Основные стадии разработки нефтяных месторождений
Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей.
Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.
По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени τ, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.
Рис.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки
|
|
|
1 – освоение эксплуатационного объекта;
2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;
3 – значительное снижение добычи нефти;
4 – завершающая.
Первая стадия разработки нефтяных месторождений
Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта:
– интенсивным и постоянным 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 nв (обводненность продукции достигает 3 – 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости); достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (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 Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).
Вторая стадия разработки нефтяных месторождений
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 Кн, составляющим к концу стадии 30 – 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи – 10 – 15 %.
Третья стадия разработки нефтяных месторождений
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 Кн 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. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 – 90 % извлекаемых запасов нефти.
Дата добавления: 2019-02-22; просмотров: 694; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!