Стадии разработки месторождений

Лекция 4

Технологический процесс добычи, сбора, транспортировки нефти, газа, газового конденсата, закачки и отбора газа.

МЕТОДЫ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ГОРИЗОНТОВ (ПЛАСТОВ)

Вскрытие пластов и освоение скважины должны быть проведены качественно. Под качеством технологии вскрытия пласта и освоения скважин следует понимать степень изменения гидропроводности пласта (ГИДРОПРОВОДНОСТЬ пласта — способность пласта-коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры) (или пропластков) после выполнения соответствующей операции.

Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. Конструкцию забоя следует выбирать по РД.

Слайд 2

В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (рис. 10.1.).

1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. 10.1, б) или хвостовика (рис. 10.1, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. 10.1, а).

2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис. 10.1, в).

3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. 10.1, г).

Слайд 3

Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.

1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.

2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.

3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.

Разработка месторождений полезных ископаемых – система

организационно – технических мероприятий по добыче полезных

ископаемых из недр.

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей

понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим

скважинам.

Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

· порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового

месторождения в разработку;

· сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в

работу;

· способы регулирования баланса и использования пластовой

энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых

месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов

месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и

экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой

системой скважин.

Слайд 5

Сетка размещения скважин

Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и

нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием

расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по

равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами).

Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными.

При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на

15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между

скважинами.

Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение

площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это

понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом

конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения

эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)・104 м2/скв. На

Туймазинском месторождении плотность сетки 20・104 м2/скв. при

расстоянии между скважинами в рядах 400 м, Ромашкинском –60・104

м2/скв. – 1000 м ・ 600 м, Самотлорском – 64・104 м2/скв.

Слайд 6

Стадии разработки месторождений

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся

определенным закономерным изменением технологических и технико-

экономических показателей

Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн , жидкости

Tдж и обводненности продукции n в при водонапорном режиме

с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание

высокого уровня добычи нефти; 3 – значительное снижение добычи

нефти; 4 – завершающая.

Слайд 7

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта -

характеризуется:

· интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного

уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых

запасов);

· быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от

максимального;

· резким снижением пластового давления;

· небольшой обводненностью продукции в n (обводненность

продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа・с и

35 % при повышенной вязкости);

· достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи н K (около 10

%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности

залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка

резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Tдн (отношение

среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Слайд 8

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти -

характеризуется:

· более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти

(максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в

течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и

1 ¸ 2 года – при повышенной вязкости;

· ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет

резервного фонда;

· нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост

обводненности составляет 2 ¸ 3 % при малой вязкости нефти и 7 % и

более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность

колеблется от нескольких до 65 %);

· отключением небольшой части скважин из-за обводнения и

переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

· текущим коэффициентом нефтеотдачи η , составляющим к концу

стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с ≪пиком≫ добычи – 10 ¸ 15 %.

Слайд 9

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти –

характеризуется:

· снижением добычи нефти (в среднем на 10¸20 % в год при

маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

· темпом отбора нефти на конец стадии 1¸2,5 %;

· уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие

обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на

механизированный способ добычи;

· прогрессирующим обводнением продукции nв до 80¸85 % при

среднем росте обводненности 7¸8 % в год, причем с большей

интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

· повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Kн на конец

стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5

мПа・с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной

вязкости;

· суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых

запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса

разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи

нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности

предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет.

Слайд 10

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:

· малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Tдн (в

среднем около 1 %);

· большими темпами отбора жидкости Tдж (водонефтяные факторы

достигают 0,7 ¸ 7 м3/м3);

· высокой медленно возрастающей обводненностью продукции

(ежегодный рост составляет около 1 %);

· более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего

фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет

примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

· отбором за период стадии 10 ¸ 20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с

длительностью всего предшествующего периода разработки залежи,

составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической

рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще

рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно

наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.

Вид используемой энергии. В зависимости от вида энергии, используемой для перемещения нефти, различают: системы раз­работки нефтяных залежей при естественных режимах, когда используется только естественная пластовая энергия (т. е. си­стемы разработки без поддержания пластового давления); си­стемы разработки с поддержанием пластового давления, когда применяются методы регулирования баланса пластовой энергии путем искусственного ее пополнения.

По методам регулирова­ния баланса пластовой энергии выделяют: системы разработки с искусственным заводнением пластов; системы разработки с за­качкой газа в пласт.

Слайд 12

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: