Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Стадии разработки месторождения, динамика показателей на каждой стадии.





Стадии разработки месторождения, динамика показателей на каждой стадии.

Разработка нефтяной залежи может продолжаться в течение нескольких десятков лет и проходит ряд стадий разработки. Под стадией понимается период процесса разработки, характеризующийся закономерным измененим технологических и технико-экономических показателей.

Выделяют 4 стадии разработки:

1). Стадия нарастающей добычи. Ведется разбуривание всех скважин. Изучается геология залежи, исследуются все скважины на продуктивность, строятся внутри промысловые коммуникации, замерные установки, насосные станции, станции подготовки нефти и т. д. Добыча нефти на этой стадии растет за счет ввода новых скважин. Продукция скважин обычно безводная. Продолжительность – 2-3 года. Первую стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обуславливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и стадия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность 1 стадии можно существенно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность 1 стадии изменяется от одного года до 7-8 лет и более. Практически по всем объектам за 1 стадию отбиралось около 20 % начальных извлекаемых запасов.

2) Поддержание высокого уровня добычи нефти.

Стадия характеризуется максимальным темпом разработки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запасов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах от – 4 до 16 – 20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические факторы, обуславливающие увеличение продолжительности 1 стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью 1 сдидии 2 сдадии начинается, когда разбурено лишь 60 - 70 % площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжительности 2 стадии разработки. Таким образом, продолжительность 1 стадии и темпы добычи нефти на 2 стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности 1 стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения.

Продолжительность 2 стадии по объектам с разными характеристиками находится в пределах от 1-2 до 5 – 8 лет. Малая продолжительность характерна: для залежей с повышенной относительной вязкостью пластов нефти, по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 – 8 %, не удается удержать в течение продолжительного времени из – за прогрессирующего обводнения скважин; для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу 2 стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При относительной вязкости нефти менее 5 она составляет 50 %, а при более высоких значениях – 25 – 30 %.

 

Проектирование разработки нефтяных месторождений. Исходная информация. Обоснование КИН. Определение уровня добычи нефти. Выбор системы разработки. Расчет показателей разработки.

Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.

В зависимости от количества продуктивных пластов, толщины, типов и фильтрационной характеристики коллекторов, глубины залегания каждого из продуктивных пластов, степени их гидродинамической сообщаемости и т.д. система разработки месторождения может предусматривать выделение в его геологическом разрезе одного, двух и более объектов разработки (эксплуатационных объектов). При выделении на месторождении двух или более объектов для каждого их них обосновывается своя система разработки. Будучи увязанными между собой, системы разработки отдельных эксплуатационных объектов составляют рациональную систему разработки месторождения в целом.

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения – это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа, конденсата и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях (Кудинов).

Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе) и возможно полное извлечение из пластов нефти, газа, конденсата и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях.

Рациональная система разработки должна предусматривать соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района, экономное использование природной энергии залежей, применение при необходимости методов искусственного воздействия на пласт.

В процессе проектирования разработки нефтяного месторождения рассматривается множество вариантов, отличающихся технологией извлечения нефти из недр и системами разработки. Из всех вариантов выбирают оптимальный.

Проектирование заключается в подборе такого варианта, который являлся бы наиболее рациональным.

Исходя из этого, задачу установления рациональной системы разработки следует разбить на последовательно прорабатываемые вопросы:

1) определение исходных геолого-физических данных;

2) установление технологических показателей при различных системах разработки пласта (дебиты, объемы нагнетаемого агента, продолжительность эксплуатации);

3) оценка экономической эффективности различных вариантов разработки;

4) выбор рационального варианта разработки на основе сопоставления геолого-технологических и экономических показателей.

В результате геологического изучения пласта должны быть установлены следующие данные, характеризующие месторождения: геометрия пласта (его структура, мощность, расчленение пласта на отдельные пропластки, связь пропластков между собой, контуры нефтеносности); энергетическая характеристика пласта; начальное пластовое давление и допустимые давления в эксплуатационных скважинах; коллекторские свойства пласта; физико-химические свойства нефти и газа; нефтенасыщенность, температура пласта.

Выбор системы разработки.

