В некоторых районах России в случае неоднородности кол­лекторов в последнее время стали разрабатывать залежи мно­гозабойными скважинами, имеющими четыре-шесть стволов (рис. 2.22). Этот метод вскрытия продуктивных пластов по­зволяет соединить изолированные участки и расширить зону дренирования. Разрабатываются методы бурения нескольких горизонтальных скважин по пласту от центрального ствола. При использовании конструкции призабойной части скважи­ны с зацементированной эксплуатационной колонной сооб­щение эксплуатационной колонны с пластом осуществляют после прострела отверстий в колонне, окружающем ее це­ментном кольце и в породе пласта при помощи специальных аппаратов — перфораторов.

После освоения скважины нефть и газ поступают из пла­ста в эксплуатационную колонну через эти отверстия. Диаметр и число отверстий на 1 м (плотность перфорации) рас­считывается таким образом, чтобы приток нефти или газа из пласта был максимальным. Существует несколько типов пер­фораторов: кумулятивные, торпедные, пулевые. Наиболее рас­пространены кумулятивные перфораторы. В этом случае для пробивки отверстий в обсадных колоннах и цементном коль­це применяют беспулевую перфорацию. В основу работы беспулевых перфораторов положен принцип осевой кумуля­ции. Кумулятивная струя образуется вследствие всесторонне­го сжатия медной облицовки заряда ударными волнами при взрыве заряда. Под действием ударных волн внутренняя по­верхность медной облицовки плавится и формируется в тон­кую металлическую струю высокой плотности, выбрасывае­мую вместе с газообразными продуктами взрыва от центра облицовки радиально к обсадной колонне со скоростью 8000 — 10000 м/с. Струя жидкого металла, двигающаяся с такой скоростью, оказывает на стенку обсадной колонны давление около 30 ГПа и пробивает в ней отверстия. При этом образу­ется канал в породе глубиной до 300 мм.

Кумулятивный перфоратор состоит из толстостенной сталь­ной герметически закрытой трубы, в которой по спирали просверлены отверстия для прохождения кумулятивных струй. Кумулятивные заряды устанавливаются в корпусе перфорато­ра против отверстий. Заряды срабатывают через детонирую­щий шнур от взрывного патрона, соединенного с электрока­белем, на котором перфоратор спускается в скважину.

Для прострела обсадных труб, цементного кольца и пла­ста, сложенного устойчивыми породами, в нагнетательных скважинах применяют торпедные перфораторы, выстрел из которых производится разрывными снарядами диаметром 22 — 32 мм. После выстрела снаряд проходит в породу на глубину 200 — 250 мм и там разрывается. В результате взрыва в породе образуется каверна диаметром до 300 мм.

Пулевая перфорация пришла на смену механическим сред­ствам перфорации (сверлению). Она применялась в широких масштабах до изобретения кумулятивных перфораторов. Ос­новной недостаток пулевой перфорации заключается в том, что во время простреливания цементный камень в затрубном пространстве может растрескиваться.

В последнее время начали широко применять новый ме­тод — гидропескоструйную перфорацию. При этом методе в насосно-компрессорные трубы, спущенные в эксплуатацион­ную колонну, под большим давлением нагнетается жидкость с песком. На концах труб устанавливается струйный аппарат, из сопла которого с большой скоростью выбрасываются жид­кость с песком. Эта смесь вызывает быстрое абразивное разрушение обсадной колонны, цементного кольца и породы. При гидропескоструйной перфорации обсадная колонна и цементное кольцо не трескается. Кроме того, указанный ме­тод позволяет регулировать глубину и диаметр отверстий.

После завершения работ по сообщению эксплуатационной колонны с пластом приступают к вызову притока нефти или газа из пласта. Имеется несколько методов вызова притока нефти из пласта, сущность которых сводится к снижению противодавления на пласт, т. е. к проведению определенных мероприятий, в результате которых гидростатическое давле­ние в скважине становится меньше пластового.

Уменьшить давление столба жидкости на пласт можно либо снижением плотности жидкости, находящейся в эксплу­атационной колонне, либо понижением уровня жидкости в колонне [9].

В первом случае в эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, которые остаются в ней и при эксплу­атации скважины. В пространство между фонтанными тру­бами и эксплуатационной колонной нагнетают воду, кото­рая вытесняет в фонтанные трубы тяжелый глинистый ра­створ. При большом пластовом давлении скважина начина­ет фонтанировать и при неполной замене глинистого ра­створа водой.

