Проектные документы на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. Виды проектных документов, обосновываемые в них положения. Рациональная разработка месторождения.

Стр 1 из 7Следующая ⇒

Структура производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений углеводородов. Система скважин. Система внутрипромыслового сбора и подготовки продукции скважин. Система поддержания пластового давления.

Добываемую нефть — нефть, извлекаемую из нефтяной залежи и содержащую в различных соотношениях нефтяной газ, попутную воду, соли и механические примеси — собирают из каждой добывающей скважины по системе промысловых нефтетрубопроводов. Из добывающих скважин добываемая - нефть по промысловым нефтетрубопроводам (ПНТП) поступает на групповые замерные газосепарационные установки (ГЗСУ). При большом количестве отсепарировавный газ подается под собственным давлением через дожимную компрессорную станцию (ДКС) дальним потребителям — газотранспортному предприятию (ГТП) или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), либо на собственные нужды нефтегазодобывающего предприятия. Обычно после замерных установок газ смешивают с жидкостью и подают дальше на установку комплексной подготовки нефти (УКПН).

При значительной площади месторождения используют блочные дожимные насосные станции (БДНС) для перекачки добываемой нефти. На этих станциях при большой обводненности продукции осуществляют предварительное отделение (сброс) попутной воды, которую по отдельному трубопроводу подают сразу на установку комплексной подготовки воды (УКПВ).

В УКПН от нефти отделяют нефтяной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиций, т. е. осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солей (обессоливание) и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении, меньшем атмосферного).

Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НТП) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).

Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГПЗ, где осуществляется его подготовка перед подачей потребителям. На ГПЗ из него выделяют тяжелые углеводородные фракции (процесс отбензинивания), очищают от механических и вредных примесей (углекислого газа, сероводорода, азота и др.) и осушают.

Отделенную от нефти воду подают на УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блочных кустовых насосных станций (БКНС) закачивают по системе промысловых водотрубопроводов (ПВТП) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти.В зависимости от конкретных условий месторождения отдельные элементы рассмотренной структурной схемы могут отсутствовать или изменяться. Например, при естественном водонапорном режиме попутную воду очищают и закачивают в глубинные пласты для захоронения с целью охраны окружающей среды. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные вещества (полимеры, поверхностноактивные вещества и т. п.). С этой целью в схему дополнительно вводят дозаторные и другие установки. При создании искусственного газонапорного режима вместо воды в залежь закачивают газ. Процесс аналогичный, только дополнительно в схему включают установки подготовки и закачки газа

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 конкретных условий.

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. Этот 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.

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.

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.

Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта

2. Сводная геолого-физическая характеристика продуктивного пласта.

В разделе Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов дается краткое описание продуктивных пластов и обязательно таблица с геолого-физическими параметрами продуктивных пластов месторождения.

В геологическом определении пласт (слой) — это тело осадочной горной породы в толще земной коры более или менее однородное по составу (с рядом общих признаков), ограниченное двумя приблизительно параллельными поверхностями, толщина (мощность) которого намного меньше его протяженности.

Пласт, из которого существующими методами можно добывать углеводороды в промышленных объемах, называют продуктивным.

Продуктивные пласты встречаются на глубинах от нескольких сотен до нескольких тысяч метров. При решении оперативных технических задач в качестве глубины залегания пласта используют расстояние от устья скважины до кровли пласта по стволу скважины.

Истинная мощность продуктивного пласта колеблется от десятков сантиметров до десятков метров.

Площадь простирания продуктивного пласта может составлять десятки, сотни и тысячи квадратных километров, а его объем - десятки и сотни кубических километров.

Структура пласта изображается с помощью геологических профилей (вертикального разреза толщи земной коры, секущего пласт в выбранном направлении) и структурных карт 146], где пласт (его кровлю или подошву) показывают в виде изогипс - линий сечения рельефа кровли (подошвы) пласта (в м) горизонтальными плоскостями, через равные интервалы по вертикали, как показано на рис. 1.

Самая распространенная форма продуктивного пласта — антиклиналь (структура с приподнятой центральной частью (сводом) и опущенными краями (крыльями) (см. рис.1). Эта форма наиболее благоприятна для накопления и сохранения углеводородов.

Осадочная толща земной коры разделена на комплексы пород (и единицы геологического времени) по определенному сообществу отложенных в них животных и растительных организмов, характерному только для данного комплекса. Возрастная характеристика пласта в геологических единицах времени является его стратиграфической характеристикой.

Основная часть продуктивных пластов приурочена в убывающей очередности к отложениям каменноугольного, пермского, девонского и мезозойского возраста 1501.