На многопластовых месторождениях на основании данных комплексного геолого-промыслового изучения фактического состояния, возможностей техники и технологии эксплуатации скважин с учетом опыта разработки месторождений со сходными условиями и необходимостью достижения высоких технологических и экономических показателей разработки выделяются объекты разработки. Выбор системы разработки необходимо проводить с учетом особенностей геологического строения залежей и коллекторских свойств пластов, ФЕС пластовых флюидов, режимов работы пластов и скважин. При выборе системы особо необходимо обратить внимание на следующие моменты:

1. Выделение эксплуатационных объектов на многопластовых м/р и определение порядка их ввода в разработку.

2.Определение сетки скважин, размещение их на эксплуатационном объекте и порядок ввода в эксплуатацию.

3.Установление режима работы нефтедобывающих и нагнетательных скважин, планирование темпов отбора и закачки воды для подержания пластового давления.

4.Регулирование баланса пластовой энергии. Метод ППД (заводнение: законтурное, приконтурное, внутриконтурное), закачка газа.

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений. Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.

Для повышения эффективности эксплуатации месторожде­ний, содержащих тяжелые, парафинистые и смолистые нефти применяют тепловые методы: закачку нагретой нефти, нефтепродуктов (конденсата, керосина, дизельного топлива) или во­ды, обработанной ПАВ; закачку пара посредством передвиж­ных парогенераторов; электротепловую обработку с помощью специальных самоходных установок.

Термические методы находят широкое применение при разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами нефти. К ним относятся сложнопостроенные месторождения Удмуртии с нефтями повышенной и высокой вязкости, содержащими в своем составе большое количество парафина и асфальтосмолистых веществ. Нефти малоподвижны, при разработке их на естественном режиме или методами обычного заводнения в пласте и прискважинных зонах происходит отложение парафина и асфальтосмолистых веществ, нередко с полной потерей проницаемости. Поэтому дебиты скважин месторождений с высоковязкими нефтями крайне низкие, а коэффициенты нефтеотдачи пластов при традиционных технологиях разработки методом заводнения находятся на уровне 0,1 - 0,2.

Геолого-физические критерии для эффективного использования

методов нагнетания теплоносителя в пласт (ПТВ и ВГВ)

Геолого-физические параметры Пределы количественных значений параметров
Вязкость пластовой нефти, мПа· с ≥50
Глубина залегания пласта, м  
Эффективная нефтенасыщенная толщина, м ≥6м
Абсолютная проницаемость пласта, (мкм)2 ≥0,1
Нефтенасыщенность, % ≥40
Пористость коллектора, доли ед. ≥0,12

 

Если вязкость нефти резко снижается с увеличением температуры (тяжелые нефти) и коллектор гранулярный, то основной вклад в увеличение нефтеотдачи вносит механизм улучшения отношения вязкостей нефти и воды (µн / µв). Если же вязкость нефти с изменением температуры меняется умеренно или слабо, то преимущество получают механизмы теплового расширения пластовой системы и улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил.

К основным видам термического воздействия на пласт относятся следующие:

1) закачка горячей воды в продуктивные пласты (воздействие горячей водой – ВГВ);

2) паротепловое воздействие на пласт (ПТВ);

3) вытеснение нефти созданием внутрипластового движущегося очага горения (ВДОГ).

Первые два вида объединяются под общим названием воздействия на пласт теплоносителями. Следовательно, если говорим, что месторождение разрабатывается с применением теплоносителей, то имеется в виду либо ВГВ, либо ПТВ. В этих технологиях горячая вода или пар создаются на поверхности и вводятся в пласт через нагнетательные скважины.

Нефть или воду нагревают на устье скважины с помощью паропередвижных установок или электронагревателей. Прак­тически установлено, что для эффективного прогрева призабойной зоны пласта требуется 15 - 30 м3 горячих нефтепродук­тов или сырой нефти, нагретых до 90 - 95 °С.

Прогрев осуществляют созданием циркуляции (горячей про­мывкой) или продавливанием жидкости в пласт.

При горячей промывке нагретые нефть или нефтепродукты закачивают через затрубное пространство, не останавливая работу скважины по подъемным (насосно-компрессорным) тру­бам. Горячий теплоноситель вытесняет «холодную» жидкость из затрубного пространства до башмака подъемных труб или приема насоса, частично растворяя парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны. При такой обработке теп­ловое воздействие на призабойную зону пласта весьма незна­чительно.

