Браслеты из резинок

Основные технологические показатели разработки. Технология разработки нефтяного месторождения и технологические показатели разработки. Регулирование разработки залежей нефти

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

Пермский государственный технический университет

Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений

Контрольная работа

По дисциплине: «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

Вариант №27

«Основные показатели разработки нефтяного месторождения»

Введение

1. Геологическая часть. Общие сведения о районе расположения месторождения; стратиграфия; тектоника; литология; нефтегазоносность; строение и коллекторские свойства продуктивных пластов; свойства пластовых флюидов (нефть, газ, вода); энергетические характеристики залежи; сведения о запасах нефти и газа.

2. Технико-технологическая часть. Общая характеристика проектного документа. Анализ состояния разработки на основе сопоставления фактических и проектных показателей разработки. Расчёт перспективного плана добычи нефти на ближайшие пять лет.

Расчет показателей разработки нефтяных и газовых месторождений

Оценка коэффициента извлечения нефти с применением методов многомерного регрессионного анализа (зависимости по Сопронюку) для терригенных коллекторов при водонапорном режиме:

КИН= 0,195-0,0078µо + 0,082?gK + 0,00146tо +0,0039h + 0,180Кп - 0,054Нвнз + 0,275Sн - 0,00086S

КИН = 0,195-0,0078*1+0,082*lg0,124+0,00146*24+ 0,0039*11,3+0,180*0,88-0,054*0,9+0,275*0,81-0,00086*25 =0,503

Здесь относительная вязкость - отношение вязкости нефти к вязкости вытесняющего агента (воды).

K - средняя проницаемость пласта в мкм2,

tо - начальная пластовая температура в С,

h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в м,

Кп - коэффициент песчанистости в долях единицы,

Нвнз - отношение балансовых запасов нефти в водонефтяной зоне к балансовым запасам всей залежи в долях единицы,

Sn - начальная нефтенасыщенность пласта в долях единицы,

S - плотность сетки скважин, выражена через отношение общей площади залежи к числу всех пребывших в эксплуатации скважин, га/скв.

1. Характеристика основных показателей разработки нефтяного месторождения

нефть запас природный газ

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная 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 нефтеотдачи; дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; пластовое давление и др.

По методике Лысенко В.Д. определены следующие показатели и сведены в таблицу №1:

1. Годовую добычу нефти (qt) и 2. Количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных:

где t - порядковый номер расчётного года (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e=2,718 - основание натуральных логарифмов; Qост - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).

n0 - количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (15 лет).

3. Годовой темп отбора нефти t - отношение годовой добычи нефти (qt) к начальным извлекаемым запасам нефти (Qниз):

t низ = qt / Qниз

4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз):

t оиз = qt / Qоиз

5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак):

Сумма годовых отборов нефти на текущий год.

6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз):

СQ = Qнак / Qниз

7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал):

КИН = Qнак / Qбал

8. Добыча жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.

9.Добыча жидкости с начала разработки (Qж) - сумма годовых отборов жидкости на текущий год.

10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин (W) - отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости(qж):

11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 15 год разработки в размере 110-120%.

12. Закачка воды с начала разработки Qзак - сумма годовых закачек воды на текущий год.

13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) -отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж):

Кг = qзак / qж

14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) - отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж):

Кнак = Qзак / Qж

15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

qгаза = qt.Гф

16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки - сумма годовых отборов газа.

17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти - отношение годовой добычи нефти (qг) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,

где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.

18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости - отношение годовой добычи жидкисти (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,

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

20. Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120%; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

График разработки месторождения представлен на гистограмме.

Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом

Путем экстраполяции графика Q зап= f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:

где Q зап - начальные извлекаемые запасы газа, млн. м3;

Qдоб (t) - добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м3;

Pнач - давление в залежи начальное, МПа;

Pср(t) - средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), Pср(t) =0,9 Рнач., МПа;

нач и ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). Поправка равняется

Коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t); Для расчета принимаем Кго= 0,8.

