Главная страница
Навигация по странице:

  • Первая стадия

  • Вторая стадия

  • Третья стадия

  • Четвертая стадия

  • Основы нефтедобычи


    Скачать 2.16 Mb.
    НазваниеОсновы нефтедобычи
    Дата11.05.2023
    Размер2.16 Mb.
    Формат файлаdoc
    Имя файлаosnovy-neftedobychi.doc
    ТипДокументы
    #1122189
    страница17 из 21
    1   ...   13   14   15   16   17   18   19   20   21

    3.6. ПОНЯТИЕ О РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН



    Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.

    Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

    • порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

    • сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

    • способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

    Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

    Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

    При выделении объектов следует учитывать:

    1. геолого-физические свойства пород-коллекторов;

    2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;

    3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

    4. технику и технологию эксплуатации скважин.

    Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.

    3.6.1. Сетка размещения скважин



    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. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)·104 м2/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20·104 м2/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском - 60·104 м2/скв. – 1000 м · 600 м, Самотлорском - 64·104 м2/скв.

    3.6.2. Стадии разработки месторождений



    Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

    По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.



    Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

    1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 ‑ значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая
    Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

    • интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1  2 % в год от балансовых запасов);

    • быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6  0,8 от максимального;

    • резким снижением пластового давления;

    • небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3  4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

    • достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

    Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4  5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).
    Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:

    • более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3  17 %) в течение 3  7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1  2 года - при повышенной вязкости;

    • ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

    • нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2  3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

    • отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

    • текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30  50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 10  15%.


    Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

    • снижением добычи нефти (в среднем на 10  20 % в год при маловязких нефтях и на 3  10 % при нефтях повышенной вязкости);

    • темпом отбора нефти на конец стадии 1  2,5 %;

    • уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

    • прогрессирующим обводнением продукции nв до 80  85 % при среднем росте обводненности 7  8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

    • повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50  60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20  30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

    - суммарным отбором жидкости 0,5  1 объема от балансовых запасов нефти.

    Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача - замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5  10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.

    Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80  90 % извлекаемых запасов нефти.



    Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

    - малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% );

    • большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м33);

    • высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

    • более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4  0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

    • отбором за период стадии 10  20% балансовых запасов нефти.

    Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15  20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

    1   ...   13   14   15   16   17   18   19   20   21


    написать администратору сайта