Продавливание горячей жидкости в призабойную зону пласта эффективнее, но требует извлечения скважинного под­земного оборудования и спуска насосно-компрессорных труб с пакером. Иногда призабойную зону пласта обрабатывают го­рячей нефтью с поверхностно-активными веществами (10 - 12 м3 горячей нефти и 80 -100 кг ПАВ). По истечении 6 - 7 ч после обработки скважину пускают в работу.

При использовании пластовой воды ее нагревают до 90 - 95 °С и добавляют ПАВ (0,5 - 1% объема воды). Приготовлен­ную таким способом воду в количестве 70 - 80 м3 под давле­нием закачивают в скважину.

Одним из наиболее эффективных методов теплового воздей­ствия на призабойную зону пласта является прогрев ее паром. Значения КИН при этом методе достигает значения 0,4-0,6. Перегретый водяной пар закачивают под давлением 8 – 15 МПа при следующих благоприятных условиях: глубина продуктовного пласта не более 1200 м, толщина пласта, сложенного песчаниками и глинами, не менее 15 м, вязкость нефти в пластовых условиях выше 50 мПа-с, остаточная нефтенасыщенность пласта не менее 50%, плотность нефти в пластовых условиях не менее 900-930 кг/м3. Не рекомендуется проведение паротепловой обработки на заводненных участках в связи с большим расходом тепла.

Перед закачкой пара проводят ис­следование скважин: замер дебита неф­ти, газа и воды, пластового давления, температуры, статического уровня. За­тем промывают забой, спускают насоснокомпрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают над верхними отверстиями фильтра. В неглу­боких скважинах (до 500—600 м) паро-тепловую обработку часто проводят без применения пакера. Для устранения опасных удлинений колонны насосно-компрессорных труб при закачке пара в пласт применяют специальное оборудо­вание, состоящее из колонной головки, арматуры устья и скважинного компен­сатора с телескопическим устройством.

Пар для теплового прогрева скважин получают от передвижных паровых ус­тановок (ППУ), парогенераторных уста­новок (ПГУ), монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Име­ются установки производительностью до 5,5 т/ч пара с рабочим давлением до 10 МПа и температурой пара до 315 °С. Также применяют мощные автоматизи­рованные передвижные парогенератор-ные установки типа УПГ-9/120 с пода­чей пара до 9 т/ч и рабочим давлением до 12 МПа. Установки укомплектованы системой КИП и автоматики. Управле­ние работой оборудования осуществля­ется из кабины оператора.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в те­чение 5-7 сут, радиус повышенного температурного поля до­стигает при этом 1-1,2 м.

В мировой практике, в том числе и у нас в России, одним из основных способов разработки месторождений с вязкими нефтями (> 30 мПа×с) является воздействие на нефтяной пласт теплоносителем. Нагнетание теплоносителей предназначается для интенсификации разработки нефтяных месторождений и увеличения нефтеотдачи пластов.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи применяются насыщенный водяной пар или горячая вода. Именно эти теплоносители характеризуются наибольшим среди известных рабочих агентов теплосодержанием и, следовательно, дают возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт.

Теплоперенос в пласте осуществляется конвективным и одновременно диффузионным путем. Следовательно, тепло, вводимое в пласт, передается не только жидкостям и газам, находящимся в каналах фильтрации, но и породе продуктивного пласта, а также окружающим породам. В этом основная отличительная особенность термических методов и их преимущество перед другими методами повышения нефтеотдачи, в которых перенос вытесняющего агента в пласте осуществляется только конвекцией. Охват тепловым воздействием приводит к активизации вытеснения нефти по всему объему прогретой зоны пласта, что в итоге обеспечивает значительный прирост коэффициента нефтеизвлечения.

Росту коэффициента нефтеизвлечения способствуют следующие основные механизмы: уменьшение вязкости нефти под воздействием температуры, тепловое расширение пластовой системы, улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

Если вязкость нефти значительно снижается с увеличением температуры (тяжелые нефти) и коллектор гранулярный, то основной вклад в увеличение нефтеотдачи вносит механизм улучшения отношения вязкостей нефти и воды. Если же вязкость нефти с изменением температуры меняется умеренно или слабо, то преимущество получают механизмы теплового расширения пластовой системы и улучшения проявления молекулярно-поверхностных сил. Значение последних двух механизмов особенно велико для трещиновато-пористых пластов, в которых основная масса нефти сосредоточена в низкопроницаемых поровых блоках (матрицах) и вытеснить ее можно только за счет активизации тепломассообмена между трещинами и блоками.

