Експлуатація Шебелинського нафтового родовища (стр. 2 из 8)

Оскільки для одного й того ж родовища може бути безліч систем розробки, які відрізняються кількістю видобувних свердловин, розташуванням свердловин на структурі, методом впливу на продуктивні пласти тощо, необхідно сформулювати поняття раціональної системи розробки. Воно формулюється таким чином: раціональна система розробки повинна забезпечувати потреби держави з видобутку нафти і газу з мінімальними витратами і, у міру можливості, високими коефіцієнтами нафтовіддачі.

Проектування розробки нафтового родовища полягає в розгляді великої кількості варіантів розробки, які відрізняються кількістю і темпом розбурювання родовищ, методом підтримування пластового тиску та способами експлуатації, а потім серед них вибирається варіант, який би відповідав вимогам раціональної системи розробки.

2.2 Режими роботи нафтових і газових покладів

Водонапірний режим пов'язаний з витісненням нафти і переміщенням її по капілярах в пласті за рахунок підпору води, що з нею контактує. Розрізняють жорсткий і пружний водонапірний режими. При жорсткому водонапірному режимі нафта до свердловин переміщується за рахунок підпору крайніх і підошовних пластових вод. При цьому в процесі експлуатації покладу кількість води в пласті поновлюється за рахунок атмосферних опадів і поверхневих водойм. У такому режимі експлуатації вода витісняє нафту з капілярів у пласті. При жорсткому водонапірному режимі експлуатації досягають найвищого коефіцієнта нафтовіддачі пласта 0,5—0,8. Коефіцієнт нафтовіддачі пласта характеризує собою повноту виймання нафти з покладу і є відношенням об'єму видобутої з покладу нафти до її початкового об'єму в пластах покладу. Чим вищий коефіцієнт нафтовіддачі, тим більша ефективність розробки нафтового родовища. Пружний водонапірний режим експлуатації базується на пружному стисненні рідини (води) і гірських порід пласта в природному стані і накопиченні ними пружної енергії. При відборі рідини (нафти) із пласта відбувається пружне розширення гірської породи і самої рідини, що зумовлює її переміщення капілярами пласта до вибою свердловини. Хоч пружне розширення гірських порід і рідини щодо одиниці їх об'єму незначне, але враховуючи величезні об'єми гірських порід і рідини, їх пружна енергія досягає значних величин. При пружному водонапірному режимі коефіцієнт нафтовіддачі пласта приблизно однаковий з коефіцієнтом при жорсткому водонапірному режимі.

Стан пружної рідини та пористості пласта залежно від тиску записується таким рівнянням:

(2.2.1)

(2.2.2)

де βр, βс - коефіцієнти об'ємної пружності рідини і породи;

mo,рo - пористість і густина породи за початкового тиску.

Газонапірний режим експлуатації пов'язаний з переміщенням нафти в капілярах пласта під тиском газу, що з нею контактує. Газ, на відміну від води, розміщується у верхній частині пласта, утворюючи так звану газову шапку. Природно, що газ в газовій шапці перебуває під високим тиском. Під час видобування нафти зі свердловин тиск у пласті буде знижуватись, газ розширюватись і за нафтою буде проникати в пори пласта, витісняючи при цьому нафту із пласта в свердловину. В'язкість газу набагато менша, ніж нафти, і тому газ через капіляри пласта може прориватися через шари нафти. Якщо вибій свердловини знаходиться недалеко від границі газової шапки, то газ проривається в свердловину. Це спричинює даремну витрату пластової енергії (енергії стистеного газу) і зниження плипливу нафти до вибою свердловини. У цьому випадку складно підтримувати оптимальні режими експлуатації свердловин з метою збереження пластової енергії. Тому коефіцієнт нафтовіддачі при газонапірному режимі менший, ніж при водонапірному, і становить 0,4-0,7.

Режим розчиненого газу характерний для нафтових родовищ, у яких вільний газ в покладі відсутній, а в нафтову частину пласта практично не надходить пластова вода. Рушійною силою, яка переміщує нафту в пласті до вибою свердловини є розчинений газ. При видобутку нафти зі свердловини і зниженні тиску в пласті розчинений газ виділяється з нафти і розширюється у вільному стані. Вільний газ випереджає рух нафти по капілярах пласта і тільки частково виносить її за собою.