Если замена глинистого раствора водой не дает эффекта, то воду заменяют нефтью. В случае, когда и это мероприятие не приносит успеха, в затрубное пространство одновременно нагнетают нефть (или воду) и газ (или воздух). В процессе прокачивания смеси постепенно увеличивают количество на­гнетаемого газа (воздуха), после чего полностью переходят на нагнетание газа (воздуха). Таким образом осуществляют плавное (в этом и состоит преимущество данного способа) снижение давление на забой, что способствует постепенному увеличе­нию притока нефти из пласта в скважину [30].

Описанный метод вызова притока нефти из пласта благо­приятен для южных промыслов России, где продуктивные пласты сложены рыхлыми породами.

В том случае, когда продуктивные пласты сложены устой­чивыми породами, применяют компрессорный метод освое­ния скважины, при котором в затрубное пространство нагне­тают газ (или воздух), вытесняющий промывочную жидкость в фонтанные трубы. При этом методе происходит резкое падение давления в скважине, однако для устойчивых пород продуктивного горизонта это неопасно.

Вызов притока нефти путем снижения уровня промывоч­ной жидкости в эксплуатационной колонне осуществляют при освоении скважин с низким пластовым давлением. При этом методе в фонтанные трубы на канате спускают поршень (сваб) с длинным патрубком над ним. В верхней части патру­бок имеет прямой клапан. При движении поршня вниз жид­кость заходит в патрубок, приподнимает клапан и перетекает в фонтанные трубы. При подъеме поршня клапан закрывает­ся и жидкость вытесняется из фонтанных труб. Многократ­ный спуск и подъем поршня приводит к снижению уровня жидкости в эксплуатационной колонне и, следовательно, к уменьшению давления на продуктивный пласт.

После вызова притока нефти или газа из пласта скважину исследуют на приток и, установив норму добычи, сдают ее в эксплуатацию.

Так как нефтяные и газовые скважины бурят в самых разных геологических и климатических условиях глубиной от нескольких сот до нескольких тысяч метров, существует не­сколько типов буровых установок.

Основной параметр буровой установки — глубина буре­ния, определяющая конструкцию скважины и характеристи­ку бурового и энергетического оборудования. Номинальная нагрузка на крюк буровой установки зависит от конструкции скважины, которая определяет нагрузки, возникающие при спуске и подъеме бурильной и обсадной колонн. Так как вес бурильной колонны, как правило, больше веса обсадной ко­лонны, спускаемой после завершения бурения определенного интервала, номинальная нагрузка на крюк буровой должна соответствовать весу бурильной колонны. Однако не исклю­чены случаи, когда вес обсадной колонны может превысить ее номинальный вес, и в связи с затяжками и прихватами последней допускаемая нагрузка на крюк должна быть боль­ше веса бурильной колонны. Поэтому буровые установки характеризуются максимально допустимой нагрузкой на крюк при определенных диаметрах скважины и бурильных труб и массе последних. Перечисленные параметры буровой уста­новки определяют требуемую мощность для привода лебедки и буровых насосов. Для разведочного и эксплуатационного глубокого бурения предусмотрен выпуск буровых установок, позволяющих при массе 1 м бурильной колонны, составляю­щей 30 кг, бурить скважины глубиной до 2000, 2500, 3000, 4000, 5000, 6500, 8000 им. Максимальная допустимая нагрузка на крюк перечисленных буровых установок соот­ветственно равна 1,2; 1,4; 1,7; 2,0; 2,5; 3,2; 4,0; 5,0 МН.

Глава 3

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

Всякая нефтяная и газовая залежь обладает запасом по­тенциальной энергии, количество которой определяется пла­стовым давлением и общим объемом всей системы — неф­тяной или газовой залежи и окружающей эту залежь водя­ной зоны.

Чем большие массы воды окружают нефтяную или газо­вую залежь и чем выше пластовое давление, тем большим запасом природной энергии обладает залежь.

До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в нем без движения в состоянии статического равновесия и располагаются по вертикали соответственно своим плотнос­тям. После вскрытия пласта скважинами и создания на их забое давления, меньшего, чем в пласте, равновесие в нем нарушается: жидкость и газ начинают перемещаться к зонам с пониженным давлением, т. е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется на это перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих при движение жидкостей и газа в пористой среде. По мере расходования энергии пластовое давление в большинстве случаев снижается.

