Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения

Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения

Контрольная работа

Этапы развития и технологические режимы эксплуатации нефтяного месторождения

Содержание

1. Процесс разработки месторождений

. Режимы истощения пластовой энергии

. Газонапорный режим

. Водонапорный режим

. Гравитационный режим

. Смешанный режим

Литература

1. Процесс разработки месторождений

Развитие процесса разработки месторождений обуславливается рядом последовательно сменяющих друг друга стадий (периодов), вызванных изменением качественного состояния залежи и отличающихся по динамике добычи нефти Q_н: подъем - высокий уровень - падение. Такая последовательность универсальна и проявляется во всех нефтегазовых провинциях мира. Ее графическое изображение в американской литературе получило название «колокол Хабберта» (рис.1).

Стадия I на восходящей ветви кривой характеризуется интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня при небольшой обводненности продукции. Это происходит в основном за счет увеличения действующего фонда скважин при освоении месторождения.

Стадия II (плато на кривой) - период высоких уровней добычи нефти при нарастании обводненности. Устойчивость добычи нефти обеспечивается бурением оставшегося фонда скважин и применением методов интенсификации отбора жидкости.

Стадия III (нисходящая ветвь) характеризуется значительным снижением добычи нефти и прогрессирующей обводненностью продукции (до 85 %). Граница между стадиями II и III устанавливается по точке перегиба кривой Q_н при продолжающемся росте темпа откачки жидкости. Падение добычи неизбежно при отборе половины запасов углеводородов. Стадия IV завершающая, характеризуется низкими, но медленно снижающимися темпами отбора нефти при возрастающей обводненности скважинной продукции с большими темпами отбора жидкости и базируется на извлечении остаточных запасов нефти. Продолжительность стадии IV сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи и определяется пределом экономической рентабельности.

В зависимости от используемой энергии для перемещения и извлечения нефти из пласта разработка нефтяных месторождений может осуществляться в двух основных принципиально разных технологических режимах: · режим естественного истощения пластовой энергии; · режим искусственного восполнения пластовой энергии - поддержания пластового давления.

Первый режим осуществляется за счет последовательного проявления в различных соотношениях упругого режима, естественного водонапорного режима, при котором вода поступает в нефтенасыщенную область и вытесняет нефть, и режима растворенного газа. При наличии газовой шапки может проявляться естественный газонапорный режим. Обычно первый режим применяется при разработке мелких нефтяных месторождений с активной законтурной водоносной областью и на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением и высоким газовым фактором.

Второй основной режим разработки широко применяется в мире и осуществляется при различных вариантах закачки в пласт вытесняющих агентов: законтурное, приконтурное, внутриконтурное, рядное, площадное или избирательное.

По методам регулирования баланса пластовой энергии различают: · газонапорный режим с закачкой газа в пласт; · водонапорный режим с заводнением пластов. В свою очередь, при искусственном водонапорном режиме закачка воды в пласт применяется не только для поддержания пластового давления, но и для различных физико-химических воздействий. Последние способствуют повышению нефтеотдачи за счет снижения вязкости нефти (пароциклические методы, закачка горячей воды, мицеллярных растворов, растворов поверхностно-активных веществ и др.) и возрастания охвата воздействия на пласт (потокоотклоняющие, водоизолирующие и водоотклоняющие системы на основе полимеров, «сшитых» полимеров, геле- и осадкообразующих композиций).

Физическая сущность режима истощения пластовой энергии (упругий режим) состоит в том, что вытеснение нефти осуществляется под действием сил природной энергии, накопленной в пласте.

Основными источниками пластовой энергии являются: · энергия упругой деформации жидкости и породы; · энергия расширения свободного газа (газовой шапки); · энергия напора пластовой воды; · энергия напора нефти.

Пластовая энергия проявляется в процессе снижения давления (создании депрессии на пласт-коллектор Dр) и расходуется на преодоление сил сопротивления различного рода (вязкого трения, капиллярных и гравитационных явлений) при перемещении нефти.

Согласно теории материального баланса, какие бы флюиды не были извлечены на поверхность, их место в пласте занимают расширившиеся флюиды: вода в водоносном горизонте, связная вода, оставшаяся нефть.

