Технология показателей разработки. 4 ТЕХН ПОК РАЗР. Технология и показатели разработки
 Скачать 53 Kb.
|
|
ТЕХНОЛОГИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. Разработка каждого месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие: 1.Четыре стадии разработки месторождения Процесс разработки месторождения можно разделить на четыре стадии.  Стадии разработки экспл объекта 1 2 3 4      Первая стадия – разбуривание, обустройство месторождения –рост добычи нефти. Темп роста добычи нефти обусловлен темпами разбуривания и обустройства месторождения. Вторая стадия – характеризуется максимальной добычей нефти. Этот показатель часто называют проектным уровнем добычи нефти, его величина важна при проектировании объектов обустройства. Выделяют также проектные уровни добычи жидкости и попутного газа. Третья стадия характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвертой стадии наблюдается медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции, и неуклонное ее нарастание. Четвертую стадию называют завершающей стадией разработки. Границы между стадиями разработки устанавливают следующим образом. Ко второй стадии относят годы разработки, в которые добыча нефти отличается от максимальной не более чем на 5% (РД) 10% (Минадора Макаровна). Предшествующие второй стадии годы относят к первой стадии разработки. Границу между третьей и четвертой стадиями добычи нефти определяет точка на участке кривой динамики добычи нефти, в которой темп разработки равен 2%. Первые три стадии составляют основной период разработки (около 80% добычи нефти – около 80-ти % извлекаемых запасов), четвертую называют завершающим периодом. Добыча нефти. На 1-ой стадии темпы роста добычи нефти медленнее, а продолжительность стадии больше на объектах с большей площадью нефтеносности, глубиной залегания продуктивных пластов и осложненными геологическими условиями бурения скважин. На второй стадии максимальные темпы разработки объектов зависят от их геолого-промысловых характеристик и могут изменяться в широких пределах от 3-4 до 16 – 20 % и более. Увеличение максимальных темпов добычи нефти на 2-ой стадии и сокращение продолжительности первой стадии может быть достигнуто путем увеличения производственных мощностей организации осваивающей месторождение. Для предотвращения преждевременного падения добычи нефти на второй стадии необходимо проводить большой комплекс геолого-технологических мероприятий по совершенствованию систем разработки и ее регулированию. Весьма сложной является 3 – я стадия разработки, на которой вследствие истощения значительной части запасов происходит неизбежное падение добычи нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30 – 40% извлекаемых запасов нефти. На этой стадии резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки с целью замедления падения добычи нефти и ограничению отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов. Продолжительность 4 – й стадии обычно велика и нередко соизмерима с продолжительностью всего основного периода. На этой стадии отбирается 10 – 25% извлекаемых запасов нефти. 4. Нефтеотдача. – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Конечная нефтеотдача (конечный КИН) – накопленная добыча нефти за весь срок разработки к балансовым запасам. Текущая нефтеотдача (КИН – текущий) - отношение накопленной добычи нефти на данный момент разработки к балансовым запасам пласта. 4. ТЕХНОЛОГИЯ И ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ Добыча нефти  — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча  приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.Добыча жидкости  — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.Добыча газа  . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный. Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины. В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным. Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти. Темп разработки  — отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах. . (1.8)Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования. При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта. Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось. Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в  . Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м3/т и в некоторых случаях достигает 20 м3/т.Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих — минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт — давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте. Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин. 1. Qн – годовая добыча нефти, тыс. т. 2. Qж = Qв +Qн – годовая добыча жидкости. 4. q н – дебит нефти; равен массе или объему добытой нефти односкв за 1 сут В = qв / qж- обводненность – доля воды в объеме жидкости. Q низ = Qбал * КИН– начальные извлекаемые запасы Степень выработки извлекаемых запасов – отношение накопленной добычи нефти за определенный промежуток времени к извлекаемым запасам. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой – отношение объема закачанной в пласт воды к отбору жидкости в пластовых условиях за какой либо промежуток времени. Коэффициент эксплуатации скважин – отношение отработанного фактического времени к календарному времени Коэффициент использования фонда скважин равен отношению действующего фонда ко всему фонду на конец года. |