Пористость. Осадочные горные породы обладают пористостью— сстоты. Пористость оценивают через коэффициент пористости т — отношение суммарного объема пустот породы (образца) К„ ко всему объему образца V в долях единицы или процентах:

m---=V,,/V. (1.3)

Различают пористость общую (абсолютную), когда учитывают объем всех пор, и пористость эффективную (открытую), когда учитывают только поры, сообщающиеся между собой. Объем и размеры пор породы определяют ее коллекторские свойства. Поры пласта служат резервуаром для накопления (содержания) углеводородов, а по каналам между порами углеводороды перемещаются (фильтруются) по пласту.

В зависимости от размеров пор, [20 1 различают (по И. М. Губкину) сверхкапиллярные7гГоры (диаметром более 0,5 мм), в которых жидкость может свободно перемещаться, капиллярные поры (от 0,5 до 0,002 мм), в которых на характер перемещения жидкости п газа влияют эффекты поверхностного (контактного) взаимодействия стенок пор и жидкости, а также субкапиллярные поры (с диаметром менее 0,002 мм), в которых действие* молекулярных сил имеет определяющее значение и жидкость практически не перемещается.

Чем однороднее пласт по составу, по размерам слагающих частиц, тем выше его пористость. Чем крупнее частицы, слагающие пласт, тем больше размеры пор. Пористость продуктивных пластов (терригенных и карбонатных) колеблется от 5 до 40%. Колебания пористости у карбонатных продуктивных пластов обычно тире, чем у терригенных.

^ Трещиноватость пласта. Помимо пористости, на коллекторские свойства пласта аналогичным образом влияет его трещиноватое! ь. Массовое распространение в пластах имеют микротрещины. По величине раскрытия (ширине) микротрещины делятся 149 | на капиллярные (до 0,01 мм), субкапиллярные (от 0,01 до 0,05 мм) и волосные (от 0,05 до 0,15 мм и более). Емкость микротрещин в пласте обычно не превышает 3% объема пласта. Трещинная часть продуктивного пласта обычно не превышает 10% общей его емкости.

^ Характер насыщения пласта. Вода — обязательный компонент всех проницаемых пород. Продуктивные пласты могут содержать свободную воду (законтурную, подошвенную) и обязательно содержат связанную воду, которая не может быть удалена при разработке пласта. Связанная вода в порах субкапиллярного типа удерживается капиллярным давлением и в виде мениска в местах контакта частиц породы между собой, в порах — молекулярными силами в виде пленки на поверхности пор в гидрофильных (смачивающихся) породах. Содержание связанной воды в нефтяных пластах колеблется от 6 до 70% и тем больше, чем меньше проницаемость пласта и размеры его пор, но больше удельная поверхность пор.

Вследствие миграции подвижная пластовая вода может замещатся (газом). Содержащееся связанная вода в пласте при этом остается неизменным, и пласт может разрабатываться как чисто нефтяной (газовый). При замещении нефти водой (в результате разработки пласта или миграционных. процессов) в пласте остается остаточная неподвижная нефть. Содержание остаточной нефти и характер его изменения в общем случае аналогичны описанным для остаточной воды.

^ Проницаемость пласта. Свойство пласта пропускать через себя жидкость, газ или их смесь при наличии перепада давления называют его проницаемостью.

Величину проницаемости оценивают коэффициентом проницаемости /е_пр) который определяет характер пропорциональности скорости фильтрации и_ф градиенту давления Д/7, вызывающему эту фильтрацию:

Различают а б с о л ю т н у ю (общую) проницаемость — при фильтрации однородной жидкости или газа и фазовую (эффективную) проницаемость — оценку фильтрации нефти, воды или газа (одной из фаз), по пласту, имеющему многофазовое (многокомпонентное) насыщение. Коэффициент фазовой проницаемости пропорционален коэффициенту абсолютной проницаемости и зависит от удельного содержания данной фазы в общем объеме насыщения, соотношения вязкостей фаз насыщения и от градиента давления (при существенных его изменениях).

В условиях испытания необсаженной скважины возможно четырехкомпонентное насыщение продуктивного пласта (газ, нефть, пластовая вода и фильтрат промывочной жидкости). Графическое изображение возможных компонентов фильтрации при насыщении пласта нефтью, газом и водой для фиксированных значений депрессии в зависимости от процентного содержания каждого из компонентов в пласте показано на рис. 2, из которого видно, что фильтрация нефти прекращается.при удельном содержании ее в пласте менее 25%, газа — менее 30% и воды — менее 17%. Приток одновременно всех компонентов имеет сравнительно ограниченную область распространения.

Проницаемость трещинных коллекторов разделяют на поровую (межгранулярную, матричную) и трещинную. Трещинная проницаемость горных пород (известняков, доломитов, глинистых сланцев, алевролитов и песчаников) обычно на порядок и более выше их матричной проницаемости.

