Основы нефтегазового производства

ЗАДАНИЕ №3.

Выделения и описания стадий разработки

Теоретическая часть Построение графиков основных технологических показателей разработки и изучение на их основе выделения стадий разработки и

характерных типов выработки запасов График основных технологических параметров разработки составляется для эксплуатационного объекта или месторождения в целом и

представляет собой комплекс кривых, отражающих динамику основных годовых показателей 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.

Разработка нефтяных месторождений условно делится на четыре стадии (рис. 2) по добыче нефти.

Первая стадия – ввод месторождения в эксплуатацию. Характеризуется ростом добычи нефти, происходит разбуривание и обустройство месторождения. На этой стадии обеспечивается ввод в разработку новых добывающих скважин в условиях высоких пластовых давлений.

Обычно в течении первой стадии добывается безводная нефть, наблюдается некоторое падение пластового давления вследствие роста добычи.

За окончание стадии, принимается точка резкого перегиба кривой добычи нефти или темпа разработки.

График разработки залежи

Консорциум « Н е д р а »

Вторая стадия – стабилизация добычи нефти. Характеризуется максимальной добычей нефти (газа). Задача разработчиков состоит в том,

чтобы продлить этот период разработки как можно дольше. Для этого выполняются различные геолого-технические мероприятия (ГТМ).

Происходит добуривание резервного фонда скважин. Вводится и обустраивается система заводнения (при необходимости).

Третья стадия – падающая добыча нефти (газа), характеризуется значительным и относительно высокими темпами роста обводненности и падения добычи нефти (газа) вследствие подтягивания подошвенных вод к забою добывающих скважин. Наблюдается резкое или постепенное уменьшение количества действующих добывающих скважин, выбывающих из-за обводнения, переводом фонда скважин на механизированную добычу и т. д.

На данной стадии задача разработки заключается в том, чтобы замедлить падение добычи нефти (газа).

Для газовой залежи третья стадия является последней. Основным периодом разработки нефтяной залежи являются первая, вторая и третья стадии, на протяжении которых должно быть отобрано порядка 80 – 90% запасов извлекаемой нефти.

Четвертая стадия – конечная, завершающая, поздняя стадия разработки (характерна только для нефтяных залежей). Для нее характерны замедленные темпы падения добычи нефти и роста обводненности добываемой продукции. Эксплуатация скважин проводится до предела рентабельности, то есть обводненности скважин 95-98%. Четвертая стадия самая длительная по времени.

Консорциум « Н е д р а »

Консорциум « Н е д р а »

График разработки

Динамика дебитов и приемистости скважин

Консорциум « Н е д р а »

2-ая стадия с 17 по 21 год;

3-ая стадия с 22 по 30 год;

4-ая стадия с 31 по настоящее время.

1-ая стадия 1 – 16 годы: называется начальной, характеризуется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти с 35 до

444 тыс. т, к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 16 добывающих скважин) в течении всей стадии залежи и ее обустройством, среднесуточный дебит 1-ой скважины по нефти на конец стадии возрос до 58,4 т/сут. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть, но в связи с условиями, рассмотренными ниже, добыча воды из пласта X началась уже на первой стадии разработки. На конец стадии обводнённость – 16,4 %вес., выработка от НИЗ – 30,6%. Количество действующих добывающих скважин – 16,

нагнетательных 8.

2-ая стадия 17 – 21 г: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 19 году– 581 тыс. Темп отбора от НИЗ в среднем составил – 5,4%. Количество действующих добывающих скважин увеличилось до 21 штуки. Среднесуточные дебиты нефти одной скважины составляют 59,4 – 76,8 т/сут. Увеличение годовой добычи нефти,

достигнуто за счёт увеличения фонда скважин и организации закачки на пласте. На конец стадии обводнённость – 44% вес., выработка НИЗ

– 57,6 %. На конец стадии было добыто 5625 тыс. т нефти и 7114 тыс. т жидкости.

3-ая стадия 22 – 30 г: падающей добычи нефти, характеризуется падением годовой добычи нефти с 377 до 89 тыс. т, значительным ростом обводненности до 89 % вес.

За счет выбытия высокообводнившихся скважин, фонд добывающих скважин постепенно снижается и на конец стадии составляет 29

единиц. Фонд нагнетательных скважин в 30 году составляет – 15 скважин.

Закачка воды в период третьей стадии составляет 522-940 тыс. м3. На конец стадии выработка НИЗ – 79,5 %, темп отбора – 0,9%,

обводнённость – 89% вес., закачено воды – 13061 тыс. м3, накопленная добыча нефти – 7756 тыс. т, жидкости – 14855 тыс.т.

