Основные показатели разработки. Технологические показатели разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Технологические показатели разработки месторождения

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о режимах нефтяных пластов, которые классифицировались по характеру сил, движущих в них нефть.

Наиболее распространенными в практике разработки нефтяных месторождений режимами пластов были: упругий , растворённого газа и газонапорный (или газовой шапки ).

При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счёт упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения порового объёма со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высокопроницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным .

Извлечение нефти при режиме растворённого газа происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения, выделении из нефти растворённого в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим растворённого газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающих пластах.

В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную ). В результате этого в пласте создается газонапорный режим (или режим газовой шапки ).

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, после чего её извлекают. Такой режим пласта называют гравитационным .

Однако в современной нефтяной промышленности России преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт. В этих условиях понятие «режим пласта» не полностью характеризует процесс извлечения нефти из недр. Например, разработка некоторого месторождения осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем воды, продвигающей по пласту закачанную порцию (оторочку) двуокиси углерода. Можно, конечно, говорить, что режим пласта в этом случае искусственно водонапорный. Однако этого слишком мало для описания процесса извлечения нефти. Необходимо учитывать не только режим, но и механизм извлечения нефти из пласта, связанный с технологией его разработки.

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходимо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов , применяемых для извлечения нефти из недр . В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих её факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

1 . Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки . Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии (рисунок 3.21). На первой стадии (участок I), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растёт, что обусловлено в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения, которая зависит от работы буровых и промыслово-строи-тельных подразделений.

Вторая стадия (участок II) характеризуется максимальной добычей нефти. В задании на проектирование разработки месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти, год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также продолжительность второй стадии.

Третья стадия (участок III) характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвёртой стадии (участок IV) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное её нарастание. Четвёртую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки . Следует ещё раз отметить, что

Рисунок 3.21 – Зависимость q н , q ж от t : 1, 2 – добыча соответственно нефти q н и жидкости q ж

описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизмененными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего, на третьей или четвёртой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

2 . Темп разработки месторождения z(t) , изменяющийся во времени t , равный отношению текущей добычи нефти q н (t) к извлекаемым запасам месторождения N :

Извлекаемые запасы месторождения определяются по следующей формуле:

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизмененными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добыча нефти.

Разработка месторождения, начавшись в момент времени , заканчивается в момент t к , к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N . Тогда

При расчётах добычи нефти z(t) можно представлять аналитическими функциями. Поэтому для удобства интегрирования можно полагать, что

поскольку при .

Можно получить связь между темпом разработки месторождения в целом, параметром N э кр , темпом разработки элемента системы z(t) и скоростью ввода элементов системы в эксплуатацию v(t) . Используя (3.11) и (3.12), получим

Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:

где h к – конечная нефтеотдача.

Используя (3.17), можно найти темп разработки месторождения, определяемый как

Используя (3.12), (3.17) и (3.18), получаем несколько измененную величину темпа разработки:

Часть используется понятие о темпе разработки, определяемом как отношение текущей добычи нефти q н (t) к остаточным (извлекаемым) запасам нефти N ост (t) месторождения, т.е.

Для N ост (t) имеем следующее выражение:

Продифференцировав выражение (3.20) с учётом (3.21), имеем

Учитывая, что , , , получаем окончательно следующую дифференциальную связь между темпами разработки месторождения:

Если зависимость выразить аналитически, то, подставив её в (3.23), получим .

3 . Добыча жидкости из месторождения . При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворённым в ней газом, или дегазированную нефть. Добыча жидкости это суммарная добыча нефти и воды . На рисунке 3.21 показано изменение в процессе разработки месторождения с применением заводнения добычи нефти q н и жидкостиq ж :

где q в – добыча воды.

Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти . На третьей и четвёртой стадиях из месторождения обычно добывается количество жидкости, в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.

4 . Нефтеотдача отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте . Различают текущую и конечную нефтеотдачу .

Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным её запасам:

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным её запасам в конце разработки пласта:

Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин «коэффициент нефтеотдачи» можно применять по отношению к конечной нефтеотдаче.

