Вопрос №1
ПРЕДМЕТ И СОДЕРЖАНИЕ КУРСА. СВЯЗЬ РНМ С ДРУГИМИ ДИСЦИПЛИНАМИ
Разработка нефтяных месторождений – это осуществление научно обоснованного процесса извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезным ископаемых
Разработка нефтяных месторождений включает в себя следующие мероприятия, связанные с извлечением нефти из недр на поверхность:
1. Разбуривание месторождения
2. Управление движением нефти, газа и воды к скважинам путем надлежащего размещения их, установления режима работы и регулирования баланса пластовой энергии
3. Подъем пластовых флюидов с забоя на поверхность
(Иногда под РНМ понимают только второй этап)
Наука о РНМ относится к горным наукам и существует как комплекс входящих в нее дисциплин:
1. Региональная геология и гидрогеология
2. Нефтепромысловая геология
3. Геофизика
4. Физика пласта
5. Подземная гидромеханика
6.Технология и техника добычи нефти
7.Сбор, транспорт, хранение и подготовка продукции
8. Отраслевая экономика и т.д.
В курсе разработки нефтяных месторождений комплексно используют многие важные положения геологии, геофизики, физики пласта, подземной гидродинамики, механики горных пород, технологии эксплуатации скважин и систем добычи нефти, экономики и планирования.
ЭТАПЫ РАЗВИТИЯ НАУКИ РНМ
I ЭТАП (1864 – 1920 г.г.):
1. 1864 г. – ударное бурение первой скважины (Кубань)
2. 1871 г. – механическое бурение (Баку)
3. 1897 г. – подсчет запасов (Коншин)
4. 1900 – 1920 г.г. – Д.И. Менделеев, А.М. Бутлеров, И.М. Губкин
II ЭТАП (1920 – 1940 г.г.):
1. В.Н. Щелкачев – учение об упругом режиме
2. И.А. Чарный – учение о гидродинамике
3. Л.С. Лейбензон – дифференциальные уравнения фильтрации газа, теория разработки газовых месторождений
4. Маскет – математические методы разработки
5. Ф.А. Требин, И.Н. Стрижнев, А.П. Крылов, Леверетт – режимы работы пласта
III ЭТАП (1940 – 1950 г.г.):
1. 1948 г. – А.П. Крылов, М.М. Глаговский, М.Ф. Мирчик, Н.М. Николаевский, И.А. Чарный – монография «Научные основы разработки нефтяных месторождений»
2. Теория разработки при смешанных режимах (ВНР и РРГ)
3. Гидродинамические исследования для изучения параметров пластов
4. Вероятно-статистические методы расчета показателей РНМ
IV ЭТАП (1950 – 1992 г.г.):
1.Модели трещиноватых и трещиновато-пористых пластов и теории их расчета
2. Методы анализа и разработки нефтяных месторождений
3.Численные методы расчетов показателей РНМ:
- БашНИПИнефть (по проницаемости)
- ТатНИПИнефть (по продуктивности)
- Гипровостокнефть (по адаптации исходных данных)
- СибНИИНП ( по прерывистости пласта)
- ВНИИнефть
- УкргипроНИПИнефть (метод конечных разностей)
- УНИ (геолого-промысловые адаптационные модели)
4. 1975 г. – Законодательство ВС СССР об охране и улучшении использования природных ресурсов
5. Рациональные системы РНМ
ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РНМ
Для характеристики процесса извлечения нефти из недр применяют показатели, определяющие во времени как интенсивность, так и степень извлечения нефти, воды и газа.
