздела) с нефтью, не смотря на содержание в нем большого количества воды.

С увеличением в растворе внутренней фазы мицеллы увеличиваются, что приводит к обращению фаз: мицеллярный раствор с внешней нефтяной фазой переходит в раствор с внешней водной фазой, который хорошо смешивается с водой. В состав мицеллярного раствора входят углеводородная жидкость, вода и ПАВ различного состава, включая спирты.

Закачка миц.растворов(мицелла-объединение из нескольких молекул ПАВ). Преимущество перед обычными ПАВ-более высокий к.вытеснения.

Мицеллы образуются при достижении определенной концентрации молекул(ККМ-критическая конц-я мицеллообразования)

Недостатки: низкая эфф-ть в расчлененных пластах,чувствительностьк минерализации пл.воды.

 

Закачка горячей воды

Основной механизм увеличения н.отдачи:

· Изменение вязкости нефти и воды

· Изменение фазовых проницаемостей

· Тепловое расширение пластовой системы

*Резкое снижение вязкости происходит при 50-80 ᶱС

Закачка горячего пара

Закачивается пар высокого давления 8-15 МПа. Его свойства отличаются от свойств гор. воды. при закачке пара вносится больше пара в пласт на значение Еп-скрытой теплоты парообразования.

Нв=Св(Т-То)

Нп=Св(Т-То)+Еп

При закачке может происходить процесс дистилляции – испарение легких фракций УВ, перенос их по пласту и конденсация в менее нагретой части. Этот процесс приводит к снижению вязкости вытесняемой нефти и улучшается(снижается) соотношение подвижностей н и в.

Важная характеристика пара - его сухость. Сухой пар переносит больше теплоты, чем влажный.

Технологическая эффективность: снижение вязкости н, эффект термического расширения, эффект дистилляции, эффект газонапорного режима, эффект увеличения подвижности нефти

Пароцикл.закачка: закачка пара - выдержка скважины(время зависит от режима р-ки,Рпл,объема закачки,сухости флюида и т.п.) – отбор нефти, обогащенной легкими фракциями

Импульсно-дозированное воздействие(ИДТВ): закачка оторочки порциями(между ними закачивается холодная вода,т.е. ее порции чередуются с порциями пара). Существует также ИДТВ с паузами.

Паро-газовое воздействие: нагнетание дымовых газов,СО2 или метана для компенсации снижения объема пара при закачке

Закачка пара в водоносный пласт-для предварительного прогрева

 

Внутрипластовое горение

Метод основан на инициировании экзотермических окислительных реакций в пласте при закачке воздуха.

«-»: выпадение тяжелых фракций(кокс)

Технологии:

· Сухое

· Влажное(закачка воды вместе с воздухом)

· Сверхвлажное(то же, но воды больше)

 

Закачка УВ-газов

Чем больше этан-пропан-бутановых компонентов в газе, тем выше эффективность!!

В пласте образуется смесь углеводородов переменного состава.

Высокое значение Квыт, при низком Кохв.

Применение растворителей

Р-ли-сложные УВ-жидкости,состоящие из УВ-газов,бензина,конденсата и т.п.

В качестве растворителей могут применяться ШФЛУ-широкие фракции легких УВ.

Применение направлено на изменение физ.св-в взаиморастворимых фаз. Процесс изм-ния присходит без обрзования 2-хфазной области(«+»).

Водогазовое воздействие

· Смешивающееся вытеснение

· Несмешивающееся вытеснение

· Попеременная закачка оторочек воды и газа

· Сочетание ВГВ с пенообразующими полимерами

Водогазовая смесь может образовываться на устье, в стволе СКВ и в пласте(3 различных технологии). Используют один из вышеперечисленных газов(УВ,неУВ и тд).

Механизм увеличения нефтеотдачи:

Уменьшение неоднородности притока(выравнивание профиля притока) за счет того, что газ занимает крупные поры(изолируя их), а вода стремится в мелкие, вытесняя нефть. Таким образом увеличивается Квыт.

Наличие пузырьков газа в воде увеличивает ее вязкость,увел. Кохв.

*эффект газовой смазки(адсорбция пузырьков газа на стенках каналов)

При реализации этого метода необходимо регулировать подвижность газа,предотвращая формирование сплошной газовой фазы.

 

 

Недостатки:

· Уменьшение приемистости нагн.скв за счет снижения фазовой проницаемости в ПЗС

· Гравитационная сегрегация(разделение 2-хфазного потока на газ и нефть)

 

 

Ввод нефтяного месторождения в разработку. Основные этапы и их характеристика.

Ввод нефтяного месторождения в разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации, технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой, газом, нефтью,пластовые давления, температуры и др.

Весь период разработки можно разделить условно на четыре этапа (основных периода). Рис 1. Рис1. Этапы разработки месторождения.

Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Характеричтики первой стадии разработки:

интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня;

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от макс;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции n _в (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи К _н(около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет

 

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными высокими уровнями годовых отборов нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Стадия характеризуется нарастанием обводненности продукции. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки, медленно снижающимися уровнями добычи нефти. Наблюдаются высокая обводненность продукции, постоянное уменьшение эксплуатационного фонда скважин.