Наименование показателя	Обозначение	Величина	Единицы измерения
Начальное пластовое давление
Отбор газа за 5 лет	У Qгаза
Принятый коэффициент газоотдачи
Извлекаемые запасы газа	V извлек газа
Балансовые запасы газа	Q бал газа
Среднегодовой темп отбора газа	Тгаз
Продолжительность разработки

Выводы по результатам расчётов.

Максимальная годовая добыча нефти достигнута на десятый год разработки и равна 402 тыс.т. Накопленная добыча нефти на последний расчётный год разработки равна 3013,4 тыс. т, что составляет 31,63% от начальных извлекаемых запасов; КИН на последний расчетный год - 0,14 дол. ед; максимальный годовой темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов - 4,219 %, на последний расчетный год 0,38 %; обводнённость добываемой продукции - 92 %; годовая закачка воды- 550 тыс.м3; компенсация отбора жидкости закачкой воды текущая и накопленная составляют соответственно 123,18 и 121,75 %; средние дебиты добывающих скважин по нефти и жидкости равны соответственно - 16,4 и 26,2 т/сут; средняя приёмистость одной нагнетательной скважины - 111,67 м3/сут; текущее пластовое давление - 20 МПа, что ниже начального на 4,4 МПа. Рассматриваемый объект находится на четвертой стадии разработки.

Балансовые (геологические) запасы газа равны 23123,1 млн. м3, извлекаемые запасы газа 18498,487 млн.м3. Среднегодовой темп отбора газа 2,23 %. Продолжительность разработки газовой залежи - 44 года.

Размещено на Allbest.ru

...

Подобные документы

Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта.

контрольная работа , добавлен 27.11.2013

Геолого-физическая характеристика Вахского месторождения. Свойства и состав нефти, газа и воды. Анализ динамики добычи, структура фонда скважин и показателей их эксплуатации. Расчет экономической эффективности технологического варианта разработки.

дипломная работа , добавлен 21.05.2015

Общее описание и геолого-физическая характеристика месторождения, анализ и этапы его разработки, технология добычи нефти и используемое при этом оборудование. Мероприятия по интенсификации данного процесса и оценка его практической эффективности.

дипломная работа , добавлен 11.06.2014

Физико-химическая характеристика нефти и газа. Вскрытие и подготовка шахтного поля. Особенности разработки нефтяного месторождения термошахтным способом. Проходка горных выработок. Проектирование и выбор вентиляторной установки главного проветривания.

дипломная работа , добавлен 10.06.2014

Характеристика геологического строения нефтяного месторождения. Коллекторские свойства продуктивных пластов и их неоднородность. Физико-химические свойства пластовых флюидов, нефти, газа и воды. Основы разработки низкопродуктивных глинистых коллекторов.

отчет по практике , добавлен 30.09.2014

Исследование системы сбора и сепарации нефти до и после реконструкции месторождения. Способы добычи нефти и условия эксплуатации нефтяного месторождения. Гидравлический расчет трубопроводов. Определение затрат на капитальный ремонт нефтяных скважин.

курсовая работа , добавлен 03.04.2015

Основные понятия разработки нефтяных и газовых месторождений. Анализ методов воздействия на нефтяной пласт на Средне-Асомкинском нефтяном месторождении. Рекомендации по увеличению коэффициента извлечения нефти и выбору оптимального способа добычи.

курсовая работа , добавлен 21.03.2012

Геолого-физическая характеристика нефтяного месторождения. Основные параметры пласта. Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика фондов скважин и текущих дебитов. Расчет технологических показателей разработки. Анализ выработки пластов.

курсовая работа , добавлен 27.07.2015

Геолого-физическая характеристика Кравцовского месторождения. Анализ текущего состояния и эффективность применяемой технологии разработки. Выбор и обоснование способа механизированной добычи. Основные требования к внутрискважинному оборудованию.

дипломная работа , добавлен 18.04.2015

Анализ текущего и выдача рекомендаций по регулированию процесса разработки пласта нефтяного месторождения. Геолого-промысловая характеристика состояния месторождения, нефтегазоносность горизонтов. Расчет экономической эффективности разработки пласта.

ТЕХНОЛОГИЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ

Выбор системы разработки по основным геолого-физическим характеристикам залежи

Основные геолого-физические характеристики	Система разработки
Вязкость нефти в пл. усл. мПа*с m н	Подвижность мкм 2 /мПа*с К/ m н	Песчан истость пласта Kп	Плотность сетки скв., га/скв	Размещение скважин	Система заводнения
0,5-5,0	До 0,1	0,5-0,65	16-32	Рядная, площад. 1- 3 ряда, 5-7 точ.	Линейная с очаговой, площадная
0,65-0,80	20-36	Рядная,3 ряда	Линейная с очаговой
более 0,80	24-40	Рядная,3-5 рядов	Линейная с очаговой
Более 0,1	0,5-0,65	24-40	Рядная,3 ряда	Линейная с очаговой
0,65- 0,80	28-40	Рядная,5 рядов	Линейная с очаговой
Более 0,80	33-49	Рядная,5 рядов	Линейная с очаговой
5,0-40,0	До 0,1	0,5-0,55	12-24	Площадное, 5-7-9 точечное	Площадная
0,65-,80	18-28
Более 0,80	22-33	Рядное, 3 ряда. Площадное, 5-7-9 точечное	Линейная с очаговой. Площадная
Более 0,1	0,5-0,65	16-28	Рядное, 1-3 ряда. Площадное, 5-7-9 точечное	Линейная с очаговой. Площадная
0,65- 0,80	22-32	Рядное, 1-3 ряда.	Линейная с очаговой
Более 0,80	26-36	Рядное, 1-3 ряда.	Линейная с очаговой

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В разделе 3 в понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее 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 технологическими показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие:

Добыча нефти Q н — основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q н приходящаяся на одну скважину.

Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости Q ж — суммарная добыча нефти и воды в единицу времени (год, месяц). Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

В нашей стране добыча нефти и жидкости измеряется в весовых единицах - тоннах. За рубежом - в объемных — m 3 . В США, Великобритании и в Канаде и ряде других стран - в баррелях, 1 баррель = 159 литрам, в 1 м 3 = 6,29 баррелей.

Дебит нефти, воды и жидкости q н, q в, q ж - соответственно отношение добычи нефти, воды или жидкости ко времени работы скважины за месяц или за год. Рассчитывается, как на отработанное время, так и на календарное. Единица измерения - т/сут*скв.

Обводненность - это отношение добываемой воды к общему количеству добытой жидкости за период (год, месяц). Измеряется в долях ед. и %:

Водонефтяной фактор - отношение добытой воды к нефти. Текущий и накопленный

Добыча газа Q г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор, как технологический показатель разработки, определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Расход нагнетаемых в пласт агентов (Q з) и их извлечение вместе с нефтью (и газом). При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр (в том числе для поддержания пластового давления) в пласт закачивается вода, вода с добавками химреагентов, газ и другие вещества.

Основной показатель, характеризующий процесс закачки - компенсация отбора жидкости закачкой воды: текущая и накопленная. Измеряется в долях ед. и %.

При составлении проектов разработки величина принимается равной 115% для обеспечения потерь по пути следования закачиваемой воды и потерь на трение.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель — накопленную добычу (∑Q н, ∑Q ж) . Накопленная добыча нефти и жидкости отражает количество добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

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, IV - уменьшается.

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

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп отбора от НИЗ . Из курса геологии вам известно такое понятие, как начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ). При анализе разработки любого объекта используются такие показатели, как темп отбора от НИЗ и степень выработки НИЗ. Темп разработки Z(t), изменяющийся во времени t, равен отношению текущей добычи нефти Q H (t) к извлекаемым запасам месторождения

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

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 Z max

Q H max - обычно добыча нефти во II период разработки.

Аналогично определяется темп отбора жидкости

Темп разработки является мерой активности системы разработки.