Для условий упругого режима при снижении давления от первоначального пластового p_пл до давления насыщения нефти газом р_н уравнение материального баланса, выражающее отношение добытого объема нефти Q_д к падению пластового давления Dр имеет вид

Q_дb_н = Q_тb_нпb^*Dp, (1)

где Q_т - товарная нефть в пласте; b_нп - коэффициент усадки в пластовых условиях.

Как только давление в пласте снизится до давления насыщения, растворенный газ начнет высвобождаться из нефти. Пузырьки этого газа, расширяясь, перемещаются по пласту и вытесняют нефть в направлении снижения давления.

Часть газа сегрегирует под влиянием сил плавучести к своду коллектора, где, накапливаясь, может сформировать вторичную газовую шапку. В чистом виде режим растворенного газа может проявляться в пласте, где нефть полностью насыщена газом (р_пл = р_н). Если в залежи р_пл > р_н, то в начальный период при снижении давления р_пл до давления р_н проявляется энергия упругого режима, а при р_пл < р_н проявляется энергия расширения газа, которая сочетается с энергией упругости.

В целом для режима истощения характерны высокие темпы снижения пластового давления и непрерывное изменение газового фактора, который вначале увеличивается до максимального значения, а затем уменьшается (рис.2).

В режиме истощения создается относительно низкий градиент давления, что снижает вероятность конусообразования и прорыва пластовых вод в добывающие скважины, поэтому обводненность добываемой нефти остается малой.

Следует заметить, что при определенном (критическом) газовом насыщении пор высвобожденный из нефти газ становится в пласте неподвижным (эффект Жаменя) и часть нефти защемляется. При разработке нефтяных месторождений в режиме истощения коэффициент извлечения нефти КИН 0,1-0,3, поэтому с самого начала разработки целесообразно принудительно создавать в залежи водонапорный режим.

При проектировании разработки нефтяных месторождений режим истощения выделяют как базовый вариант для анализа технологических и экономических показателей и обоснования рациональных вариантов проектов разработки.

3. Газонапорный режим

Условием для проявления естественного газонапорного режима является наличие первичной (природной) газовой шапки. Газовая шапка - это скопление свободного газа в порах пласта над нефтяной залежью. Условием равновесия на границе газовой и нефтяной фазы (ГНК) является давление насыщения, которое соответствует начальному пластовому давлению. При создании депрессии происходит выделение растворенного газа, который, наряду с энергией расширения свободного газа в газовой шапке, расширяясь, усиливает процесс вытеснения нефти из пласта. Часть газа сегрегирует в повышенные зоны и пополняет газовую шапку. Это способствует замедлению темпов снижения пластового давления. В зависимости от состояния давления в газовой шапке различают газонапорный режим двух видов - упругий и жесткий. При упругом режиме отбора нефти давление на ГНК снижается, начинается расширение объема свободного газа газовой шапки, который, внедряясь в нефтенасыщенную часть пласта, вытесняет нефть к добывающим скважинам. По мере отбора нефти из залежи давление газа уменьшается на величину снижения пластового давления.

При жестком режиме давление в газовой шапке при отборе нефти должно сохраняться постоянным. Такой режим в чистом виде возможен при значительном превышении запасов газа над запасами нефти при пластовых условиях. Обычно такой режим поддерживается искусственно при непрерывной закачке в газовую шапку нагнетательными скважинами достаточного количества газа (либо извлеченного из пласта - сайклинг-процесс, либо газа из внешних источников).

По сравнению с режимом растворенного газа при газонапорном режиме происходит более медленное падение пластового давления благодаря энергии сжатого газа газовой шапки, что обеспечивает длительный период стабильной добычи (рис.3). При этом, вследствие незначительного движения водоносного горизонта, содержание воды в добытой нефти остается низким. Однако по мере расширения газовой шапки и приближении ГНК к добывающим скважинам газовый фактор добытых флюидов возрастает. Для предотвращения прорыва газа в добывающие скважины необходимо сокращать добычу или вовсе прекращать ее на скважинах с высоким газовым фактором.