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объёму пор пласта, отношения количества извлечённой из пласта жидкости к объёму пор пласта, обводнённости продукции и просто от времени. На рисунке 3.22 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи h от времени t . Если t к –момент окончания разработки пласта, h к – конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому геологическому комплексу, нефтедобывающему региону и по стране в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным её геологическим запасам в группе месторождений, комплексе, регионе или в стране, и под конечной нефтеотдачей – отношение извлеченной из пласта нефти в конце разработки к геологическим запасам.

Рисунок 3.22 – Зависимость текущей нефтеотдачи h от времени t

Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы , связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта , и факторы , характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку . Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:

где h 1 – коэффициент вытеснения нефти из пласта; h 2 – коэффициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения – величина, переменная во времени. Произведение справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено А.П.Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина h 1 равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлечённой в разработку. Величина h 2 равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

Конечную нефтеотдачу определяют не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями. Если даже некоторая технология позволяет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по экономическим причинам.

5 . Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки . Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т.е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление р станет меньше давления насыщения р нас , насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа редко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе , т.е. отношении объёма добываемого из скважины газа , приведенного к стандартным условиям , к добыче в единицу времени дегазированной нефти . В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения .

6 . Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом . При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей.

7 . Распределение давления в пласте . В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным; оно изменяется в зависимости от режимов отбора нефти и закачки агентов в пласты. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин – пониженное (воронки депрессии ). Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объёму пластовое давление . Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление рассчитывается по следующей формуле:

где – давление в точке с координатами в момент времени t .

В формуле (3.28) интеграл берётся по площади S месторождения.

При проектировании разработки нефтяного месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. В качестве показателей разработки используют также давления в характерных точках разрабатываемого пласта – на забоях нагнетательных скважин р н , на линиях или контурах нагнетания , на линиях или контурах отбора и в добывающих скважинах р с (рисунок 3.23). Важно определять также перепады пластового давления как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

8 . Давление на устье р у добывающих скважин . Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

9 . Распределение скважин по способам подъёма жидкости с забоя на дневную поверхность (фонтанный , компрессорный , глубинно-насосный ). Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия

Рисунок 3.23 – Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах: 1 – нагнетательная скважина; 2 – давление р н ; 3 – давление ; 4 – эпюра пластового давления; 5 – давление р у ; 6 – добывающая скважина; 7 – давление ; 8 – давление р с ; 9 – пласт

нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений и одинаковом устьевом давлении р у в добывающих скважинах дебиты их будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давлениях. Указанные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъёма жидкости с забоя.

10 . Пластовая температура . В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения. Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем разработки. При проектировании процессов разработки нефтяных месторождений, проведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым.

Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или двуокиси углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов. При использовании влажного внутрипластового горения – определять водовоздушное отношение, скорость продвижения по пласту фронта горения и т.д.

Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного месторождения, взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчётной модели разработки нефтяного месторождения, и, если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

§ 3.5 Основное содержание проектных документов и стадийность

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовые и накопленные добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеизвлечения текущий и конечный (проектный); дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; динамика пластового давление, объёмы бурения, ввод скважин добывающих и нагнетательных, вывод скважин из эксплуатации и др.

Эффективность процесса разработки оценивается также по соотношению доли извлеченной нефти от начальных извлекаемых ее запасов и текущей обводненности, по текущему и накопленному балансу закачки воды и отбора жидкости из залежи, по снижению пластового давления (по отношению к начальному значению) и др.

Приведем методику расчета основных технологических показателей процесса разработки нефтяного месторождения (залежи).

1. Годовая добыча нефти (q t , т/год) - добыча нефти из всех добывающих скважин за один год. Добыча нефти на перспективный период определяется с использованием различных методик и компьютерных программ. При разработке залежей на завершающих стадиях (при снижающейся добыче нефти) годовую добычу нефти (q t ,) , количество добывающих 2 - (n tд ) и нагнетательных скважин 3 - (n tн ) можно определить по формулам [ 9 ]:

2. (3.11)

2. (3.12)

Где t – порядковый номер расчётного года (t =1, 2, 3, 4, 5); q 0 – амплитудная добыча нефти за 10 год; e =2,718 – основание натуральных логарифмов; Q ост – остаточные извлекаемые запасы нефти; n 0д и n 0н - количество скважин на начало расчётного года, соответственно добывающих и нагнетательных; T - средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (20 лет).

