Основы нефтегазового производства

32

9. Как перевести добычу и дебит жидкости из тонн в м3, какие для этого необходимо знать свойства

воды и нефти?

Для перевода добычи из тонн в поверхностных условиях в м3 в пластовых условиях удобно использовать следующие зависимости:

Qж в м3=Qн (тонны)·в/ρн+Qв (тонны)/ρв, где ρ – плотность, в - объёмный коэффициент нефти (отношение объема нефти в поверхностных условиях, к объему нефти в пластовых условиях).

То же самое будет справедливо для дебита жидкости скважины: qж в м3=qн (тонны)·в/ρн+qв (тонны)/ρв.

10.Перечислите и охарактеризуйте категории фонда скважин?

По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные,

законсервированные и ликвидированные.

Поисковые скважины, бурятся для поисков потенциально продуктивных геологических структур и площадей.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для получения исходных данных о свойствах и строении залежи и вмещаемого флюида.

Эксплуатационные скважины бурятся в период разработки залежи и подразделяются на добывающие,

нагнетательные, специальные, и вспомогательные.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, и попутных компонентов.

Консорциум « Н е д р а »

33

Нагнетательные: скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды,

газа пара и других рабочих агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. Часть нагнетательных скважин могут временно использоваться в качестве добывающих.

Резервные скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания в застойных зонах, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований, с целью изучения параметров и состояния разработки залежей месторождений. Среди них выделяют две подгруппы – оценочные и контрольные. Первые бурят для оценки нефтегазонасыщенности пластов. Вторые подразделяются на пьезометрические и наблюдательные. Пьезометрические скважины предназначены для наблюдения за изменением пластового давления в пласте. Наблюдательные скважины для наблюдения за изменением ВНК, ГНК, нефтегазоводонасыщенности пласта.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие. Водозаборные предназначены для водоснабжения при бурении и для систем поддержания пластового давления. Поглощающие предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие горизонты.

Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным, относятся скважины, не функционирующие на месторождении в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации в данный период.

Консорциум « Н е д р а »

34

Ликвидированные скважины представляют собой скважины, зацементированные от забоя до дневной поверхности,

с установкой цементной тумбы на устье. Скважины могут быть ликвидированы как по геологическим, так и по технологическим причинам.

Ликвидация по геологическим причинам производится, если скважина пробурена в неблагоприятных геологических условиях (за контуром нефтеносности, в зоне выклинивания коллектора, отсутствие промышленных притоков нефти при испытаниях и т.д.) или выработала все запасы углеводородов в месте своего заложения (чаще всего такое выбытие скважин происходит в конце разработки месторождений).

По технологическим причинам скважины ликвидируют, как правило, в случае наличия в конструкции неустранимого дефекта (смятие колонн, невозможность или нецелесообразность проведения аварийно-ремонтных работ

идр.).

11.Что понимается под «мобильностью» фонда скважин?

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Скважины могут переходить из одной категории в другую (мобильность фонда скважин); именно поэтому не рекомендуется сразу ликвидировать скважины, выбывающие в бездействие.

Так скважина, изначально пробуренная как поисковая, может вскрыть продуктивный интервал и дать в промышленный приток углеводородов. После чего она будет законсервирована на время проведения проектных и лицензионных работ и далее будет вновь введена в эксплуатацию уже как добывающая.

Консорциум « Н е д р а »

35

После выработке запасов в районе своего заложения, она может быть переведена в пьезометрические для контроля пластового давления в зоне отбора. При значительном снижении пластовой энергии в эту же скважину может быть организована закачка агента в целях поддержания пластового давления.

Далее при наличии вышележащих или нижележащих объектов разработки с целью повышения охвата залежи воздействием скважина может быть переведена на них уже как добывающая и т.д. до ее ликвидации по причине выработки запасов на всех возможных объектах разработки рассматриваемого месторождения.

12.Какие показатели должны быть обязательно представлены на графике разработки?

На графике должны быть приведены кривые изменения: добычи нефти (газа), жидкости, обводненности продукции,

действующего фонда добывающих и нагнетательных скважин, закачка рабочего агента, пластовое давление.

13.Для чего строится график разработки?

График основных технологических параметров разработки составляется для эксплуатационного объекта или месторождения в целом и представляет собой комплекс кривых, отражающих динамику основных годовых показателей разработки.

14.Возможно ли, в первой стадии добывать обводненную нефть?

Изначально считается, что на первой стадии разработки добывается безводная продукция. До внедрения на месторождении закачки рабочего агента (воды) увеличению обводненности могут способствовать трещиновато-поровый тип коллектора, нефтенасщенность пласта менее 0,7 д.ед., наличие водо-нефтяных зон (ВНЗ), массивный тип залежи,

высокие темпы отбора, технические причины и т.д.

15.Какая самая длительная стадия по времени?

Консорциум « Н е д р а »

36

Вторая стадия – стабилизация добычи нефти. Характеризуется максимальной добычей нефти (газа). Задача разработчиков состоит в том, чтобы продлить этот период разработки как можно дольше.

16.Какие ГТМ, выполняются на второй стадии разработки?

Приводится характеристика мероприятия, с помощью которых достигается и поддерживается на определенном уровне стабилизация добычи нефти (газа): доразбуривание залежи резервным фондом скважин, мероприятия,

направленные на снижение обводненности и увеличение производительности скважин. Производится оценка динамики пластового давления, если закачка рабочего еще не внедрена, то рассматривается возможностьи целесообразность ее организации.

17.По каким показателям разработки проводят разделение на стадии?

Разделение на стадии разработки проводится по 2 показателям: годовой добыче нефти (Qн) или темпу отбора и

обводненности добываемой продукции.

18.Дайте определение показателя степени выработки?

Степень выработки – отношение накопленной добычи нефти или газа к начальным извлекаемым запасам,

показывает долю отобранных запасов на текущий момент времени от потенциально извлекаемых: СВ=∑Qн/Qизвл.

19.По каким показателям косвенно определяется эффективность разработки?

Косвенно об эффективности разработки на поздней стадии можно судить по соотношению показателей степени выработки и средней обводненности по пласту. Если эти параметры близки между собой, то разработка ведется удовлетворительно. Превышение обводненности над степенью выработки, указывает на недостаточную эффективность разработки, и чем выше это превышение, тем хуже разрабатывается пласт. В случае если степень выработки

Консорциум « Н е д р а »

38

с.

7.Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. — М: Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. — 816 с.

8.Справочник по добыче нефти / В. В. Андреев, К. Р. Уразаков, В. У. Далимов и др.; Под ред. К. Р.

Уразакова. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 374 с.

9.Гутман И. С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М., Недра, 1985. - 224 с.

10.Иванова М.М., Дементьев Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра,1992. геология. – 422 с.

Консорциум « Н е д р а »

1.Пластовые воды. Состав, классификации, свойства.

По мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа.

Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей).

Виды пластовых вод:

−подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью);

−краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи);

−промежуточные (между пропластками);

−остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода).

Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти.

Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3.

Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:

Консорциум « Н е д р а »

Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1 С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90) 10-5 1/ С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается.

Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:

Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7 10-10 – 5,0 10-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле:

вг = в (1+0,05 S),

где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:

Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06.

Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость

Консорциум « Н е д р а »