4-ая с 31 года по настоящее время: завершающая, конечная стадия разработки. Наблюдается медленное, но стабильное падение добычи нефти с 63 до 31 тыс. т и увеличение обводненности до 93,2 % вес. Темп отбора 0,7 – 0,3 % от НИЗ. Годовая закачка изменяется от 257 до

Консорциум « Н е д р а »

863 тыс. м3 в год. Накопленная добыча нефти – 8306 тыс. т, жидкости – 21201 тыс.т. Фонд добывающих скважин на конец 42 года – 28,

нагнетательных - 15.

Разработка пласта X будет вестись до предела рентабельности, что соответствует обводненности 95% вес.

Для рассматриваемого пласта X основные причины обводнения, на первой стадии разработки до применения на месторождении системы поддержания пластового давления (ППД – закачки воды), делятся на две большие группы: техническая и геолого-физическая и технологическая.

К техническим причинам обводнения в основном относятся:

-нарушение герметичности эксплуатационной колонны;

-заколонная циркуляция в интервале продуктивных пластов;

-нарушение технологии при разбуривании цементных мостов.

К геолого-физическим и технологическим причинам относятся:

- обводнение пластовой водой в связи с продвижением фронта вытеснения;

Несмотря на это, промысловые данные показывают, что в условиях относительно однородного пласта запасы водонефтяной зоны также участвуют в разработке. Поскольку закачка воды в пласт начата только в 12 г., одним из главных факторов, влияющим на обводнение скважин на начальном этапе, является активность водонапорной системы.

Определение эффективности разработки по косвенным показателям

Косвенно о недостаточной эффективности разработки говорит тот факт, что при текущем значении обводненности 93,2 % вес. степень выработки составляет 85,1 %. В сложившихся условиях существует риск невыработки извлекаемых запасов, так как в ближайшее время будет достигнут предел рентабельности по обводненности (95%), а накопленная добыча нефти при этом, очевидно, не достигнет проектных значений.

Консорциум « Н е д р а »

Теоретические вопросы.

1.В каких весовых единицах измеряется добыча?

Добыча измеряется в тоннах или в тысячах тонн (за значительный период времени).

2.Дайте определение дебита скважины, в каких единицах он измеряется?

Количество добытой нефти, газа, жидкости или воды из одной скважины объекта, отнесенное к временному периоду, за который оно было извлечено, называется дебитом скважины (qH, qГ, qВ, qЖ) и измеряется в м3/сут или т/сут. В системе СИ дебит скважины измеряется

вм3/с.

3.Дайте определение понятия обводненности залежи?

Обводненность добываемой продукции характеризует долю воды в общем потоке скважинной продукции, измеряется в % или долях единицы. Представляет собой отношение объема добываемой воды к объему добываемой жидкости (объемная) или газожидкостной смеси

(для газовых залежей), также может быть весовой (отношение добываемых масс воды и жидкости): Fв=Qв/Qж·100%.

4.Что характеризует и как может использоваться газовый фактор?

Газовый фактор – это объем добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, приходящего на одну тонну нефти (м3/т) или кубометр нефти (м3/ м3): Гф=Qг/Qн.

5.Что такое и как определяется нефтесодержание?

Для нефтяной залежи обратным обводненности является показатель нефтесодержания, который характеризует долю нефти в общем потоке скважинной продукции, также измеряется либо в объемных и весовых % или долях единицы, его можно определить как: Fн=100%-

Fв.

6.Приведите зависимости для расчета конечной и текущей нефтеотдачи, в чем их принципиальное различие?

Нефтеотдача или коэффициент извлечения нефти (КИН) – отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Текущая нефтеотдача – отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки к первоначальным (геологическим) запасам Qгеол: КИНтек=∑Qн/Qгеол.

Консорциум « Н е д р а »

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти за весь период разработки (извлекаемые запасы Qизвл) к

первоначальным (геологическим) запасам. Измеряется в долях единиц: КИН=Qизвл/Qгеол.

7.Приведите особенности показателей разработки газовой залежи?

Для газовых и газоконденсатных залежей вводятся аналогично п. 6 коэффициенты текущей и накопленной газоотдачи (КИГ).

Аналогично п. 5 может быть определена доля газа в общем объеме газожидкостной смеси поступающей из скважины, однако необходимо учитывать, что жидкость может представлять собой не только пластовую воду, но и смесь пластовой воды с попутно добываемой нефтью.

При разработке газовой залежи попутной будет добыча нефти.

8.Дайте определение приемистости нагнетательных скважин.

Аналогично дебиту добывающих скважин, для скважин, используемых для закачки агентов (нагнетательных скважин) используется показатель приемистость, который показывает количество воды, закачиваемое в одну скважину за определенное время, измеряется в м3/сут.

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.

Консорциум « Н е д р а »

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.

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.

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.

Консорциум « Н е д р а »