3) Стадия падающей добычи нефти.

Третья стадия разработки, характеризуется падением добычи нефти из – за истощения запасов нефти. На этой стадии из разных объектов отбирается 30 – 50 % извлекаемых запасов нефти.

Нарастающая обводненность продукции усложняет работу по извлечению нефти из пластов. резко возрастает объем мероприятий по регулированию разработки, осуществляемых с целью замедления падения добычи нефти и ограничения отборов попутной воды, уже не выполняющей полезной работы по вытеснению нефти из пластов.

Темпы падения добычи нефти на 3 стадии зависят от показателей добычи на предшествующих стадиях – от максимального темпа добычи нефти и от доли отбора извлекаемых запасов к началу падения добычи. На 3 стадии разработки разработки можно использовать комплексный показатель, названный интенсивностью разработки до начала падения добычи. Этот показатель представляет собой произведение значения максимального темпа разработки объекта в процентах на долю извлекаемых запасов нефти, отобранных к концу 2 стадии разработки:

, (1)

где - максимальная годовая добыча нефти; - начальные извлекаемые запасы нефти; - добыча нефти за i – год первых двух стадий; - продолжительность первых двух стадий разработки.

средний темп падения добычи на 3 стадии определяется как среднее арифметическое значение темпов падения за годы этой стадии (годовые темпы падения (в %) выражают отношением годового снижения добычи нефти к добыче предыдущего года):

, (2)

где - добыча нефти за i-й год 3 стадии; - добыча нефти за год, предшествующий i– му; - продолжительность трех стадий; - продолжительность разработки до начала падения добычи нефти.

Большие темпы падения добычи на 3 стадии разработки, обусловленные очень высоким максимальным темпом разработки, не всегда желательны. Поэтому при проектировании разработки объектов с благоприятной геологической характеристикой максимальный темп добычи нефти устанавливают несколько ниже геологически возможного. Это позволяет увеличить продолжительность 2 стадии, сделать менее ощутимым падение добычи на 3 стадии, создать благоприятные условия для проведения работ по контролю и совершенствованию разработки.

В условиях вытеснения нефти водой при должном совершенствовании систем разработки к концу 3 стадии, т.е. за основной период разработки, отбирают из объектов 75 – 90 % извлекаемых запасов нефти. Нижний предел этого интервала показателен для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти. При малой вязкости нефти и хороших фильтрационных свойств пород - коллекторов использование запасов за основной период разработки может составлять 80-90 %.

4) Поздняя (завершающая) стадия разработки. Темпы разработки снижаются с 2% до 0 (средние за стадию темпы менее 1 %). За стадию необходимо отбирать 10 – 25 % извлекаемых запасов нефти. Продолжительность стадии велика и нередко соизмерима с продолжительность всего основного периода.

3. Разработка многопластовых месторождений. Понятие базового и возвратного горизонтов. Очередность ввода в разработку отдельных эксплуатационных объектов. Одновременная и раздельная разработка двух и более пластов одной скважиной. Раздельная и совместная эксплуатация.

Эксплуатационным объектом, или объектом разработки, называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют исходя из геолого-технических условий и экономических соображений для совместной разработки одной серией скважин.

При наличии в разрезе месторождения одного продуктивного пласта залежь нефти является единичным объектом разработки. В этом случае и месторождение, и эксплуатационный объект называют однопластовым.

Базисный горизонт – это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный по сравнению с другими горизонтами.

К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки основного (базисного) горизонта, возвратные пласты залегают выше основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт.

После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливают цементные мосты (отсекают основной горизонт), проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины на основном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти и газа.

В то же время, учитывая, что на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин, потребуются значительные дополнительные капитальные вложения на бурение скважини их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономического обоснования с рассмотрением в нем нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный. (по Кудинову)

Выделение объектов самостоятельной разработки

Если при разведке месторождения скважинами вскрывается несколько нефтепродуктивных пластов, то при решении задач проектирования особо важным и актуальным является вопрос о выделении эксплуатационных объектов для самостоятельной разработки по отдельной сетке скважин. Эта задача решается на основе тщательного изучения и анализа материалов по гео­логическому строению залежи, коллекторских свойств горизон­тов, физико-химических свойств жидкостей и газа, особенностей проявления естественного режима разработки пластов и т. д. Поэтому в разделе о геологическом строении месторождения должен быть установлен тип залежей нефти, сделана оценка запасов нефти и газа по выделенным пластам, тщательно изуче­на толщина пластов по их простиранию.