4. Годовой темп отбора нефти t низ – отношение годовой добычи (q t ) к начальным извлекаемым запасам (Q низ ), %:

t низ = q t / Q низ (3.13)

5. Годовой темп отбора нефти t оиз , % - от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи (q t ) к остаточным извлекаемым запасам (Q оиз ) - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года:

t оиз = q t / Q оиз (3.14)

6. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти) Q нак - сумма годовых отборов нефти на конец года, тыс.т:

Q нак = q t1 + q t2 + q t3 + …… + q tn-1 + q tn , (3.15)

7. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов С Q – отношение накопленного отбора нефти к начальным извлекаемым запасам), %:

С Q = Q нак / Q низ (3.16)

8. Коэффициент извлечения нефти (КИН ) или коэффициент нефтиеотдачи - отношение накопленного отбора нефти к начальным геологическим или балансовым запасам нефти, доли ед.:

КИН = Q нак / Q бал (3.17)

9. Добыча жидкости с начала разработки Q ж – сумма годовых отборов жидкости (q ж ) на текущий год, тыс т:

Q ж = q ж1 + q ж2 + q ж3 +……..+q жn-1 +q жn (3.18)

10. Среднегодовая обводнённость – доля воды в продукции скважин W , – отношение годовой добычи воды (q в ) к годовой добыче жидкости (q ж ), %:

W = q в / q ж (3.19)

11. Закачка воды с начала разработки - сумма годовых значений закачки воды (q зак ) на конец отчетного года,тыс.м 3:

Q зак = q зак1 + q зак2 + q зак3 +……….+ q зак n-1 + q зак n (3.20)

12. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) – отношение годовой закачки воды к годовой добыче жидкости, %:

К г = q зак / q ж (3.21)

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) – отношение накопленной закачки воды к накопленному отбору жидкости, %:

К нак = Q зак / Q ж (3.22)

14. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти на газовый фактор (Г ф ), млн.м 3:

q газ = q t . Г ф (3.23)

15. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки – сумма годовых отборов газа, млн.м 3:

Q газа = q газ1 + q газ2 + q газ3 +……….+ q газ n-1 + q газ n (3.24)

16. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти – отношение годовой добычи нефти к среднегодовому количеству добывающих скважин (n доб ) и количеству дней в году (Т г ), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин, (К э.д ), т/сут:

q скв.д. = q t / n доб Т г К э.д , (3.25)

где К э.д равен отношению суммы отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году, и который принят равным 0,98.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости – отношение годовой добычи жидкисти к среднегодовому количеству добывающих скважин и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин,т/сут:

q скв.ж. = q ж / n доб Т г К э.д, (3.26)

18. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (n наг ) и количеству дней в году, с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (К э.н ), м 3 /сут:

q скв.н. = q зак / n наг Т г К э.н, (3.27)

где К э.н равен отношению суммы отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

19.Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация К нак менее 120%, т.е Р пл t Р пл н ≥; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному Р пл t = Р пл н ; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального Р пл t Р пл н .

К основным технологическим показателям разработки нефтяных залежей относятся: текущая и накопленная добыча нефти, попутного газа и жидкости; темп разработки; газовый фактор; объем закачиваемой в пласт воды; давления на забоях добывающих и на устьях нагнетательных скважин; фонд добывающих и нагнетательных скважин; обводненность продукции скважин; баланс закачки и отбора жидкости и др.

Экономические показатели разработки залежей нефти.

Себестоимость, выручка от реализации, инвестиции, издержки производства, амортизационные отчисления, балансовая прибыль, реинвестированная прибыль, налогооблагаемая прибыль, налоговые выплаты, чистая прибыль, денежный поток, дисконтированный денежный поток, внутренняя норма прибыли, срок окупаемости, соотношение капитала и др.

Основные технологические проектные документы по разработке нефтяных месторождений.

