Основы нефтегазового дела

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования.

Число нагнетательных скважин для  каждой залежи нефти определяется делением заданного объема закачки воды в сутки на поглотительную способность одной скважины.

 

13. Приток нефти  в скважину.

 

Жидкость, поступающая к скважине, должна проходить последовательно  как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей между непроницаемыми кровлей и подошвой; площади этих поверхностей постепенно уменьшаются по мере приближения к скважине. При постоянной мощности фильтрующегося слоя и его однородности скорость фильтрации движущейся к скважине жидкости должна в этих условиях непрерывно увеличиваться и достигать максимума на стенках скважины. С увеличением скоростей возрастают гидравлические сопротивления, а значит, на перемещение единицы объема жидкости в направлении к скважине непрерывно должны возрастать затраты энергии на единицу длинны пути или связанные с этим градиенты давления.

Для описания зависимости дебита скважины от градиента давления вокруг нее можно воспользоваться законом линейной фильтрации Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся жидкости.

Можно написать       

Площадь фильтрации F при радиальном потоке уменьшается по направлению к скважине.

При неизменной мощности залежи h на расстоянии r_i от оси скважины эта площадь будет равна 2pr_ih. Тогда, относя перепад давлений d_p к бесконечно малому участку пути d_r, это выражение можно переписать в виде:

 

, отсюда  

Интегрируя это уравнение в  пределах от радиуса скважины r_c до радиуса кондуктора питания скважины R и от забойного давления p_заб до p_пл – пластового давления на контуре получим:

 

, откуда 

 

Решив уравнение относительно Q, получим уравнение Дюпюи радиального установившегося притока однородной жидкости в скважину при водонапорном режиме:

 

где: Q – дебит скважины; r – проницаемость пласта; h – мощность пласта; p_пл и p_заб – пластовое и забойное давления; m - вязкость жидкости; R  r_c – радиусы контура питания и скважины.

 

14. Приток газа  в скважину.

 

При разработке нефтяного или газового пласта  нефть или газ притекают в скважины по радиальным направлениям. Газ поступающий в скважину, приходит последовательно как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, заключенных между непроницаемыми кровлей и подошвой пласта.

При росте скоростей  увеличиваются гидравлические сопротивления.

Если вместо жидкости к скважине притекает только газ, то на основании закона Дарси формула для притока газа будет иметь вид:

 

где: Q – массовый расход газа, причем Q=Vp_r; V – переменный объемный расход газа при переменном давлении p; p_r – плотность газа при тех же условиях; b - константа, зависящая от природы газа (b=p/p_r).

 

15. Системы разработки залежей.

 

Под разработкой нефтяной залежи понимается управление процессом движения в залежи и в эксплуатационных скважинах жидкостей и газа и регулирование баланса пластовой энергии. Возможность разработки достигается при помощи определенной системы размещения заданного числа скважин на площади, порядка ввода их в эксплуатацию, поддержания определенного режима их эксплуатации, применения искусственных методов воздействия на залежь путем закачки в нее воды или газа.

Большинство нефтяных залежей относится  к пластовым залежам, поэтому принятая в настоящее время классификация методов разработки оформилась на опыте разработки нефтеносных пластов.

Системы разработки нефтяных пластовых  залежей различаются:

1)  по расположению эксплуатационных скважин и по порядку из ввода в эксплуатацию;

2)  по характеру воздействия на пласт.

Классификация      систем       разработки      по  признаку       расположения      эксплуатационных    скважин.

Соответственно этому  признаку существуют две системы  разбуривания пласта:

1. разбуривание   сплошной сеткой скважин;        

2) разбуривание рядами    скважин (батареями).

По порядку ввода скважин в эксплуатацию различают сгущающуюся и ползущую систему разработки.

Сгущающейся системой разработки называется такой порядок бурения, при котором первые скважины бурят по разреженной сетке на всей площади залежи; скважины второй очереди закладывают между ними, скважины третьей очереди закладывают в промежутках между ранее пробуренными скважинами и   т. д.

Ползущей системой разработки называется такая, при которой скважины закладывают последовательно, рядами,   с   предельным   расстоянием   между   скважинами   в   ряду.

После проводки одного ряда скважин закладывают ряд, ему  параллельный, на минимальном расстоянии от первого; после разбуривания второго ряда закладывают третий и т. д. до тех пор, пока залежь не будет сплошь покрыта скважинами.

В зависимости от направления  фронта разбуривания при ползущей системе различают разбуривание по простиранию и по падению (или восстанию) пласта.

При разбуривании рядами нефтяная залежь покрывается скважинами только частично и расстояния между скважинами в ряду, как правило, меньше расстояний между рядами.

Разбуривание пласта рядами скважин характеризуется:

1. направлением  рядов  скважин;
2. расстоянием между рядами скважин и скважинами в рядах;
3. последовательностью  разбуривания пласта.

Разбуривание рядами обычно применяется в пластах при  водо- или газонапорных режимах, естественных или искусственно создаваемых путем нагнетания воды или газа в пласт.

Направление рядов скважин  может быть параллельно контурам нефтеносности (рис. 10G, а) или параллельно рядам скважин, через которые в пласт нагнетается газ или вода (рис. 10G, б).

Расстояние между рядами скважин обычно изменяется в пределах 400—600 м (реже до 800 м), между скважинами в рядах — в пределах   300—000 м.

По признаку последовательности разработки залежи рядами и ввода скважин в эксплуатацию системы разработки подразделяются на  поэтапную  и  одновременную.

Поэтапная система разработки пласта характеризуется тем, что вначале бурят три ряда скважин, ближайших к ряду нагнетательных скважин, оставляя при этом значительную часть пласта неразбуренной. Расчеты и опыт разработки месторождений подобным образом показывают, что бурение четвертого ряда скважин не повышает суммарного отбора нефти в силу интерференции скважин.