При нагнетании в пласт пара, в отличие от горячей воды, проявляется дополнительный механизм увеличения нефтеотдачи - дистилляция легких фракций нефти в зоне пара.

Несмотря на то, что тепловые методы могут обеспечить достаточно высокую нефтеотдачу, применение их ограничивается экономической целесообразностью. Дело в том, что эти методы весьма энергоемки, требуют больших энергозатрат на производство теплоносителя и они экономически невыгодны для разработки месторождений с малой и повышенной вязкостью нефти (менее 30 мПа×с), где более эффективны заводнение, физико-химические методы и др.

Из соображений экономической целесообразности в документе министерства нефтяной промышленности "Методическое руководство по проектированию применения теплоносителей при разработке нефтяных месторождений" (РД 39.0147035.214.87) в качестве основных критериев при выборе объекта разработки были приняты ограничения: вязкость пластовой нефти ³ 50 мПа×с, глубина залегания пласта до 1000 м, толщина нефтенасыщенного слоя ³ 6 м.

Впоследствии мировой опыт показал, что тепловые методы эффективно применяются и на месторождениях менее вязких нефтей (от 30 мПа×с и выше) и, следовательно, область применения их значительно расширена.

Опыт показывает, что тепловые методы на месторождениях высоковязких нефтей могут обеспечить весьма значительное (иногда кратное) увеличение нефтеотдачи относительно естественных режимов разработки или методов заводнения.

Для сложных нефтяных залежей региона известные традиционные способы разработки, в том числе известные тепловые методы воздействия на пласт (ВГВ, ПТВ, ПТОС) малоэффективны, ввиду их низких коэффициентов нефтеизвлечения, не превышающих 25 %. Росту коэффициента нефтеизвлечения при термических методах воздействия на пласт способствует следующие основные механизмы:

· уменьшение вязкости нефти под воздействием температуры;

· тепловое расширение пластовой системы;

· улучшение проявления молекулярно-поверхностных сил в пласте.

Наиболее крупными базовыми объектами применения тепловых методов в бывшем СССР явились месторождения Каражанбас и Кенкияк (Казахстан), Оха (Сахалин), Гремихинское (Удмуртия), Усинское (Коми), Зыбза - Глубокий Яр (Краснодарский край).

Создание новой технологии было непосредственно связано с решением проблемы разработки Гремихинского месторождения с вязкостью нефти от 90 до 180 мПа*с и глубиной залегания 1100 - 1200 метров в 1983 году. В результате проведения научно-исследовательских и промысловых исследований в течение ряда лет были обоснованы, созданы и внедрены в производство следующие новые технологии: технология импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт - ИДТВ, импульсно-дозированного теплового воздействия на пласт с паузами - ИДТВ(П), технология теплоциклического воздействия на пласт - ТЦВП.

Технология ИДТВ существенно повышает эффективность теплового воздействия на пласт в сравнении с известными методами паротеплового воздействия (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ).

Преимущества ИДТВ:

  • многократное повторение циклов "нагрев-охлаждение" пласта в технологии ИДТВ приводит к значительному приросту нефтеотдачи блоков, а, следовательно, и пласта в целом;
  • в технологии ИДТВ достигается значительный эффект энергосбережения;
  • в пласт закачивается строго расчетное количество теплоносителя, определяемое из условия создания и поддержания в пласте эффективной температуры - Тэф.
  • циклическая закачка теплоносителя и холодной воды при ИДТВ сокращает потери тепловой энергии от устья до забоя скважины. Значительная часть тепла, теряемого в стволе скважины в периоды нагнетания теплоносителя, в периоды нагнетания холодной воды возвращается обратно и потоком жидкости доставляется в пласт. Иными словами, циклический процесс ИДТВ препятствует рассеиванию тепловой энергии в горные породы, окружающие ствол скважины;
  • в технологии ИДТВ меньше теплопотерь и в самом пласте, связанных с уходом тепла в окружающие пласт (верхние и нижние) горные породы.

Технология ИДТВ(П), обладая всеми свойствами технологии ИДТВ, обеспечивает дополнительный прирост нефтеизвлечения не менее 3 %.