Степень выработки начальных извлекаемых запасов нефти (НИЗ) - отношение накопленной добычи нефти к НИЗ. При чем сопоставление величины текущей обводненности продукции скважин со значением степени выработки запасов может нам косвенно указывать на то, достаточно ли благополучно разрабатывается объект. Что это значит: при равенстве этих показателей можно говорить о корректной разработке объекта.

Если степень выработки отстает по своей величине от обводненности продукции скважин, то необходимо применять меры по устранению этого. Анализ показателей разработки во времени позволит сделать нам вывод либо для применения технологий по интенсификации добычи нефти, либо о масштабном воздействии той или иной технологией на изменение динамики разработки.

Нефтеотдача. Величина запасов нефти той или иной залежи связана со степенью извлечения нефти из недр, которая представляет собой отношение возможной суммарной добычи нефти к балансовым (геологическим) запасам нефти в пласте.

Это отношение, называемое коэффициентом нефтеизвлечения или нефтеотдачи, имеет вид:

η пр - проектный коэффициент нефтеизвлечения

η - текущий или фактический коэффициент нефтеизвлечения

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 начальным запасам.

Q изв - извлекаемые запасы нефти

Q бал - балансовые запасы нефти

∑Q н - накопленный отбор нефти

В идеальном случае коэффициент нефтеотдачи стремится достичь величины коэффициента вытеснения, т.е. того значения, которое максимально возможно извлечь из пласта с конкретными геолого-физическими характеристиками. Но так как процесс вытеснения нефти зависит от многих факторов: структуры и характеристики коллектора, неоднородности, свойств, насыщающей его нефти, системы размещения скважин, сетки скважин, то нефтеотдачу можно представить в виде:

h =b выт b охв зав. b охв выт

Коэффициент вытеснения - отношение количества нефти, вытесненной при длительной интенсивной промывке порового пространства, куда проник рабочий агент (вода) к начальном количеству нефти в том же объеме. Определяется экспериментально на керне.

Коэффициент охвата заводнением - отношение количества нефти, вытесненного из промытого объема порового пространства, в который прошла закачиваемая или законтурная вода при промывке его до заданной обводненности продукции скважин, к количеству нефти, вытесненному из того же объема при полной его промывке, т.е. к количеству нефти, определяемому коэффициентом вытеснения.

Коэффициент охвата пласта процессом вытеснения - это отношение суммы объемов коллекторов, охваченных процессом вытеснения нефти, к общему объему коллекторов, содержащих нефть.

Нефтеотдача определяется не только для одного пласта, объекта, но и для месторождения в целом, для группы месторождений и даже no нефтедобывающему региону и по стране.

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

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 - Р н , на забоях добывающих скважин — Рн . На линии нагнетания Р н " на линии отбора Р с " .

Важно определять также перепады давлений между забоями нагнетательных и добывающих скважин, как разность Р н - Р с = dР .

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.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр. В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее 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.

Д о б ы ч а н е ф т и - основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки

Добыча жидкости - суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа . Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т. е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель - накопленную добычу. Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т. е. с момента пуска первой добывающей скважины.

Накопленная добыча нефти

где - время разработки месторождения; -текущее время.

Текущая нефтеотдача выражает отношение накопленной добычи нефти в данный период эксплуатации месторождения к его геологическим запасам

Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим

Конечная нефтеотдача характеризует в конечном итоге качество и эффективность разработки данного месторождения.

Темп разработки - отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

На рис. 2 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями.

П е р в а я с т а д и я (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило, безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и темпов бурения скважин, составляющих основной фонд.

Достижение максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

В т о р а я с т а д и я (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными годовыми отборами 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.

Основная задача этой стадии осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулирования режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации (с помощью насосов).

Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Рис.2. График изменения темпа разработки во времени

1- месторождение А; 2- месторождение В; I, II, III, IV –стадии разработки

Ч е т в е р т а я с т а д и я (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95% от извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рисунка 2 (кривая 2), для некоторых месторождений характерно, что следом за первой стадией наступает стадия падения добычи нефти. Иногда это происходит уже в период ввода месторождения в разработку. Такое явление характерно для месторождений с вязкими нефтями или тогда, когда к концу первой стадии были достигнуты высокие темпы разработки порядка 12 - 20%/год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 %/год.

