Разработка нефтяных и газовых месторождений 2

График разработки

Для выделения стадий находится максимальная добыча нефти, которая в рассматриваемом примере была достигнута в 10 году – 263 т. тонн нефти, 10% от нее составляет 26,3 т. тонн и с учетом характера динамики годовой добычи нефти (вида кривой годовой добычи нефти), вторая стадия определяется с 9 по 11 год.

Соответственно первая стадия длилась с 1 по 16 год, вторая стадия – с 17 по 8 годы. Начало третьей стадии – 12 год. Для выделения четвертой стадии находим год, где темп отбора нефти ниже 1%, а обводненность выше 90%. В рассматриваемом примере темп отбора становится стабильно менее 1 % в 23 году при обводненности 92,9 %. Так как темп отбора является более значимым показателем, чем обводненность 23 год принимается за начало четвертой стадии разработки. В результате, определилась третья стадия разработки – с 12 по 22 год.

Консорциум « Н е д р а »

Таким образом, по графику выделены 4 стадии разработки: 1-ая стадия с 1 по 8 год; 2-ая стадия с 9 по 11 год; 3-ая стадия с 22 по 22 год; 4-ая стадия с 23 по 38 год.

1-ая стадия 1 – 8 годы: называется начальной, характеризуется вводом месторождения в эксплуатацию, ростом добычи нефти с 19 до 214 тыс. т к концу стадии. Характеризуется разбуриванием (пробурено 24 добывающие скважины) в первоначальный период стадии залежи и ее обустройством, среднесуточный дебит 1-ой скважины по нефти на конец стадии возрос до 33,9 т/сут. На первой стадии добывается, как правило, безводная нефть, но в связи с условиями, рассмотренными ниже, добыча воды из пласта началась уже на первой стадии разработки. На конец стадии обводнённость – 11,5 %вес., выработка от НИЗ – 29,7%. Количество действующих добывающих скважин – 18. Разработка на первой стадии велась на естественном упруговодонапорном режиме без организации ППД.

2-ая стадия 9 – 11 годы: стабилизация добычи нефти, характеризуется достижением максимальной добычи нефти, которая была достигнута в 10 году– 263 тыс. Темп отбора от НИЗ составил – 8,7%. Количество действующих добывающих скважин снизилось до 17 штук. Среднесуточные дебиты нефти одной скважины составляют в период стадии 41,7 – 44,2 т/сут. Увеличение годовой добычи нефти, достигнуто за счёт интенсификации работы действующего фонда. Разработка продолжается без организации системы ППД. На конец стадии обводнённость – 26,0% вес., выработка НИЗ – 54,9 %.

3-ая стадия 12 – 22 годы: падающей добычи нефти, характеризуется падением годовой добычи нефти с 212 до 34 тыс. т, значительным ростом обводненности до 91,8 % вес.

При этомдобывающий фонд увеличился до 23 скважин в 14 году за счет переводов с других объектов, однако за счет высокой степени выработанности все скважины уже обводнились.

На конец стадии фонд добывающих скважин составляет 20 единиц.

В 18 году организована закачка – сначала в одну скважину, в 22 году в 2 скважины. Годовая закачка увеличилась с

50 до 383 тыс.м3.

На конец стадии выработка НИЗ – 96,7 %, темп отбора – 1,1%, обводнённость – 91,8 % вес.

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 в м3/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.

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти за весь период разработки (извлекаемые запасы Qизвл) к первоначальным (геологическим) запасам. Измеряется в долях единиц: КИН=Qизвл/Qгеол.

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.

Ликвидация по геологическим причинам производится, если скважина пробурена в неблагоприятных геологических условиях (за контуром нефтеносности, в зоне выклинивания коллектора, отсутствие промышленных притоков нефти при

Консорциум « Н е д р а »

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.

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?

Консорциум « Н е д р а »