Трещинная проницаемость [261 может определяться из равенства

frnp. _Tp--=8,5-!0⁴-S²m, (1.8)

где ^ В — ширина трещины, мм; т — пористость в долях единицы. Установлено, что проницаемость повышается с увеличением пористости горных пород. Однако у различных пород с одной и той же пористостью проницаемость может быть разной. Такие отклонения обусловлены прежде всего размерами пор (например, у глин, имеющих субкапиллярные поры, пористость может быть до 40%, а проницаемость практически равна нулю), величиной удельной поверхности пор, степенью сцементированности породы, составом ионов породы (поверхность пор с ионами натрия менее проницаема, чем поверхность пор с ионами кальция) и водонасыщением пористой среды.

Проницаемость — важнейшая характеристика продуктивного пластаТТЭсадочные горные породы делятся [79] на проницаемые, полупроницаемые и практически непроницаемые. Клщоцицаемым относят гру^ооблрмрчнме„.^ор_ады^гДЛ£^1Ш1к^_д41а£а1Й), слабЪсце-" ментированные и хорошо отсортированные песчано-глинистые породы (пески__>_д£сча_н_ики, алевролиты, крупнопористые лёссы). кавернозные, закарстованные и трещинные карбонатные породы. Эти породы имеют пористость от 20% и выше, сверхкапиллярные и капиллярные поры, как правило, равномерно распределенные по объему, низкое содержание связанной воды. Коэффициент проницаемости этих пород колеблется^от десятк£в до тысяч миллидарси.

К полупроницаемым разностям относят плохо отсортированный глинистые пески и песчаники, мелкопористые алевролиты и алевриты, мелкотрещинные песчаники и доломиты. Большая часть пор этих пород субкапиллярного типа.

Таблица Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта

параметры		Единицы измерения	Значения
Средняя глубина залегания		м
Тип залежи
Тип коллектора
Площадь нефтегазоносности		тыс.м²
Средняя общая толщина		м
Средняя нефтенасыщенная толщина		м
Пористость		%
Проницаемость	По керну	мкм²
	По гидр. иссл.	мкм²
Начальная нефтенасыщенность		доли ед.
Начальная водонасыщенность		доли ед.
Коэффициент песчанистости		доли ед.
Коэффициент расчлененности		доли ед.
Коэффициент вытеснения		доли ед.
Коэффициент вариации проницаемости		доли ед.
Тип смачиваемости породы
Начальная пластовая температура		^оС
Начальное пластовое давление		МПа
Вязкость нефти в пластовых условиях		мПа^.с
Плотность нефти в пластовых условиях		т/м³
Плотность нефти в поверхностных условиях		т/м³
Абсолютная отметка ВНК		м
Объемный коэффициент нефти		доли ед.
Содержание серы в нефти
Содержание смол селикагеновых в нефти		%
Содержание асфальтенов в нефти		%
Содержание парафина в нефти		%
Температура выпадения АСПО		^оС
Давление насыщения нефти		МПа
Газосодержание нефти		м³/т
Вязкость воды в пластовых условиях		мПа^.с
Плотность воды в пластовых условиях		т/м³
Минерализация пластовой воды		Г/л
Начальные балансовые запасы нефти		млн. т
Начальные извлекаемые запасы нефти		млн. т
Коэффициент нефтеизвлечения		доли ед.
Схема размещения скважин (5-точечная, 7-точечная, линейная шахматная)

Проектные документы на разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений. Виды проектных документов, обосновываемые в них положения. Рациональная разработка месторождения.

На различных этапах и стадиях изучения, освоения и разработки месторождений составляют следующие виды проектных документов:

- проект пробной эксплуатации месторождения (залежи) и дополнения к нему;

- технологическая схема опытно-промышленной разработки месторождения (залежей или участков залежей) и дополнения к ней;

- технологическая схема разработки месторождения и дополнения к ней;

- технологический проект разработки месторождения и дополнения к нему.

Проект пробной эксплуатации составляют по данным разведки месторождения при недостатке исходных данных для составления технологической схемы разработки.

Основным содержанием проекта пробной эксплуатации является программа работ по изучению месторождения в целях получения всей необходимой информации для составления технологической схемы разработки.

Основные задачи проекта пробной эксплуатации:

- составление и реализация программы изучения месторождения и исследовательских работ;

- предварительное выделение эксплуатационных объектов и составление их первых геологических и фильтрационных моделей;

- оценка добычных возможностей эксплуатационных объектов;

- определение перспектив добычи углеводородов;

- оценка перспектив использования попутного газа и других сопутствующих компонентов;

- оценка эффективности техники и технологии строительства скважин, добычи нефти, обустройства промыслов, методов повышения нефтеотдачи пластов и дебитов скважин.

Рациональная разработка месторождения:Применение при

разработке месторождения комплекса технических и технологических

мероприятий, направленных на обеспечениенаиболее полного

и экономически целесообразного извлечения из недр запасов нефти и

попутных компонентов при соблюдении основных требований по

рациональному использованию иохране недр.

Дата добавления: 2018-04-15; просмотров: 1011; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 7 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!