Ефект дії цього механізму незначний через інтенсивну дію сил тертя. Тому до вибою свердловини надходить тільки частина нафти з пласта, а енергія газу швидко знижується. Коефіцієнт нафтовіддачі при режимі розчиненого газу дуже низький і становить 0,15-0,3.

У дійсних умовах режим розчиненого газу, як правило, розвивається і функціонує в покладах на самому початку їх розробки, коли проходить розбурювання покладу свердловинами, а тому загальні показники розробки для покладу в цілому визначаються сумуванням дебітів окремих свердловин з урахуванням різночасності введення їх в експлуатацію.

Гравітаційний режим експлуатації нафтових свердловин настає при повній втраті пластової енергії. При гравітаційному режимі однією рушійною силою переміщення нафти по капілярах пласта є сила тяжіння нафти в пласті. В цьому випадку переміщення нафти відбувається тільки в похилих (спадних) пластах до свердловин, розміщених в їх нижніх точках.

Гравітаційний режим є найменш ефективним з усіх режимів експлуатації свердловин. Слід відзначити, що в ізольованому (чистому) вигляді кожен із режимів експлуатації трапляється надзвичайно рідко.

На газовому режимі приплив газу до свердловин відбувається за рахунок його розширення при зниженні тиску в покладі. Цей режим проявляється, якщо в процесі розробки контурна чи підошовна вода через відсутність гідродинамічного зв'язку з областю живлення не надходить у поклад. Газовий режим характеризується постійністю газонасиченого об'єму порового простору пласта.

У випадку водонапірного режиму газ із покладу витісняється під дією напору крайових чи підошовних вод.

Про прояв того чи іншого режиму роботи покладу судять за динамікою зміни в ньому середньозваженого по об'єму тиску. На газовому режимі середньозважений тиск зменшується пропорційно об'єму відібраного газу

(2.2.3)

де: Р - середньозважений по об'єму тиск у покладі на момент часу t, рп - початковий пластовий тиск; Qв(t) - сумарний об'єм газу, зведений до пластової температури й атмосферного тиску, що відібраний на моменту часу t; Ω - поровий об'єм покладу; a- коефіцієнт газонасиченості пласта; zн і z(р)-коефіцієнти надстисливості газу за пластової температури і відповідно початкового і середньозваженого тисків.

Лінійність залежності р(t)/z(р) від Qв(t), побудованої за фактичними даними -- головна ознака, за якою режим роботи покладу кваліфікують як газовий. ЇЇ використовують також для визначення запасів газу в покладі.

На водонапірному режимі початкова ділянка залежності середньозваженого тиску від об'єму добутого газу часто описується формулою, справедливою для газового режиму, але потім темп падіння тиску уповільнюється через просування пластових вод у поклад. Водонапірний режим помітно проявляється після відбору 20-25% запасів газу.

2.3 Розрахунок

2.3.1 Нафтова частина

Розрахунок показників розробки. Для даного покладу вихідні дані беремо відповідно до завдання.

1.Розробляємо поклад по рівномірній квадратичній сітці свердловин з відстанню між ними 600 м (сітка свердловин 600×600 м). Знаючи площу нафтоносності та щільність нагнітальних і видобувних свердловин

Приймаємо

свердловин.

2. Визначаємо співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин, при якому досягається максимум амплітуди дебіту

.

де

- показник, який враховує відмінності середніх коефіцієнтів продуктивності нагнітальних і видобувних свердловин - коефіцієнт, що враховує відмінності рухомостей води і нафти в пластових умовах.

Виходячи з аналітичних розрахунків, доведено, що максимальний темп відбору основної частини видобувних запасів нафти досягається при початковому співвідношенні нагнітальних і видобувних свердловин

, тобто отримане вище значення збільшується в 1,2 рази. Максимальне значення не повинне перевищувати восьми, так як при рівномірній квадратній сітці свердловин на першій лінії навколо нагнітальної розташовується максимум вісім видобувних свердловин.

3. Визначаємо відносний коефіцієнт продуктивності свердловин, які вибираються під нагнітання води