Проект пробной эксплуатации разведочных скважин; проект пробной эксплуатации залежи (участка залежи); технологическая схема опытно-промышленной разработки залежи или участка залежи; технологическая схема разработки залежи (месторождения); проект разработки месторождения; проект доразработки месторождения; авторский надзор за реализацией проектов и технологических схем разработки; анализ разработки залежи (месторождения).

Методы разработки вязких и высоковязких нефтей в карбонатных коллекторах.

1.25. Характеристики вытеснения нефти; их сущность и практическое значение Характеристиками вытеснения нефти называются построенные по фактическим данным графические зависимости накопленной добычи нефти от накопленных или текущих значений добычи жидкости или воды. Экстраполяция этих зависимостей на перспективу позволяет рассчитывать: ожидаемые технологические показатели разработки по отбору нефти и жидкости, технологическую эффективность различных геолого-технических мероприятий на скважинах, а также вовлеченные в разработку извлекаемые запасы нефти.

Опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) нефтяных месторождений (залежей).

Опытно-промышленная эксплуатация нефтяных (нефтегазовых) месторождений проводится для получения исходных данных, необходимых при составлении проектов разработки и обустройства промысла. Опытно-промышленная эксплуатация проектируется и осуществляется после проведения на разведочных скважинах полного комплекса геолого-промысловых и геофизических исследований и установления основных физических и литологических характеристик продуктивных пластов, изучения компонентного состава нефти, определения нефтенасыщенности продуктивных горизонтов, проведения оперативной оценки запасов нефти, установления отсутствия газовой оторочки промышленного значения. До начала реализации проекта опытно-промышленной эксплуатации необходимо оформить земельный отвод, составить и утвердить проект обустройства промысла на период ОПЭ, решить вопросы охраны недр и окружающей среды, получить разрешение территориальных органов Госгортехнадзора на проведение ОПЭ.

Регулирование разработки залежей нефти.

Основной задачей регулирования разработки является обеспечение равномерного продвижения контуров нефтеносности, переноса фронта нагнетания воды, организации очагового и избирательного заводнения, изменения отборов жидкости и закачки агента воздействия в отдельные скважины или группы скважин, обработок их призабойных зон и других геолого-технических мероприятий с целью обеспечения наиболее полной выработки запасов нефти по площади и разрезу залежи. Регулирование разработки осуществляется не по отдельным участкам, а по месторождению в целом.

Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях.

Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки залежей нефти.

Источники пластовой энергии и характеристика режимов разработки залежей углеводородов. Естественные режимы работы пластов. Их эффективность по конечному коэффициенту нефтеизвлечения.

Разработка нефтяных месторождений с заводнением пластов. Системы заводнения, геологические условия их применения. Технология процесса заводнения. Контроль и регулирование процесса заводнения.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными технологическими показателями:

Добыча нефти и жидкости. Характерный вид динамики добычи. Процесс разработки нефтяных месторождений можно условно разделить на 4 стадии:

1-я стадия - это период нарастания добычи нефти в процессе разбуривания залежи, обустройства месторождения, ввода скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию.

2-я стадия - характеризуется устойчивой максимальной добычей нефти. Именно в этот период уровень добычи нефти и темп отбора от НИЗ характеризует разработку месторождения.

3-я стадия - характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин. Эта стадия часто называется поздней стадией разработки.

4-я стадия - называется также конечной стадией разработки нефтяного месторождения. Для нее характерно сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин.

При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости - это суммарная добыча нефти и воды.

Добыча жидкости всегда больше добычи нефти. На 3-й и 4-й стадии разработки добыча жидкости в несколько раз превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных - м 3 . В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях. 1 баррель = 159 литрам.

qн в 1 м 3 = 6,29 баррель

Обводненность добываемой продукции измеряется в %.

Водонефтяной фактор ВНФ = qв

накопленный ВНФ = S qв

Фонд скважин. Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки нефтяных месторождений, из них добывается нефть и попутные компоненты, они служат для получения всей информации о залежи, для управления процессом разработки. Скважины по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные.

Добывающие скважины составляют наибольшую часть фонда скважин. Предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов.