Таким образом, залегающие в пластах нефть и газ нахо­дятся под действием сил, совокупность которых обусловлива­ет движение нефти, газа и воды в пластах при их разработ­ке, а также характер и интенсивность этого движения.

Силы, действующие в пласте, можно разделить на две группы: силы движения и силы сопротивления, противодей­ствующие движению жидкостей и газа и удерживающие нефть в пластах.

К силам, обусловливающим движение нефти, газа и воды в пластах, относятся следующие:

1) вызываемые напором пластовых контурных вод;

2) проявляющиеся в результате упругости пластовых водо­напорных систем, т. е. упругости жидкости и собственно пород пластов;

3) вызываемые напором свободного газа, заключенного в газовой шапке;

4) вызываемые расширением сжатого газа, растворенного в нефти;

5) сила тяжести нефти.

К силам сопротивления движению нефти в пласте отно­сятся:

1) внутреннее трение жидкости и газа, связанное с пре­одолением их вязкости;

2) трение нефти, воды или газа о стенки поровых каналов нефтегазосодержащей породы;

3) межфазное трение при относительном движении жид­кости и газа по пласту;

4) капиллярные и молекулярно-поверхностные силы, удер­живающие нефть в пласте благодаря смачиванию ею стенок поровых каналов.

Гидравлическое сопротивление движению жидкости и газа по пласту зависит прежде всего от вязкости движущихся жидкостей и газа и от скорости потока. Чем выше скорость потока, тем больше силы сопротивления. Чем выше вязкость, тем больше силы сопротивления.

Сопротивление трению при прохождении жидкости и газа через породу зависит от размеров пор и каналов в породе, а также от степени однородности сечения и шероховатости стенок пор.

Силы сопротивления при движении нефти через пески тем больше, чем меньше диаметр зерен и сечение каналов в породе пласта.

Силы сопротивления в результате межфазного трения воз­никают при движении компонентов относительно друг друга, которое вызвано разностью их вязкости.

В мелких порах большое значение имеют капиллярные силы, удерживающие жидкость и противодействующие дви­жущим силам пласта, стремящимся их вытеснить [9].

Избирательное смачивание нефтью и водой песчинок пла­ста имеет существенное значение, определяющее величину нефтеоотдачи пласта.

Наличие тех или иных видов пластовой энергии и харак­тер их проявления в процессе разработки нефтяной или га­зовой залежи определяют режим дренирования залежи (чаще его называют режимом залежи).

Принято присваивать название режиму по преобладанию в рассматриваемый период времени главной движущей силы. Поэтому существуют следующие виды режимов дренирова­ния: водонапорный, упругий (упруговодонапорный), газона­порный, газовый, гравитационный.

Большая часть нефтяных залежей обладает так называе­мым водонапорным режимом, при котором движение нефти в пласте происходит под действием наступающей краевой (контурной) воды. В идеальном случае при этом режиме не­фтяная залежь постоянно пополняется водой из поверхност­ных источников, в количестве, равном или несколько мень­шем количества отбираемой из залежи нефти. Источниками питания такой водонапорной системы могут быть атмосфер­ные осадки, различные водоемы, ледниковые воды.

По мере извлечения нефти из залежи освобождающееся пространство в ней будет заполняться наступающей крае­вой водой и водонефтяной контакт (граница нефти с водой) будет непрерывно передвигаться по направлению к скважи­не. Если количество поступающей в пласт с поверхности воды будет равно количеству извлекаемой из скважины не­фти, то производительность скважины и давление в пласте будут оставаться в процессе эксплуатации постоянными. Если же из пласта больше будет извлекаться нефти, чем посту­пать в него жидкости, то давление в пласте и производи­тельность скважины будут постепенно снижаться. Это так­же наблюдается, когда нефтяная залежь не имеет сообще­ния с дневной поверхностью и, следовательно, не получает пополнения энергии извне.

При водонапорном режиме эксплуатация залежи прекраща­ется, когда поступающая контурная вода достигает скважин и вместо нефти из пласта будет извлекаться только вода.

Однако полного вытеснения нефти замещающей ее водой никогда не происходит. Это объясняется тем, что нефть и вытесняющая ее вода движутся в пористом пласте одновре­менно. В процессе замещения нефти вода, имеющая обычно меньшую вязкость, будет неизбежно опережать нефть. По мере эксплуатации количество воды в общем объеме добыва­емой пластовой жидкости будет увеличиваться. Нефть уже не вытесняется из пор, а скорее увлекается струей воды.