Показатели:
qн qв qж qг – среднесуточная добыча нефти воды жидкости газа с одной скважины
Qн Qв Qж Qг – среднесуточная добыча нефти воды жидкости газа с группы скважин или объекта разработки
∑Qн ∑Qв ∑Qж ∑Qг – накопленная добыча нефти воды жидкости газа с группы скважин или объекта разработки
Z – темп разработки – это отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, %
Z--- - темп отбора балансовых запасов– это отношение годовой добычи нефти к балансовым запасам, %
Z--- = Z×Кно
ɤ - темп отбора остаточных извлекаемых запасов – это отношение годовой добычи нефти к остаточным извлекаемым запасам, %
Zж – темп отбора жидкости - это отношение годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти, %
Т – срок разработки – это время разработки объекта со времени бурения первой скважины до ликвидации последней скважины
ВНФ – водонефтяной фактор – это отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент времени
∑ВНФ – накопленный водонефтяной фактор – это отношение накопленной добычи воды к накопленной добычи нефти
Рпл – пластовое давление – средневзвешенное давление по площади или по объему пласта
Тпл – пластовая температура - средневзвешенная температура по площади или по объему пласта
nд - количество добывающих скважин
nн - количество нагнетательных скважин
nф - фонд добывающих и нагнетательных скважин
nоф - основной фонд скважин – это число скважин, необходимое для реализации запроектированной системы разработки
nрф - резервный фонд скважин – это число скважин, дополнительно планируемый с целью вовлечения в разработку новых пропластков, повышения эффективности ППД, увеличения коэффициента нефтеотдачи
Sс – плотность сетки скважин – это площадь нефтеносности месторождения, приходящаяся на одну добывающую скважину
Nс – удельные извлекаемые запасы (параметр А.П. Крылова) – это отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин
w-- - это отношение числа нагнетательных скважин к добывающим (характеризует интенсивность системы заводнения)
wр – это отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда (характеризует степень изученности месторождения)
2. Вопрос
ПОНЯТИЕ О РАЦИОНАЛЬНОЙ СИСТЕМЕ РАЗРАБОТКИ
Разработка нефтяных месторождений – это осуществление научно обоснованного процесса извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезным ископаемых
Для разработки одного и того же месторождения можно предположить множество вариантов, отличающихся между собой количеством добывающих и нагнетательных скважин и их соотношением, сеткой скважин, очередностью их введения в эксплуатацию, режимом работы, системой ППД и т.д. Исходя из заложенных исходных параметров, для каждого варианта на выходе получим и различные значения показателей разработки: срока, нефтеотдачи, ВНФ, себестоимости, рентабельности и т.д. Очевидно, из всех возможных вариантов разработки необходимо остановиться на одном, наиболее рациональном. С этой целью ввели понятие «критерия рациональности».
Под рациональной системой разработки понимают такую систему, когда одновременно выполняется триединая задача:
1. Безусловное выполнение плана по добыче нефти
2. Максимально-возможный (при существующей технике и технологии) текущий и конечный коэффициент нефтеотдачи
3. Минимальные народно-хозяйственные затраты
Это довольно трудно добиться (Пример):
1. Небольшое количество скважин – большие расстояния между скважинами - наименьшая степень взаимодействия – высокий дебит одной скважины – минимальные затраты на бурение и обустройство – общий дебит всех скважин снижается – увеличивается срок разработки – низкий коэффициент нефтеотдачи
2.Максимальный коэффициент нефтеотдачи – плотная сетка скважин большие народно-хозяйственные затраты
Установление рациональной системы разработки осуществляют в следующей последовательности:
1. Определяют исходные геолого-физические параметры
2. Вычисляют технологические показатели с помощью гидродинамических расчетов для различных вариантов систем разработки
3. Проводят оценку экономической эффективности различных вариантов систем разработки
4. Выбирают наиболее рациональный вариант на основе сопоставления геолого-технических и экономических показателей
СТАДИИ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Процесс добычи нефти продолжается десятки лет и проходит через ряд стадий, отличающихся между собой новым качественным состояние залежи.
Стадия разработки – это период процесса разработки, характеризующийся определенными закономерностями изменения технологических и технико-экономических показателей.
Разделяют четыре (основные) стадии РНМ.
Первая стадия (освоение эксплуатационного объекта)
1. Интенсивный рост добычи нефти (DQн = 1 -2% Qбз)
2. Интенсивный рост основного фонда скважин (n1 = 0,6 – 0,8 nоф)
3. Падение пластового давления
4. Небольшая обводненность продукции:
а) nв = 3 - 4% при µн <5 мПас
б) nв = 35% при µн >35 мПас
5. Коэффициент нефтеотдачи = 10%
6. Срок стадии = 4-6 лет
Вторая стадия (поддержание высокого уровня добычи нефти)
1. Стабильно высокий уровень добычи нефти
2. Рост числа скважин до максимального от основного фонда
3. Рост обводненности продукции:
а) nв = 2 - 3% в год при µн <5 мПас
б) nв = 7% в год при µн >20 мПас
4. Отключение небольшой части обводненных скважин
5. Текущий коэффициент нефтеотдачи = 30 – 35%
(Грань между 2 и 3 стадиями определяют по излому кривой добычи нефти)