Нагнетательные скважины предназначены для закачки в пласт различных агентов (воды, газа, пара) с целью обеспечения эффективной разработки залежей нефти.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследования 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.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие. Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: на I,--II стадиях - растет, на III,--IU - уменьшается.

Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

  • 3. Темп разработки нефтяных месторождений. Темп разработки Z (t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Qн (t) к извлекаемым запасам месторождения.
  • Z(t) = Qн Q извл.

Из формулы видно, что изменение во времени темпа разработки происходит аналогично изменению добычи нефти.

Для характеристики системы разработки очень часто используется понятие максимального темпа разработки Zmах

Zmах = Qн mах. 100%

Qн mах - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к начальным ее запасам в пласте.

Qбал - геологические или балансовые запасы нефти. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее начальным запасам. Конечная нефтеотдача - отношение количества добытой нефти в конце разработки к начальным запасам.

Нефтеотдача = коэффициент нефтеизвлечения, коэффициент нефтеотдачи.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже по нефтедобывающему региону и по стране.

Конечная нефтеотдача определяется не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями.

Добыча газа. Она зависит от содержания газа в пластовой нефти, характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор - отношение объема добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче дегазированной нефти в единицу времени. Он измеряется в м 3 /т и в м 3 /м 3 . При водонапорном режиме величина газового фактора является постоянной

ГФ = Qг м 3 /т

Расход нагнетательных в пласт агентов и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачивается вода, вода с добавками хим. реагентов, газ и другие вещества. Расход этих веществ может применяться в процессе разработки месторождения.

Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяных месторождений давление в пласте постоянно изменяется. На отдельных участках пласта оно будет различным. В районе нагнетательных скважин будет повышенное давление, в районе добывающих - пониженное. Для оценки используют среднее или средневзвешенное по площади давление. В качестве показателей разработки используют давления в характерных точках пласта - на забоях нагнетательных скважин - Рн, на забоях добывающих скважин - Рс.

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Рн-Рс.

Давление на устье добывающих скважин. Задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам.

Пластовая температура. Это природный фактор. Может изменяться за счет закачки в пласт больших объемов холодной воды или наоборот теплоносителей пара, горячей воды.

Все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр взаимосвязаны между собой, изменение одних показателей разработки влечет за собой изменение других.

Расчет основных показателей разработки в периоды постоянной и падающей добычи при газовом режиме и равномерном размещении скважин.

Исходные данные:

Qзап = 2000 мрлд.м3; - начальные запасы газа

rот = 0,56; - относительная плотность газа

Pнач = 12 Мпа; - начальное пластовое давление

Tпл = 308 К; - пластовая температура

DP = 0,3 Мпа; - максимально допустимая пластовая депрессия

Qгод = 33 мрлд.м3; - темп разработки в период постоянной добычи

А = 0,0012 Мпа2*сут./тыс.м3

В = 0,00001 (Мпа*сут./тыс.м3)2 - коэффициенты фильтрационных сопротивлений притока газа к забою скважин

tпост = 8 лет; - период постоянной добычи

tпад = 12 лет; - период падающей добычи

Kр = 1,15; - коэффициент резерва скважин

Kэ = 0,9; - коэффициент эксплуатации

Алгоритм расчета:

Для периода постоянной добычи:

1) Так как в период постоянной добычи годовой отбор газа известен, определяем накопленную добычу по годам по формуле:

где Qt – добыча газа в текущем году разработки, мрлд.м3;

2) Определяем пластовое давление в текущем году разработки по формуле:

,

где Pнач – начальное пластовое давление, МПа;

Zнач – начальный коэффициент сверхсжимаемости;

Qзап - начальные запасы газа, мрлд.м3;

Qдобt - накопленная добыча к году t;

Zt – коэффициент сверхсжимаемости в году t, определяемый по формуле:

,

где Tпл - пластовая температура К;

Pt – пластовое давление в году t;

– соответственно критические давление и температура определяемые по формулам:

где rот – относительная плотность газа;

3) Определяем забойное давление в каждый год разработки по формуле:

4) Определяем дебит одной скважины в текущий год разработки по уравнению притока:

5) Определим число скважин необходимых для разработки залежи в период постоянной добычи по формуле:

;

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений (РГУНГ)