Чем выше вязкость нефти, тем на большее расстояние от начального водонефтяного контакта может распространяться процесс параллельного движения воды и нефти при посте­пенном возрастании содержания воды в потоке. И даже в том случае, если из скважины будет извлекаться чистая вода, в порах породы все же останется не извлеченным то или иное количество нефти.

Показателем эффективности разработки нефтяной залежи служит так называемый коэффициент нефтеотдачи — отно­шение извлеченного из залежи количества нефти к началь­ным ее запасам. Практикой установлено, что коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с водонапорным режимом может быть равным 0,5 — 0,8, т. е. из залежи возможно из­влечь 50 —80 % общего количества нефти, имевшейся в ней до начала эксплуатации.

Режим работы нефтяного пласта, при котором основной движущей силой является упругое расширение породы и жид­костей, заключенных в ней, называется упруговодонапорным (упругим) режимом. При больших размерах системы, питающей нефтяную залежь водой, даже в случае, если эта система не сообщается с поверхностью земли, в начальный период времени эксплуатации пластовая энергия выражается в виде упругого расширения пластовой жидкости и вмещаю­щей ее породы при снижении давления в пласте. Объем воды при снижении давления на 1 МПа увеличивается в пределах 1/200— 1/2500 от первоначального объема. Объем нефти при снижении давления на 1 МПа в зависимости от газонасыщенности увеличивается от 1/70 до 1/1400 от перво­начального объема, а объем породы при изменении давления на 1 МПа — от 1/10000 до 1/50000 от своего значения.

Со снижением давления в залежи происходит увеличе­ние объема нефти и воды, а поровые каналы сужаются, вода в пласте занимает место нефти, вытесняемой в сква­жины. Несмотря на то, что упругое расширение пластовой водонапорной системы при снижении давления ничтожно мало, все же это явление играет большую роль при эксплу­атации нефтяных месторождений, так как здесь в процессе используется большое количество воды, окружающей и под­пирающей нефтяную залежь. В некоторых случаях за счет упругой энергии из пласта можно извлечь значительное ко­личество нефти.

В залежи нефти с упругим режимом активного продвиже­ния контурных вод с полным замещением освободившихся от нефти пор не наблюдается, пластовое давление быстро падает и с течением времени режим работы залежи может перейти в газовый. В таких залежах обычно применяют ис­кусственные мероприятия по поддержанию пластового давле­ния путем закачки в пласт воды.

Режим работы пласта, при котором преобладающим ви­дом энергии является энергия сжатого газа, заключенного в газовой шапке, называется газонапорным режимом. Наряду с напором пластовых вод и силами упругости пластовых водонапорных систем все нефтяные и газовые залежи обла­дают тем или иным запасом энергии газа, находящегося в пласте в свободном состоянии в виде газовой шапки или растворенного в нефти. В нефтяных залежах с газовой шап­кой значительного объема действуют силы, вызываемые напором и расширением сжатого газа. Давление газа в газо­вой шапке передается на зеркало газонефтяного контакта, а следовательно, и на весь объем нефти в залежи. При отборе нефти из залежи пластовое давление падает, газовая шапка расширяется и подобно поршню вытесняет нефть в ниж­нюю часть залежи.

Процесс вытеснения нефти газом аналогичен процессу вы­теснения нефти водой с той лишь разницей, что вода вытес­няет нефть в повышенные части залежи, а газ, наоборот, — в пониженные [9].

Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда неизмеримо меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь, поэтому запас энергии здесь всегда ограничен. Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью газа и в процессе вытеснения нефти он будет прорываться к скважинам, расположенным недале­ко от газонефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать бесполезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении притока нефти.

Для увеличения коэффициента нефтеотдачи залежи с га­зонапорным режимом в повышенную часть следует нагнетать с поверхности газ, что позволит поддержать, а иногда и восстановить пластовую энергию.

Газовый режим (режим растворенного газа) характерен для залежи с пологим падением пластов при отсутствии сво­бодного газа и без напора краевой воды.

Высокий темп отбора жидкости даже при наличии в зале­жи краевых вод или газовой шапки способствует проявле­нию газового режима, так как в этом случае вода или газ не успевают занять часть освобожденного нефтью пространства и уже не играют роли активной напорной силы, оттесняю­щей нефть к скважинам.