Нецелесообразно в один объект объединить два продуктив­ных горизонта, когда одна из залежей чисто нефтяная, а вторая нефтегазовая или обе залежи нефтяные, но одна из них водо­плавающая. При выделении объектов следует учитывать про­дуктивность скважин по пластам. Так, в самостоятельный объ­ект эксплуатации можно выделить пласт с высокими продуктив­ными характеристиками скважин, хотя общие запасы и плот­ность запасов нефти этого пласта ниже по сравнению с пластом низкой производительности скважин. Выделение пластов по их толщине в самостоятельный объект также зависит от продуктив­ности скважин и конечных технико-экономических показателей.

Не рекомендуется объединять в один объект разработки пласты, проницаемость по которым различается в 2 и более раза. Также не рекомендуется совместная разработка пластов с равными пластовыми давлениями, особенно, когда давление в одном из них близко к давлению насыщения. Не рекоменду­ется объединять для совместной разработки пласты, нефти которых различаются по вязкости более чем в 4 раза.

При выделении объектов необходимо учитывать следующее.

• Геолого-физические свойства пород-коллекторов. В один объект разработки можно включать пласты примерно с одинаковыми средними параметрами, характеризующими их свойства и имеющими в плане одну площадь распространения. Пласты, существенно отличающиеся по продуктивности и пластовому давлению, будут различаться по способам разработки, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции скважин, что неизбежно приведет к снижению нефтеотдачи в целом по объекту.

• Физико-химические свойства нефти, воды и газа. Пласты, содержащие нефти с разными свойствами, нецелесообразно объединять в один объект, так как для извлечения продукции необходимо применять технологии воздействия на них, требующие различных схем размещения скважин и их числа. Компонентный состав нефтей может послужить причиной выделения отдельных пластов в самостоятельные объекты разработки. Существенную роль в решении этого вопроса играют физико-химические свойства пластовых вод, так как смешение вод различного состава может вызывать химические реакции, в результате которых ухудшаются условия фильтрации жидкостей.

• Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Объединение пластов с различным режимом работы нецелесообразно, так как разработка каждого из них требует различных схем расположения скважин и технологий извлечения нефти и газа.

• Техника и технология эксплуатации скважин. Объединение в один объект разработки нескольких пластов может привести к тому, что существующие средства и технология эксплуатации скважин не обеспечат подъем всей жидкости по скважине.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект. Следует различать 3 возможные ситуации решения вопроса о выделении основного и возвратного объектов в зависимости от продуктивности объектов:

1. В условиях равномерной продуктивности объектов целесообразно разбуривание и освоение объектов проводить одновременно.

2. При значительной разнице продуктивности, но когда разбуривание малопродуктивного объекта самостоятельной сеткой все же экономически оправдано, возможно последовательное освоение объектов начиная с наиболее продуктивного.

3. На месторождениях с несколькими эксплуатационными объектами резко различающимися по продуктивности, разбуривание которых самостоятельной сеткой нерентабельно, выделяются 1 или несколько этажей разбуривания (этаж – граница эксплуатационного объекта), в состав котрых могут входить осваиваемый в первую очередь наиболее продуктивный – базисный, чаще залегающий в нижележащих пластах. Залегающие выше, менее продуктивные объекты, разбуриваются во вторую очередь после их доразведки скважинами с нижележащего объекта. В том случае, если разбуривание подобного объекта самостоятельной сеткой нерентабельно, объект относится к возвратному и разрабатывается возвратным фондом скважин с нижележащего объекта путем перевода скважин, выполнивших по ним свое назначение.

Основополагающим принципом для выделения пласта в са­мостоятельный объект разработки является то, чтобы запасы нефти и дебиты скважин при самостоятельной его разработке обеспечили бы такой уровень добычи, при котором эксплуата­ция объекта экономически оправдана.

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, “общим фильтром”. Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. Поглощение происходит вследствие того, что в разных пластах существует разное давление в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Лишь сильным понижением забойных давлений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обладает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут различны, а следовательно, и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или закачки воды в разные пласты через одну скважину.

С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных скважин. При этом в один пробуренный ствол увеличенного диаметра спускались две или три малогабаритные обсадные колонны, которые цементировались и перфорировались каждая против своего пласта с помощью направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это оказалось возможным при малых глубинах залегания пластов и вызывало существенные осложнения при последующей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

• создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

• измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

• получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

• исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

• ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

• регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

• работы по вызову притока и освоению скважины.