Преимущества технологии ТЦВП сводятся следующему:

  • ускоряется охват продуктивного пласта тепловым воздействием;
  • увеличивается полнота прогрева пласта;
  • ускоряются в целом темпы добычи нефти;
  • замедляются темпы обводнения продукции добывающих скважин;
  • происходит значительный рост коэффициента охвата коллекторов вытеснением и конечного нефтеизвлечения (для Гремихинского месторождения рост нефтеизвлечения до 45 % против 29 % при ВГВ).

При термополимерном воздействии дополнительно имеет место фактор теплового эффекта. За счет прогрева вязкость нефти может быть уменьшена в 2-3 раза. Отсюда следует, что термополимерное воздействие (ТПВ) может применяться на месторождениях с вязкостью нефти до 150 мПа·с.

Ответить на вопрос, какая технология лучше на данном объекте, возможно только по результатам анализа геологического строения залежей и физико-химических свойств нефти, промышленных испытаний и оценки технологической и экономической эффективности методов.

Оборудование для нагнетании в пласт пара (горячей воды) состоит из паровых котлов, коммуникации пара, устьевого и внутрискважинного оборудования нагнетательных скважин. Рассмотрим каждый вид оборудования в отдельности.

Для закачки теплоносителя в нефтяные пласты используют, в основном, специальные парогенераторные и водонагревательные установки, которые вырабатывают пар и горячую воду требуемых параметров и качества. При давлении нагнетания до 40 МПа могут использоваться паровые котельные общего типа, в которых применяется котел типа ДКВР. Теплогенерирующая установка выбирается из имеющего в серийном производстве оборудования таким образом, чтобы она обеспечивала доставку теплоносителя к забоям нагнетательных скважин с заданными параметрами (давлением, температурой, сухостью). Выбор типа теплогенерирующей установки осуществляется исходя из необходимого рабочего давления и производительности. В случае закачки горячей воды необходимое давление жидкого теплоносителя на выходе из теплогенерирующей установки определяется как и при расчете давления парообразного носителя. Давление горячей воды на выходе из теплогенерирующей установки должно быть выбрано с учетом потерь давления в наземных трубопроводах и при заданной температуре нагрева горячей воды должно быть выше давления насыщения для пара при температуре горячей воды, чтобы не вызвать вскипание в трубопроводах и соответственно гидравлические удары.

При определении единичной номинальной производительности теплогенерирующих установок и их количества в группе руководствуются следующим положением: количество установок, их номинальная производительность определяется из годового объема нагнетания теплоносителя в пласт. Установки на месторождениях монтируются в группы. Максимальное число установок в группе, по мере нарастания темпов разработки месторождения, не должно превышать 4. Исходя из практических соображений и унификации оборудования в каждой группе должна быть резервная установка.

Основные требования, предъявляемые к конструкции паронагнетательной скважины (ПНС), сводятся к следующему:

- конструкция нагнетательной скважины должна обеспечивать безаварийную работу в условиях нагнетания в пласт теплоносителя и последующей закачки в пласт холодной воды для продвижения тепловой оторочки:

- конструкция скважины должна обеспечивать термические напряжения, не приводящие к нарушению прочности обсадной колонны и цементного пласта.

Эффективным средством снижения термических напряжений в элементах конструкции является снижение температуры на внутренней поверхности обсадной колонны путем установки пакеров и тепловой изоляцией насосно-компрессорных труб, по которым нагнетается теплоноситель.

Таблица 1
      Тепловые методы, на Гремихинском месторождении
      применяемые    
Показатели Все ВГВ ИДТВ ИДТВ(П) ТЦВП
Дополнительная добыча нефти, тыс, т 2952,4 654,7   1283,4   1046,3 317,4
Закачка, тыс.т 11038,6 3433,7 4014,5 2879,1 711,3
теплоносителя холодной воды 4130,2   2167,4 1891,3 71,5
горячей + холодной воды   15168,8 3433,7 6181,9 4770,4 782,8
Удельный расход теплоносителя на 1 т дополнительно добытой нефти, тыс. т 3,7 6,2 3,4   2,8
Конечный КИН, %          
Таблица 2  
               

 

Таблица1

1.1.1.1

 

Таблица2

Толщины пласта А-4 залежи нефти башкирского яруса

 

Толщина пласта, м Наименование Зона пласта (водонефтяная)
Верхняя часть, категория запасов А Средняя часть, категория запасов А Нижняя часть, категория запасов А
Общая, м Средневзвешенное значение 18,8 11,7 10,9
Интервалы изменения 12,0 – 18,9 8,4 – 14,3 8,5 - 11,7
Эффективная нефтенасыщенная, м Средневзвешенное значение 7,0 9,3 9,6
Интервалы изменения 5,7 – 9,4 7,3 – 10,7 6,7 – 11,7

 

Стадии разработки месторождения, динамика показателей на каждой стадии.