Основная движущая сила при режиме — газ, растворен­ный в нефти или рассеянный в виде мельчайших пузырьков в пласте вместе с нефтью. Со снижением давления в пласте газ начинает выделяться из нефти, отдельные пузырьки его расширяются в объеме и выталкивают нефть из порового пространства в зоны пониженного давления, т. е. к забоям эксплуатационных скважин.

Такой процесс вытеснения нефти при отсутствии других действующих в пласте сил характеризуется весьма малой эффективностью по следующим причинам: во-первых, коли­чество газа в пласте, растворенного в нефти, ограничено; во-вторых, при снижении давления в залежи большие количе­ства газа вхолостую проскальзывают к скважинам, не произ­ведя полезной работы по проталкиванию нефти. Это объяс­няется тем, что вязкость газа намного ниже вязкости нефти и пузырьки газа в своем движении к забоям скважин обгоня­ют капельки нефти [9]. Эффективность расходования пласто­вой энергии при газовых режимах характеризуется газовым фактором — количеством газа, приведенным к нормальным условиям (р = 101325 Па, Т = 273 К), приходящимся на 1 т извлекаемой нефти.

В процессе эксплуатации нефтяной залежи, характеризую­щейся режимом растворенного газа, наблюдается непрерывное снижение пластового давления и увеличение газового фактора, что указывает на неэкономичное расходование пла­стовой энергии. Коэффициенты нефтеотдачи при этом виде режима наиболее низкие и, как показывают эксперименталь­ные данные, составляют 0,15 — 0,30.

Для восполнения пластовой энергии в нефтяных залежах, разрабатываемых на режиме растворенного газа, необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления путем закачки в залежь воды или газа.

Рассмотрим гравитационный режим залежи. Все нефтесодержащие породы залегают под некоторым углом к горизон­ту. Поэтому находящаяся в них нефть под действием силы тяжести стремится переместиться вниз по падению пластов. Чем больше угол наклона пласта, тем большей энергией силы тяжести обладает заключающаяся в нем нефть.

Энергия напора, возникающего вследствие проявления силы тяжести, оказывается иногда единственным видом энергии, продвигающей нефть к забоям нефтяных скважин [30]. Энергия силы тяжести имеет практическое значение в поздней стадии разработки нефтяных месторождений закрытого типа, когда энергия упругости газа уже израсходована и прекратилось продвижение контурных вод.

Нефтяная залежь редко разрабатывается на каком-либо одном режиме в течение всего периода ее эксплуатации. Так, месторождения с водонапорным режимом, разрабатываемые за счет лишь естественной энергии пласта, при высоких от­борах могут перейти на режим растворенного газа.

В некоторых месторождениях различные их участки могут эксплуатироваться на различных режимах: например, нефть в краевые скважины может вытесняться за счет напора кон­турных вод, а внутренние области пласта могут дренировать­ся за счет энергии газовой шапки или истощения энергии растворенного в нефти газа.

Газовые залежи могут эксплуатироваться при водонапор­ном, газовом и смешанном режимах.

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного ме­сторождения представляет собой комплекс мероприятий, на­правленных на извлечение из залежи на поверхность нефти, газа, конденсата при определенном порядке размещения сква­жин на площади, очередности их бурения и ввода в эксплу­атацию, установления и поддержания режима их работы и регулирования баланса пластовой энергии.

Большинство нефтяных и газовых месторождений мира состоят из нескольких залежей или пластов, расположенных поэтажно — один над другим. В таких многопластовых мес­торождениях каждый эксплуатационный объект (залежь, пласт) разрабатывается самостоятельно, причем очередность ввода того или иного объекта определяется исходя из технико-экономических соображений.

Иногда одной сеткой скважин совместно разрабатываются несколько объектов. Так разрабатываются месторождения, в которых эксплуатационные объекты расположены недалеко друг от друга, геолого-физические свойства пластов (состав пород, проницаемость, пластовое давление, размеры залежи, режимы дренирования) и качественные характеристики со­держащихся в них нефтей примерно одинаковы.

Может осуществляться также раздельная эксплуатация не­скольких объектов одной сеткой скважин. В этом случае все продуктивные пласты данного месторождения (или основные из них) разбуриваются одной сеткой скважин. Скважины оснащаются оборудованием, обеспечивающим извлечение нефти или газа из каждого пласта на поверхность по само­стоятельным каналам: например, нефть из одного пласта из­влекается по подъемным трубам, а из другого — по межтруб­ному пространству.