Поэтому к бурению четвертого ряда приступают тогда, когда первый ряд скважин обводнится и выйдет из эксплуатации. Пятый ряд бурят одновременно с выходом из эксплуатации второго ряда скважип и т. д.

Каждая замена внешнего ряда скважин внутренним называется этапом разработки. Такая система разбуривания рядами в случае разработки от контура к своду напоминает ползущую систему сплошного разбуривания по восстанию, отличаясь от нее тем, что в эксплуатации одновременно находятся не все скважины, а не более трех  рядов   скважин.

При одновременной системе разработки залежь охватывается заводнением одновременно по всей площади.

 

16. Три основных параметра характеризующих  систему разработки.

 

Плотность сетки  скважин.

Площадь залежи разбуривается однородной геометрической сеткой скважин (в большинстве случаев треугольной) или рядами скважин, располагаемыми параллельно контуру нефтеносности. Однородная геометрическая сетка скважин применяется на нефтяных залежах, работающих на режиме истощения пластовой энергии или с неподвижным постоянным контуром нефтеносности (режим растворенного газа, массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвенных вод), а также на залежах небольшого размера.

При такой сетке скважины размещают по углам равносторонних треугольников, на которые разбивается площадь залежи. Длина стороны треугольника, или расстояние между соседними скважинами, выбирается в зависимости от геолого-физической характеристики залежи. В залежах, сложенных малопроницаемыми породами или содержащих высоковязкую нефть, расстояния между скважинами обычно принимаются меньшими, чем в залежах с высокопроницаемыми  породами или  содержащих  маловязкую  нефть.

Площадь дренирования, охватываемая каждой скважиной при равномерной треугольной сетке, представляет собой окружность с радиусом, равным половине расстояния между скважинами.

Эта   площадь  равна: S = 0,785а², где а — расстояние между скважинами.

При частой сетке, т. е. при  малом расстоянии между скважинами, область дренирования отдельной скважины может накладываться на области дренирования соседних скважин. Применение такой частой сетки размещения скважин нерационально, так как на площади пробуриваются лишние скважины; запас нефти, имеющийся в залежи, может быть отобран и без этих скважин.

Излишне разреженная сетка  размещения скважин также может  оказаться нерациональной, так как область дренирования каждой скважины ограничена и в периферийных зонах этих областей будут целики с большими запасами нефти; конечная нефтеотдача залежи будет низкой.

До 1950 г. обычно все залежи в СССР разбуривались по сплошной сетке. В настоящее время сплошной сеткой разбуривают рифогенные залежи и залежи небольших размеров. Крупные залежи, которые разрабатываются с поддержанием давления путем заводнения, разбуриваются, как правило, батареями скважин.

При разбуривании по сплошной сетке площадь нефтяной залежи независимо от ее размеров покрывается скважинами, расположенными на одинаковых расстояниях одна от другой.

Система разбуривания по сплошной сетке характеризуется следующими   основными   элементами:

1. формой  сетки  скважин;
2. расстоянием между скважинами;
3. порядком ввода скважин в эксплуатацию.

Существуют только две  геометрические сетки, по которым можно равномерно расположить скважины по пласту: квадратная и треугольная.

В нашей стране принята  треугольная сетка, потому что в  этом случае пласт дренируется равномернее и коэффициент извлечения нефти из пласта в условиях разработки при режиме растворенного газа выше, чем при квадратной сетке.

Расстояния между скважинами изменяют в пределах 110—400 га. Расстояния между мелкими скважинами обычно принимают равными 110—120 га,  а между глубокими 150—400 га.

Соотношение между нагнетательными и добывающими  скважинами.

Для одновременного эффективного воздействия заводнения на все скважины, размещенные на залежи, необходимо условие, чтобы на полосе между нагнетательными рядами скважин было расположено три (не более пяти) эксплуатационных батарей скважин. При большем числе эксплуатационных рядов скважин (семь — девять) центральные ряды скважин не будут обеспечиваться воздействием от нагнетания в силу интерференции их скважинами крайних рядов.

 

17. Стадии разработки месторождения.  Контроль и регулирование процесса  разработки.

 

Процесс разработки месторождения условно делится на четыре этапа.

Для управления процессом  разработки нефтяной залежи и регулирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за дебитами нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пластового давления по всей залежи и по отдельным ее зонам.

Положение водонефтяного контакта определяется по содержанию воды в продукции скважин.

Для постоянного наблюдения за подъемом зеркала воды в промежуточной водонефтяной зоне залежи служат специальные контрольные или наблюдательные скважины. Обычно для этой цели используют обводнившиеся нефтяные скважины или ранее пробуренные разведочные скважины.

Пластовое давление в действующих скважинах измеряют глубинными манометрами. Чтобы получить ясную картину о величине пластового давления в разных частях нефтяной залежи, замеряют пластовое давление в возможно большем числе скважин. По полученным данным строят карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями). Для этого на плане размещения скважин точки (скважины) с одинаковыми давлениями соединяют линиями. При правильной разработке пласта давление в пласте равномерно уменьшается от максимальной величины в законтурной зоне (или на линии нагнетательных скважин) при водонапорном режиме работы пласта до минимальной в центральных областях. Карта изобар в этом случае будет представлена группой замкнутых концентрических кривых, тождественных по своей конфигурации контуру питания. В большинстве случаев это — линия размещения нагнетательных скважин или линия водонефтяного контакта.

Чтобы проследить изменение пластового давления во времени карты изобар для данной площади строят периодически. Изучение и анализ этих карт позволяют определять темпы падения пластового давления по отдельным участкам площади, находить причины резких снижений давления по этим участкам и осуществлять мероприятия по выравниванию давления.