Разработка нефтяной залежи может продолжаться в течение нескольких десятков лет и проходит ряд стадий разработки. Под стадией понимается период процесса разработки, характеризующийся закономерным измененим технологических и технико-экономических показателей.

Выделяют 4 стадии разработки:

1). Стадия нарастающей добычи. Ведется разбуривание всех скважин. Изучается геология залежи, исследуются все скважины на продуктивность, строятся внутри промысловые коммуникации, замерные установки, насосные станции, станции подготовки нефти и т. д. Добыча нефти на этой стадии растет за счет ввода новых скважин. Продукция скважин обычно безводная. Продолжительность – 2-3 года. Первую стадию разработки характеризуют главным образом темпы роста добычи нефти, обуславливающие ее продолжительность. На этой стадии они медленнее, и стадия более продолжительна на объектах с большой площадью нефтеносности и с усложненными геологическими условиями бурения скважин. Продолжительность 1 стадии можно существенно сократить за счет активизации деятельности буровых и строительных подразделений, осваивающих объект. По разным объектам продолжительность 1 стадии изменяется от одного года до 7-8 лет и более. Практически по всем объектам за 1 стадию отбиралось около 20 % начальных извлекаемых запасов.

2) Поддержание высокого уровня добычи нефти.

Стадия характеризуется максимальным темпом разработки, продолжительностью, долей отбора извлекаемых запасов ко времени ее окончания. Максимальные темпы разработки разных объектов зависят от их геолого-промысловой характеристики и изменяются в широких пределах от – 4 до 16 – 20 % начальных извлекаемых запасов в год. С увеличением продуктивности объекта при прочих равных условиях достигаются более высокие уровни добычи. Геологические факторы, обуславливающие увеличение продолжительности 1 стадии разработки, приводят к снижению максимальных темпов разработки. Так, при большой площади нефтеносности в связи с большой продолжительностью 1 сдидии 2 сдадии начинается, когда разбурено лишь 60 - 70 % площади эксплуатационного объекта, т.е. когда не все запасы вовлечены в разработку. К этому времени уже начинается снижение добычи в разбуренной части объекта вследствие обводнения скважин. Дальнейшее разбуривание и ввод новых скважин позволяют лишь компенсировать падение добычи по ранее пробуренным скважинам, т.е. обеспечивают увеличение продолжительности 2 стадии разработки. Таким образом, продолжительность 1 стадии и темпы добычи нефти на 2 стадии тесно взаимосвязаны. Следовательно, увеличение максимальных темпов добычи, так же как и сокращение продолжительности 1 стадии, может быть достигнуто путем активизации работ по освоению месторождения.

Продолжительность 2 стадии по объектам с разными характеристиками находится в пределах от 1-2 до 5 – 8 лет. Малая продолжительность характерна: для залежей с повышенной относительной вязкостью пластов нефти, по которым максимальные темпы разработки, обычно не превышающие 7 – 8 %, не удается удержать в течение продолжительного времени из – за прогрессирующего обводнения скважин; для высокопродуктивных залежей небольшого размера, по которым достигнут весьма высокий темп добычи нефти.

Доля извлекаемых запасов, отбираемая к концу 2 стадии, во многом определяется относительной вязкостью нефти. При относительной вязкости нефти менее 5 она составляет 50 %, а при более высоких значениях – 25 – 30 %.

 







Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

ЧТО И КАК ПИСАЛИ О МОДЕ В ЖУРНАЛАХ НАЧАЛА XX ВЕКА Первый номер журнала «Аполлон» за 1909 г. начинался, по сути, с программного заявления редакции журнала...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

ЧТО ПРОИСХОДИТ ВО ВЗРОСЛОЙ ЖИЗНИ? Если вы все еще «неправильно» связаны с матерью, вы избегаете отделения и независимого взрослого существования...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2024 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.