Высокопродуктивные пласты одного и того же месторож­дения в основном являются объектами самостоятельной раз­работки: каждый такой пласт разрабатывается по своей сетке размещения скважин, бурить которые можно как одновре­менно, так и последовательно. При применении такой систе­мы разбуривания многопластового месторождения обеспечи­вается быстрый рост добычи нефти или газа. Однако в этом случае затрачивается большое количество металла и средств, так как скважины бурятся на одной площади. При этом используются несколько сеток размещения скважин.

Если над высокопродуктивным нефтяным или газовым пластом залегают малопродуктивные пласты, то обычно сква­жины бурят на основной пласт только по одной сетке; плас­ты, залегающие выше основного, разрабатываются теми же скважинами после окончания эксплуатации нижнего основ­ного пласта. Для этого нижнюю часть скважины, в которой против выработанного пласта была проведена перфорация, заливают цементным раствором и перфорируют обсадную колонну в интервале верхних объектов. При такой системе значительно экономятся средства на бурение скважин, но замедляется разработка всего месторождения в целом.

Во всех случаях порядок разбуривания и разработка мно­гопластовых месторождений обосновывается технико-эконо­мическими показателями с учетом возможности и необходи­мости роста добычи нефти или газа в данном районе и с учетом затрат материально-технических средств, требуемых на выполнение того или иного варианта разработки отдель­ных пластов данного месторождения.

В настоящее время при разработке многопластовых мес­торождений в большинстве случаев применяется комбиниро­ванная система. При такой системе в разрезе месторождения выбирается не один опорный горизонт, а два или даже три, каждый из которых разбуривается самостоятельной сеткой скважин. Промежуточные горизонты с меньшей нефте - или газонасыщенностью и меньшей продуктивностью разрабаты­ваются после истощения опорных горизонтов.

Основные элементы в системе разработки каждой нефтя­ной или газовой залежи — схема размещения на площади эксплуатации вспомогательных и эксплуатационных скважин и их число.

При разработке нефтяных залежей с неподвижным конту­ром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные «водоплавающие» залежи с напором подошвен­ных вод) скважины размещают по равномерной сплошной сетке (квадратной или треугольной) по всей площади, т. е. по углам квадрата или равносторонних треугольников, на кото­рые разбивается вся площадь залежи.

На нефтяных залежах с напорным режимом (с перемеща­ющимися контурами нефтеносности) скважины располагают­ся рядами, параллельными перемещающимся контурам: при газонапорном режиме — параллельно контуру газоносности, при водонапорном — контуру водоносности. Расстояние между скважинами, а также между рядами скважин во всех случаях выбирают в зависимости от геолого-технических условий (про­ницаемость пород, вязкость нефти и т. п.) и экономических соображений.

От принятой сетки размещения скважин на разрабатыва­емой площади и числа скважин при прочих равных условиях зависят темп отбора нефти из залежи и срок ее разработки. Оптимальное расстояние между скважинами определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных о геологическом строении месторождения, вязкости нефти, содержании в ней газа, режиме работы залежи. При этом учитывается применение методов искусственного воздействия на пласты.

Нефтяные месторождения эксплуатируются в основном с применением методов искусственного воздействия на пласты (законтурного или внутриконтурного заводнения), причем при­меняется разреженная сетка скважин. Важным фактором, характеризующим рациональность системы разработки не­фтяного месторождения, является темп отбора нефти, опре­деляемый суточной добычей нефти из пластов за определен­ный промежуток времени (сутки, месяц, год). При заданном числе скважин, пробуренных на данный конкретный пласт, их средние дебиты, а таким образом, и текущая добыча, могут быть самыми различными и зависеть от установленно­го режима эксплуатации скважин.

Следовательно, система разработки каждой нефтяной за­лежи может быть различной как по сетке размещения сква­жин, порядку и темпу разбуривания площади, так и по темпу отбора жидкости. Если учесть, что в природе встречаются самые различные залежи нефти по размерам и мощности, глубине залегания, геолого-физическим свойствам нефтесо-держащих пород и характеристике нефти, содержанию в пласте газа и воды, то станет ясно, что общего рецепта для выбора системы разработки нефтяных залежей дать нельзя. К каждой залежи должен быть применен индивидуальный подход с тем, чтобы разработка ее была наиболее рациональ­ной и эффективной при соблюдении правил по охране недр.