Другими словами, технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.

Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами.

1. Оба пласта фонтанным способом.

2. Один пласт фонтанным, другой - механизированным способом.

3. Оба пласта механизированным способом.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос - фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - фонтанным. В соответствии с этим, теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан-фонтан; фонтан-газлифт; газлифт-фонтан; насос-фонтан; фонтан-насос; насос-газлифт; газлифт - насос; насос - насос; газлифт - газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко.

Схемы оборудования для раздельной эксплуатации скважин

Наиболее простой схемой оборудования скважины для одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной является система с двумя параллельными рядами НКТ, работающая по схеме фонтан-фонтан. Один ряд труб имеет на конце пакер, устанавливаемый в промежутке между двумя пластами. На колонне НКТ, эксплуатирующей нижний пласт, устанавливаются малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытием. В НКТ, по которым поступает продукция верхнего пласта, также устанавливаются клапаны специальной конструкции, которые открывают принудительно с поверхности спуском в НКТ оправки па проволоке, отжимающей пружинные клапаны для впуска газа из обсадной колонны.

При спуске двух параллельных рядов труб с использованием оборудования, можно осуществить раздельную эксплуатацию двух пластов по схемам фонтан-насос или насос-фонтан. Пласты при работе по схеме фонтан-насос исследуют следующим образом: нижний пласт, фонтанный - малогабаритным манометром, спускаемым на проволоке в НКТ, а изменение отбора достигается сменой штуцеров; верхний пласт, насосный - с помощью эхолота. При этом отбор регулируется изменением режима откачки, т.е. длины хода или числа качаний станка-качалки. При работе по схеме насос-фонтан измерение динамического уровня нижнего, насосного пласта становится невозможным, так как он перекрывается пакером. Таким образом, исследование нижнего пласта может ограничиваться только получением зависимостей подачи насоса от длины хода или числа качаний. Построение индикаторной линии исключается из-за невозможности измерения забойных давлений. Исследование верхнего, фонтанного пласта осуществимо в полном объеме обычными способами, так как доступ к верхнему пласту через фонтанные трубы открыт.

Применение описанных установок ограничено трудностями спуска двух параллельных рядов труб, герметизации устья, отсутствием выхода отсепарированного подпакерного газа при работе по схеме насос-фонтан и необходимостью его пропуска через насос, а также малыми габаритами обсадных колонн. Однако установки подобного типа обладают важным достоинством - наличием раздельных каналов для продукции обоих пластов.

Сложнее установки для раздельной эксплуатации, в которых используют погружной центробежный электронасос. Подземное оборудование состоит из пакера, устанавливаемого в промежутке между двумя пластами, центробежного насоса, заключеного в специальный кожух для перевода жидкости нижнего пласта из-под пакера к приемной сетке ПЦЭН, находящейся над электродвигателем и гидрозащитным устройством насоса; разобщителя, позволяющего с помощью плунжера сообщать межтрубное пространство скважины с внутренней полостью НКТ. Жидкость нижнего пласта через пакер поднимается по кольцевому зазору между кожухом и насосом, охлаждает при этом электродвигатель и попадает по каналу в переводнике на прием центробежного насоса, расположенного выше переводника кожуха.

Не менее сложны установки для раздельной эксплуатации обоих пластов штанговыми насосами. Специальными конструкторскими бюро и проектными институтами разработано много установок для раздельной эксплуатации двух пластов через одну скажину. Как правило, все эти конструкции основаны на принципе наиболее полного использования стандартного оборудования, вставных и невставных насосов, ПЦЭН и пр., при возможно малом добавлении специальных узлов и деталей. Трудности с установкой или извлечением оборудования при ремонтных работах, прихваты пакеров, трудности при промывках для удаления механических осадков и солей, невозможность раздельного определения дебита каждого пласта и их исследования, сложности с отводом подпакерного газа для улучшения коэффициента наполнения и низкий коэффициент эксплуатации скважин с установленным оборудованием для раздельной эксплуатации привели к тому, что несмотря на большое число подобных конструкций на практике они не нашли широкого применения. Откачка жидкости из каждого пласта по схеме ШСН-ШСН производится спаренными штанговыми насосами, подвижные части которых соединены специальной штангой.