Отметим еще раз, что 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 неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего на третьей или четвертой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

где - годовая добыча нефти по месторождению в завиcимости от времени разработки; - балансовые запасы нефти.

Если (1.11) - темп разработки, то связь между и выражается равенством

где - нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти

где - накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки

Выведем формулу, связывающую показатели и . Из (1.14) следует

Продифференцировав по времени обе части этого равенства, получим

Учитывая, что , получим следующее выражение:

Подставив в последнее равенство выражение для , будем иметь

Дифференциальное уравнение (1.16) позволяет вычислять значения при известных .

Рассмотрим интегральный показатель процесса добычи нефти:

где - коэффициент использования извлекаемых запасов . Его значение непрерывно возрастает, стремясь к единице. Действительно, при

так как добыча нефти к концу разработки становится равной извлекаемым запасам.

По аналогии текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения

К концу разработки месторождения, т. е. При , нефтеотдача

Обводненность продукции - отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных - отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях :

где и - динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта.

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости - отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в %/год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим - уменьшается, а по третьим - возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в . Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин - важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих - минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт - давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температура. В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

С и с т е м о й р а з р а б о т к и месторождения, как уже говорилось раньше. следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, обеспечивающих высокую конечную нефтеотдачу. Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.. Технология разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений.

Разработка месторождения характеризуется применением различных категорий скважин и определенными показателями разработки.

По назначению скважины подразделяются на следующие категории: поисковые, разведочные, эксплуатационные.

Поисковые скважины, бурятся для поисков новых залежей нефти и газа.

Разведочные скважины; бурятя на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью подготовки подсчета запасов нефти и газа, сбора исходных данных для составления проекта (схемы) разработки залежи (месторождения).

Эксплуатационные скважины подразделяются на добывающие, нагнетательные. специальные и вспомогательные.

Добывающие (нефтяные и газовые) скважины предназначены для извлечения из залежи нефти, нефтяного и природного газа, и попутных компонентов.

Нагнетательные: скважины предназначены для воздействия на продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа пара и других рабочих агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. Часть нагнетательных скважин могут временно использоваться в качестве добывающих.

Резервны е скважины предусматриваются с целью вовлечения в разработку отдельных линз, зон выклинивания в застойных зонах, которые не вовлекаются в разработку скважинами основного фонда.

Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований, 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. Пьезометрические скважины предназначены для наблюдения за изменением пластового давления в пласте. Наблюдательные скважины для наблюдения за изменением ВНК, ГНК, нефтегазоводонасыщенности пласта.

Вспомогательные скважины подразделяют на водозаборные и поглощающие.

Водозаборные предназначены для водоснабжения при бурении и для систем поддержания пластового давления.

Поглощающие предназначены для закачки промысловых вод в поглощающие горизонты.

Кроме вышеперечисленных на балансе нефтегазодобывающих предприятий могут числиться законсервированные скважины.

К законсервированным относятся скважины, не функционирующие на месторождении в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации в данный период.

Фонд скважин каждого эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Количество нагнетательных скважин увеличивается по мере развития системы заводнения. Скважины могут переходить из одной группы в другую.

П оказател и разработки:

Д о б ы ч а н е ф т и - Qн основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча Qнс, приходящаяся на одну скважину.

Добыча нефти, у нас в стране измеряется в весовых единицах – тоннах. За рубежом в США, Великобритании, Канаде и других в баррелях.

1 баррель – 159 литров.1м 3 – 6,29 баррель.

Добыча жидкости -Qж суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. На определенном этапе разработки вместе с нефтью и газом из пласта начинает поступать вода.

Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды

Q Ж = Q H + Q В

Добыча газа Qг. . Добыча газа.В процессе эксплуатации вместе с нефтью добывается, так называемый попутный газ. Добыча газа зависит от содержаниягаза в пластовой нефти и характеризуется газовым фактором.