Типичные коэффициенты нефтеизвлечения для газонапорного режима составляют 0,2-0,6.

Естественный режим проявляется, когда залежь имеет обширную водонасыщенную область с контуром питания и достаточную проницаемость для притока воды в нефтенасыщенную зону и вытеснения нефти к добывающим скважинам при распространении депрессионной воронки за пределы водонефтяного контакта.

При наступлении равновесия (баланса) между отбором из залежи флюидов и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод при пластовых термодинамических условиях создается жесткий режим. В естественных условиях такой водонапорный режим в чистом виде не встречается, и может обеспечиваться только при закачке в водонасыщенную область пласта необходимого объема воды. Если проницаемость водонасыщенной области значительно ниже нефтенасыщенной части пласта или ВНК практически мало подвижен или вовсе неподвижен, следует закачивать воду в нефтенасыщенную часть пласта.

При водонапорном режиме, если пластовое давление поддерживать выше давления насыщения, нефть будет находиться в однофазном состоянии и выделения газа в пласте не произойдет. Поддержание пластового давления близким к первоначальному является основным условием длительного периода стабильной добычи и медленных темпов ее падения. Газовый фактор добываемых флюидов может оставаться постоянным.

Содержание воды на протяжении эксплуатации месторождения увеличивается и в конечный период может превышать 90 %, что является основной причиной истощения (рис.4). При водонапорном режиме в зависимости от качества планирования разработки КИН 0,4-0,7. В практике освоения месторождений нефти наиболее эффективной является технология, предусматривающая максимальное использование естественного энергетического потенциала пластов. Для этого в начальный период используются запасы упругих сил пластовой системы, и залежь эксплуатируется в режиме истощения. Продолжительность этого периода определяется в основном разницей между начальным пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом. При снижении пластового давления до уровня, превышающего давление насыщения на 5-10 %, переходят на режим восполнения пластовой энергии (поддержания пластового давления - ППД).

Такой методический прием позволяет в начальный период вовлечь в разработку весь эффективный объем залежи, включая относительно низкопроницаемые разности пород, а также частично использовать предусмотренный фонд нагнетательных скважин в качестве добывающих. Это дает возможность не только снизить себестоимость добываемой нефти, но и исключить гидроразрыв пласта при переходе на систему ППД по этим скважинам. Давление на забое нагнетательных скважин не должно превышать 95 % первоначального пластового давления (р_з = 0,95р_пл). Эффективность такой технологии тем значительнее, чем выше газонасыщенность нефти и больше разрыв между пластовым давлением и давлением насыщения нефти газом.

5. Гравитационный режим

Гравитационный режим характеризуется действием только потенциальной энергии напора нефти. Выделяют две его разновидности:

· гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности, при котором нефть перемещается под действием собственного веса по падению крутозалегающего пласта (напорно-гравитационный);

· гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности, при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта.

6. Смешанный режим

месторождение истощение пластовый энергия

Такой режим обусловлен одновременным проявлением энергий упругости, напора воды и растворенного газа. В основном он проявляется при отборе нефти нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей с водонапорной областью. Особенность такого сложного режима - двухстороннее воздействие на нефтенасыщенную область одновременно энергий расширения свободного газа газовой шапки (перемещение ГНК) и упругой (напорной) энергии подошвенной воды (перемещение ВНК). Нефтяная залежь условно делится на зону, разрабатываемую при газонапорном режиме, и зону, разрабатываемую при водонапорном режиме.

Литература

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. М: Недра, 1990. 427 с.

. Персиянцев М.Н. Добыча нефти в осложненных условиях. М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. 653 с.

. Слюсарев Н.И. Гидродинамические исследования нефтяных скважин и пластов: Учебное пособие / Н.И.Слюсарев, А.И.Усов. Санкт-Петербургский горный институт, СПб, 2002. 67 с.

. Слюсарев Н.И. Технология и техника повышения нефтеотдачи пластов: Учебное пособие / Н.И.Слюсарев. Санкт-Петербургский горный институт. СПб, 2003. 78 с.