Стадийность разработки нефтяных месторождений

Весь период разработки нефтяного месторождения разделяется на 4 стадии. Разделение на стадии производится по величине добычи нефти, изменяющейся с течением времени эксплуатации залежи.

Краткая характеристика стадий разработки

1 - стадия освоения залежи, которая характеризуется ростом добычи нефти; разбуривается и вводится в эксплуатацию основной фонд скважин; в случае необходимости осваивается запроектированная система ППД (заводнения). Продолжительность стадии может меняться от 2 до 8 лет.

2 стадия начинается с момента выхода показателя добычи нефти на максимальный (запроектированный) уровень, также ко 2 стадии относят годы с уровнем добычи, отличающейся от максимального не более чем на 10%. Все предшествующие годы относят к 1 стадии разработки. На этой стадии, бурится и вводится в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и большая часть скважин резервного; развивается система воздействия на продуктивный пласт (бурятся нагнетательные скважины); выполняются мероприятия по регулированию процесса разработки. Стадия длится около 10-12 лет.

3 - стадия характеризуется началом падения добычи нефти, ростом обводнённости добывающих скважин; увеличением процентного содержания воды в продукции залежи; продолжается бурение добывающих скважин резервного фонда; перевод скважин из одних категорий в другие и т.д. С целью замедления ↓ добычи нефти совершенствуется система заводнения залежи; выполняют приёмы по регулированию процесса разработки. Продолжительность стадии от 10 до 20 и более лет. Граница между 2 и 3 стадиями проводится между последним годом 2 стадии и первым после него годом разработки, когда добыча нефти отличается от максимального больше чем на 10%.

4 завершающая стадия - снижение добычи нефти продолжается, темпы разработки падают. Обводненность продукции обычно растет. Фонд скважин сокращается за счет ликвидации. Граница между 3 и 4 стадиями разработки определяется по падению темпов добычи нефти до величины 2% в год от всех извлекаемых запасов.

Кроме показателя добычи нефти (Qн), основными показателями, характеризующими весь процесс разработки залежи являются:

1. Пластовое давление - Рпл

2. Отбор жидкости - Qв

3. Обводнённость продукции - В%

4. Объём закаченной воды - Qзак

5. Фонд добывающих скважин - Nд

6. Фонд нагнетательных скважин – Nн

ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

Системы и методы разработки газовых залежей определяются свойствами углеводородных газов, а именно, сверхсжимаемостью, малой вязкостью - 13*10^-6 Па*с, незначительной плотностью, высокой степенью подвижности. В связи со свойствами газов пластовое давление в газовой залежи способно быстро перераспределяться (вследствие значительной упругости газа). Именно это свойство и предопределяет систему размещения скважин на газовом месторождении.

Газовые залежи характеризуются только двумя возможными природными режимами: чисто газовый и газовый упруговодонапорный. Оба режима достаточно эффективны, поэтому залежи газа разрабатываются без применения методов ППД. Необходимо отметить, что при газовом режиме Р _пл снижается намного быстрее, чем при упруговодонапорном, вследствие отсутствия влияния законтурной зоны. Поэтому дебит добывающих скважин прямо зависит от величины Р _пл.

Разработка газовых месторождений включает 3 последовательных периода:

1. Период нарастающей добычи, характеризующийся:

- ростом добычи газа до установления максимально устойчивого годового уровня;

- вводом в действие добывающих скважин и промыслового оборудования;

- освоением большого объема капитальных вложений;

- продолжительность 1 периода определяется величиной балансовых запасов.

2. Период постоянной добычи характеризуется

- устойчивыми годовыми отборами;

- выработкой до 55% запасов;

- продолжительность 2 периода может составлять до 10-15 лет и зависит от величины НИЗ.

3. Период снижающейся добычи отличается

- снижением дебитов до экономически нерентабельных;

- продолжительность 3 периода обычно больше второго и определяется экономической целесообразностью разработки.

Выделение эксплуатационных объектов: производится по тем же правилам, что и на нефтяных залежах, также принимается во внимание свойства газа и взаимовлияние пластов при их совместной разработке.

Фонд скважин на газовых месторождениях, как правило, значительно меньше, чем на нефтяных (высокое начальное давление, высокая подвижность флюида). После отбора 70% запасов газа из залежи бурение дополнительных скважин прекращается.

Система размещения скважин на газовом месторождении определяется режимом работы залежи и геолого-промысловыми факторами.

Обычно для залежей пластово-сводового типа, работающих на газовом режиме выбирается равномерная сетка добывающих скважин, с расстоянием между ними - 700-2500 м, т.е., весьма редкая. На залежах массивного типа, в силу изменения толщины пласта по площади залежи, ухудшения коллекторских свойств к краевым частям, возможного обводнения и др. причин, скважины располагают кустовым способом в сводовых и присводовых частях структуры.

Впервые кустовое бурение было осуществлено в Западной Сибири на

Медвежьем месторождении газа: основные параметры разработки:

Разрабатывается с 1972 года. Фактический отбор газа - 70-75 млрд. м в год.

С 1995 года - период падающей добычи. Рабочий дебит 1 скважины - 1млн. м³ газа в сутки. Фонд скважин - 339; 84 – наблюдательные. Рпл.= 46 МПа

Система размещения скв.- кустовая, в кусте от 2 до 9 скв., L между скв. - 70 метров, скв. - вертикальные.

Ямбургское месторождение: основные параметры разработки:

Разрабатывается с 1986 г. Фактический отбор газа - 180 млрд. м в год.

Фонд скважин – 680. Система размещения скв.- кустовая, в кусте от 5 до 9 скв., L между скв. - 40 метров, скв. - вертикальные и наклонно-направленные, расстояние между кустами - 1,5-2 км.

При разработке газовых залежей на упруговодонапорном режиме неизбежен постепенный подъем ГВК и как следствие, обводнение газодобывающих скважин. В этом случае, добывающая скважина, как правило, ликвидируется, т.к., промысловое оборудование не приспособлено к одновременной добыче газа и воды.

Дата добавления: 2014-01-04