Газовый фактор –это объем добываемого газа, приведенного к стандартным условиям, приходящего на одну тонну нефти.

= м 3 /т

Средний газовый фактор это отношение текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, Накопленная добыча нефти

, (1.8)

где - время разработки месторождения;-текущее время.

Накопленная добыча может только увеличиваться.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Нефтеотдача

Это отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным запасам ее в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу.

Конечная нефтеотдача – это отношение извлекаемых запасов месторождения к геологическим

Нефтеотдача выражается в долях единиц.

Темп разработки
- отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

. (1.21)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных- отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях :

где и- динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

Водонефтяной фактор - отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в
. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1 тонну полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Пластовое давление . В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем, на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих - минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт - давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Необходимо отметить, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти и газа из недр при данной системе разработки месторождения взаимосвязаны. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

Расчет показателей разработки по методике текущего планирования добычи нефти и жидкости. Эта методика известна как "Методика госплана СССР". Она применяется до настоящего времени во всех НГДУ, в нефтедобывающих компаниях, в организациях топливно-энергетического комплекса и планирующих организациях.

Исходные данные для расчета:

1. Начальные балансовые запасы нефти (НБЗ), т;

2. Начальные извлекаемые запасы нефти (НИЗ), т;

3. На начало планируемого года:

Накопленная добыча нефти (?Q н), т;

Накопленная добыча жидкости (?Q ж), т;

Накопленная закачка воды (?Q зак), м 3 ;

Действующий фонд добывающих скважин (N д дей);

Действующий фонд нагнетательных скважин (N н дей);

4. Динамика бурения скважин по годам на планируемый период (Nб):

Добывающих (N д б);

Нагнетательных (N н б).

Таблица 5.1 Исходные данные по Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

	НБЗ, тыс.т.	НИЗ, тыс.т.	Q н, тыс.т.	Q ж, тыс.т	Q зак, тыс. м 3

Расчет показателей разработки

1. Количество дней работы добывающих скважин в году, перешедших с перыдущего года:

Дпер=365К (5.1)

Д пер = 3650,9 = 328,5

2. Количество дней работы новых добывающих скважин:

3. Средний дебит нефти новых добывающих скважин:

q н нов =8 т/сут

4. Коэффициент падения добычи нефти добывающих скважин:

5. Годовая добыча нефти из новых скважин:

6. Годовая добыча нефти из перешедших скважин:

7. Годовая добыча нефти всего

8. Годовая добыча нефти из новых скважин предыдущего года, если бы они в данном году работали без падения:

9. Годовая добыча нефти из перешедших скважин предыдущего года, (если бы они работали без падения):

10. Возможная расчетная добыча нефти из всех скважин предыдущего года (в случае работы их без падения):

11. Планируемая добыча нефти из скважин предыдущего года:

12. Снижение добычи нефти из скважин предыдущего года:

13. Процент изменения добычи нефти из скважин предыдущего года:

14. Средний дебит одной скважины по нефти:

15. Средний дебит скважин по нефти перешедших с предыдущего года:

16. Накопленная добыча нефти:

17. Текущий коэффициент нефтеизвлечения (КИН) обратно пропорционален начальным балансовым запасам (НБЗ):

18. Отбор от утвержденных начальных извлекаемых запасов НИЗ, %:

19. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), %:

20. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов, %:

21. Средняя обводненность добываемой продукции:

22. Годовая добыча жидкости:

23. Добыча жидкости с начала разработки:

24. Годовая закачка воды:

25. Годовая компенсация отбора жидкости закачкой:

26. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой:

27. Водо-нефтяной фактор:

Динамика основных показателей разработки показана в табл. 5.2

Таблица 5.2 Динамика основных показателей разработки

Добыча, млн. т	Накопленная добыча, млн. т	Закачка воды, млн. м3	Средний дебит по нефти, т/сут	Темп отбора от НИЗ	Темп отбора от ТИЗ
	жидкости	жидкости