18. Что такое показатели разработки?

После обоснования расчетных вариантов определяется изменение во времени показателей разработки месторождения и обустройства промысла по каждому из рассматриваемых вариантов. К основным показателям систем разработки и обустройства относятся следующие:

1.   Изменение во времени пластовых, забойных, устьевых давлений и температур на пути движения газа от забоя до приема магистрального газопровода.

2.   Изменение во времени средних (и max) дебитов скважин или дебитов отдельных скважин.

3.   Изменение во времени необходимого числа эксплуатационных, резервных и наблюдательных скважин. Очередность ввода скважин в эксплуатацию.

4.   Темпы продвижения пластовых вод по площади и мощности газоносности. Перечисленные показатели разработки определяются для рассматриваемого варианта отбора газа из месторождения, но для различных вариантов конструкции и диаметров скважин, числа эксплуатационных объектов и т.д.

5.   Число и местоположение групповых пунктов сбора и обработки газа.

6.   Диаметры и протяженность газосборных шлейфов и коллекторов.

7.   Ступени сепарации; тип сепарационных аппаратов; площади и конструкции теплообменных  аппаратов; расходы ингибитора гидратобразования.

8.   Параметры системы осушки газа.

9.   Периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. Сроки ввода в эксплуатацию и мощности ступеней ДКС и т.д.

10.    Экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

19. Пробная (опытная) эксплуатация нефтяных залежей

После окончания разведочных работ (или параллельно с ними) основная часть разведочных скважин вводится в опытную (пробную) эксплуатацию, план которой утверждаете* главным геологом и главным инженером нефтегазодобывающего управления. Программа работ в процессе проведения опытной эксплуатации обязательно согласовывается с Госгортехнадзором. Основная цель пробной (опытной) эксплуатации нефтяной залежи заключается в определении ее энергетической характеристики, степени взаимовлияния отдельных скважин, гидродинамической связи между отдельными пластами, нефтяной и законтурной частями залежи, а также в оценке фильтрационных характеристик залежи продуктивного пласта, которые определяются гидродинамическими (промыслов! .ми) методами исследований.

В процессе пробной эксплуатации регулярно замеряются дебиты нефти, газа, воды на групповых сборных пунктах, процент обводненности продукции, количество выносимого леска. Устанавливается контроль за учетом добычи нефти, жидкости, воды, газа, а также за динамикой их добычи во времени. Большое внимание уделяется определению газового фактора, динамике его изменения во времени (особенно при снижении пластового давления ниже давления насыщения). За контуром нефтеносности из числа разведочных скважин выбирают пьезометрические скважины, в которых определяется изменение уровня пластовой воды в зависимости от отборов нефти, газа и воды из залежи. С этой целью эти скважины оборудуют пьезографами различных конструкций, с помощью которых непрерывно регистрируется уровень жидкости.

Для оценки физико-химических и товарных свойств нефти, газа и воды отбираются поверхностные пробы этих флюидов. Кроме того, с помощью глубинных пробоотборников отбирают глубинные пробы нефти, анализ которых позволяет определить давление насыщения, объем и вязкость нефти при различных давлениях объемный, пересчетный коэффициент и коэффициент усадки, газовый фактор газонасыщенность. На основе полученных анализов строят кривые растворимости газа в нефти при контактных и дифференциальных процессах.

20. Гидродинамические исследования пластов и скважин по сравнению с прямыми и геофизическими исследованиями позволяют изучить гораздо большую часть нефтяных залежей.

Среди гидродинамических исследований пластов и скважин выделяются методы установившихся и неустановившихся отборов, гидропрослушивания и самопрослушивание скважин.

Метод установившихся отборов заключается в том, что на каждом режиме эксплуатации скважины (при изменения диаметра штуцера) должны быть доведены до постоянной величины забойное давление (р_заб) и дебит нефти (Q), которые постоянно фиксируются на каждом режиме. Для каждого режима рассчитывается депрессия Δр = (р_пл - р_заб), затем в координатах Δр - Q строится индикаторная кривая, по прямолинейному участку рассчитывается коэффициент продуктивности (К).

21. Водонефтяной фактор — отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м3/т. Этот параметр, показываю-щий, сколько объемов воды добыто на 1 т 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.

22. При решении вопроса о возможности объединения нескольких пластов для совместной разработки необходимо учитывать пять групп соответствующих факторов: 1) геологопромысловые; 2) технологические; 3) технические; 4) гидродинамические; 5) экономические. Основными качественными критериями являются: а) одинаковые физико-химические свойства нефтей; б) совпадение площадей залежей в плане; в) близкие пластовые давления; г) одинаковые режимы залежей.

Объединение в один эксплуатационный объект пластов со значительными мощностями требует создания и использования приборов с целью контроля и регулирования разработки залежи каждого пласта, эксплуатационного объекта в целом.

Совершенствование методики гидродинамических расчетов при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект позволит более объективно решать вопрос о наиболее оптимальном варианте подобного совмещения. Кроме того, должны быть учтены соответствующие количественные показатели, опираясь на которые, можно решить вопрос об оптимальном варианте объединения нескольких пластов в эксплуатационный объект.

В результате технико-экономических расчетов устанавливаются годовые отборы по каждому из продуктивных пластов отдельности и в целом по совместно эксплуатируемым пластам при различных вариантах их объединения.

Оценив разницу в добыче нефти и народнохозяйственную эффективность в динамике по каждому из рассмотренных вариантов разработки многопластового месторождения, можно предложить на основе учета количественных показателей вариант оптимального объединения продуктивных пластов в эксплуатационные объекты либо в пределах одного этажа разработки, либо по всей продуктивной части разреза рассматриваемого месторождения с учетом опробования и анализа кернов.

24. Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатывае-мого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокуп-ность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин. Объект разработки – не природное, а искусственно выделенное людьми образование нефти.

            В  объект разработки могут быть включены один, несколько или все пласты месторождения. 

Объекты разработки подразделяются на самостоятельные, т.е. разрабатывае-мые в настоящее время и возвратные, те, которые будут разрабатываться скважинами, эксплуатирующими другой объект.