17. Стадии разработки месторождения. Контроль и регулирование процесса разработки.

Процесс разработки месторождения условно делится на четыре этапа.

Для управления процессом разработки нефтяной залежи и регу­лирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за дебитами нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пласто­вого давления по всей залежи и по отдельным ее зонам.

Положение водонефтяного контакта определяется по содержанию воды в продукции скважин.

Для постоянного наблюдения за подъемом зеркала воды в про­межуточной водонефтяной зоне залежи служат специальные кон­трольные или наблюдательные скважины. Обычно для этой цели используют обводнившиеся нефтяные скважины или ранее пробурен­ные разведочные скважины.

Пластовое давление в действующих скважинах измеряют глубин­ными манометрами. Чтобы получить ясную картину о величине пластового давления в разных частях нефтяной залежи, замеряют пластовое давление в возможно большем числе скважин. По полученным данным строят карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями). Для этого на плане размещения скважин точки (скважины) с одинаковыми давлениями соединяют линиями. При правильной разработке пласта давление в пласте равномерно уменьшается от максимальной величины в законтурной зоне (или на линии нагнетательных скважин) при водонапорном режиме работы пласта до минимальной в центральных областях. Карта изо­бар в этом случае будет представлена группой замкнутых концентри­ческих кривых, тождественных по своей конфигурации контуру питания. В большинстве случаев это — линия размещения нагнета­тельных скважин или линия водонефтяного контакта.

Чтобы проследить изме­нение пластового давления во времени карты изобар для данной площади строят периодически. Изучение и анализ этих карт позволяют определять темпы падения пластового давления по отдельным участкам площади, находить причины резких снижений давления по этим участкам и осуществлять мероприятия по выравниванию давления.

18. Технологические режимы работы нефтедобывающих и нагнетательных скважин.

После пуска скважины в эксплуатацию необходимо ее тщательно исследовать эхометрированием и динамометрированием. Эти иссле­дования помогут уточнить правильность выбора насосного оборудо­вания; на их основе устанавливают наивыгоднейший режим работы скважины.

Установленный на основании исследования режим работы сква­жины необходимо систематически проверять повторными исследо­ваниями и замерами динамического уровня. По положению динами­ческого уровня в затрубном пространстве при работе глубинного насоса можно судить о состоянии работы как насосного оборудова­ния, так и самой скважины. Если динамический уровень находится на значительной высоте от приема насоса, а коэффициент подачи достаточно высок, это означает, что темп откачки жидкости ниже возможной добычи из скважины; в этом случае надо увеличивать темп откачки или заменить оборудование более мощным (увеличить диаметр насоса, установить станок-качалку с длинным ходом плун­жера и большей грузоподъемности и т. п.). Если при тех же усло­виях коэффициент подачи незначительный, следовательно, не в по­рядке насос или насосные трубы; надо выяснить причину низкой производительности подземного оборудования и устранить ее. Если динамический уровень находится у приема насоса, а коэффициент подачи небольшой, это означает, что производительность насосной установки выше возможной добычи из скважины; надо увеличить погружение насоса или заменить насос другим, меньшего диаметра.

На основании результатов исследований работы залежи в целом и каждой скважины в отдельности устанавливают техноло­гический режим эксплуатации скважин. Технологические режимы работы скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора жидкости условия работы залежи и скважин меняются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 3 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивой работе скважин этот период может быть увеличен до года и более.

Максимально допустимые отборы жидкости из скважин определяют по результатам испытаний этих скважин и опытной эксплуатации с учетом геологопромысловых особенностей залежи.

Рабочие дебиты скважин устанавливаются и уточняются по дан­ным эксплуатации и последующих испытаний скважин.

После проведения каких-либо мероприятий, вызывающих изме­нение продуктивности скважины (работы по интенсификации, кото­рые нами рассматриваются ниже, ремонтно-изоляционные работы и т. д.), технологический режим и максимально возможные рабочие дебиты должны устанавливаться вновь.

Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной вели­чине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнета­тельной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеюще­гося насосного оборудования.

Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти опре­деляется делением заданного объема закачки воды в сутки на погло­тительную способность одной скважины.