Под рациональной системой разработки нефтяных место­рождений подразумевается такая система, при которой место­рождение разбуривается минимально допустимым числом сква­жин, обеспечивающим заданные темпы добычи нефти, высо­кую конечную нефтеотдачу при возможно минимальных капи­тальных вложениях и минимальной себестоимости нефти.

Проектирование системы разработки нефтяного месторож­дения заключается в выборе такого варианта, который удов­летворял бы предъявленным выше требованиям.

Темп отбора нефти из залежи в активный период ее экс­плуатации достигает 8—10 % и более в год от начальных извлекаемых запасов. Обеспечение заданных темпов нефти из залежи осуществляется путем установления соответствую­щих дебитов по эксплуатационным скважинам и регулирова­нием перемещения водонефтяного или газонефтяного кон­такта от контуров водоносности и газоносности.

Идеальное перемещение водонефтяного контакта возмож­но лишь в пласте геометрически правильной формы и одно­родном по физическим свойствам. В большинстве случаев эти условия не соблюдаются и перемещение контуров нефте­носности и водоносности происходит неравномерно.

Для наблюдения за продвижением контура воды предназ­начены контрольные или наблюдательные скважины. Увели­чение обводненности нефти, извлекаемой из скважин, сигна­лизирует о подходе воды к данному участку пласта.

Изменение скорости продвижения воды регулируется ог­раничением отборов жидкости из обводняющихся скважин и скважин, близко расположенных к контуру водоносности; изоляцией нижних обводнившихся частей или пропластков залежи; ограничением объема закачиваемой воды через сква­жины, наиболее близко расположенные к обводняющемуся участку с одновременным увеличением объема закачиваемой воды в зонах, где продвижение контурных вод замедленное.

В процессе разработки постоянно контролируется измене­ние пластового давления по площади залежи. Чтобы получить ясную картину о значении пластового давления в разных частях нефтяной залежи, следует замерить этот параметр в возможно большем числе скважин. По полученным данным строят так называемую карту изобар — кривых, соединяю­щих точки с равными давлениями [9].

Для прослеживания за изменением пластового давления карты изобар строят через определенные промежутки време­ни. Изучение и анализ этих карт позволяет определять темпы падения пластовых давлений по этим участкам и намечать мероприятия по выравниванию давления. Для анализа и ре­гулирования процессов разработки нефтяных месторождений кроме карт изобар составляют также карты равных коэффи­циентов проницаемости и продуктивности на 1 м мощности пласта, карты отборов нефти по зонам и скважинам, карты обводненности и продвижения контуров нефтеносности. Гра­фическим методом можно построить также ряд производных графиков, например, графики соотношения между отбором жидкости и пластовым давлением, между суммарным отбо­ром жидкости и изменение газового фактора и т. п.

Графики разработки, карты изобар и карты обводнения позволяют правильно оценивать состояние разработки и намечать правильные пути регулирования процесса эксплуата­ции отдельных скважин и пласта в целом.

Особенности разработки газовых месторождений газовых месторождений обусловлены отличием физических свойств газа от соответствующих свойств нефти: намного меньшими вязкостью и плотностью и значительной сжимаемостью.

Добытую нефть перед переработкой ее на заводах можно в случае необходимости длительное время хранить в емкос­тях, расположенных в районах добычи нефти, на трассах нефтепроводов и непосредственно на заводах. Извлеченный на поверхность газ следует немедленно направлять в магист­ральный газопровод или местным потребителям.

Следовательно, в большинстве случаев основная особен­ность разработки крупных газовых месторождений заключа­ется в неразрывной связи всех элементов в системе пласт — скважина — газосборные сети на промысле — магистраль­ный газопровод — потребители.

Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональ­ной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр. Исходя из этого принципа, при проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок раз­работки, число скважин и схему их размещения на площади.

Существенное влияние на выбор числа скважин для каж­дого конкретного газового месторождения оказывает диаметр скважин. Чем больше ее диаметр, тем больше может быть дебит, меньше потери энергии на трение в стволе скважины. Рост дебита скважин обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа. Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к усложнению и замедлению бурения, большой затрате металла. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений очень важно выбрать наиболее оптимальный диаметр скважин. Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залегания залежи газа. В случае полосообразной залежи сква­жины располагают в виде одной, двух или трех прямолиней­ных цепочек, параллельных продольной оси залежи, при кру­говой залежи — кольцевыми батареями или же равномерно по всей площади залежи.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19