Каталог

Помощь

Корзина

Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

Оригинальный документ?

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ, ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

 

Основы разработки нефтяных месторождений

 

Под системой разработки нефтяных месторождений понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. При этом системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей отличаются между собой.

Для одного и того же месторождения можно назвать множество систем разработки, отличающихся по числу добывающих скважин, по их расположению, по методу воздействия на продуктивные пласты и т.д., поэтому возникает необходимость введения понятия рациональной системы разработки.

В качестве критериев рациональной системы разработки принимаются следующие основные положения:

1. Рациональная система разработки должна обеспечивать наименьшую степень взаимодействия между скважинами;

2. Рациональная система разработки должна обеспечить наибольший коэффициент нефтеотдачи;

3. Рациональная система разработки должна обеспечить минимальную себестоимость нефти.

Поэтому понятие рациональной системы разработки в окончательном виде формулируется так: рациональная система разработки должна обеспечить заданную добычу нефти при минимальных затратах и по возможности с наибольшими значениями коэффициентов нефтеотдачи. Проектирование разработки заключается в подборе такого варианта, который бы отвечал требованиям  рациональной системы разработки. Процесс  разработки залежей нефти характеризуется технологическими и технико-экономическими показателями. К ним относятся:

-  текущая (среднегодовая) добыча жидкости;

-  суммарная добыча жидкости;

-  обводненность добываемой жидкости;

-  текущий и накопленный водонефтяной фактор;

-  текущая и накопленная закачка воды;

-  компенсация отбора закачкой;

-  коэффициент нефтеотдачи;

-  число скважин;

-  пластовое и забойное давление;

-  текущий газовый фактор;

- средний дебит добывающих скважин;

-  приемистость нагнетательных скважин;

-  себестоимость продукции;

-  производительность труда;

-  капитальные вложения;

-  эксплуатационные расходы;

-  приведенные затраты;

- потребность в кредите;

-  плата за кредит;

-  возврат кредита.


Основы разработки газовых месторождений.

 

Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом  движения газа в пласте к добывающим скважинам при помощи определенной системы размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии.

Основное требование к системе разработки - обеспечение минимума затрат на добычу заданных объемов газа при заданной системе степени надежности и соблюдении норм охраны недр. Достижение этих условий осуществляется на стадии проектирования системы разработки оптимальным выбором и учетом всех ее элементов, основными из которых являются:

- режим разработки залежи;

- схема размещения скважин;

- технологический режим эксплуатации скважин и их конструкция;

- схема сбора и подготовки газа.

Особенностью разработки газовых месторождений в том, что разработка месторождений фактически начинают до составления проекта разработки (это связано с тем, что ряд характеристик месторождения невозможно получить на стадии разведки, а также по экономическим соображениям - высокой стоимостью разведки газовых месторождений).

Разработка газовых месторождений осуществляется в два этапа:

- на первом этапе проводят опытно-промышленную эксплуатацию месторождения;

- на втором этапе осуществляют промышленную разработку по проекту, составленному на основе достаточно полных и достоверных данных опытно-промышленной разработки.

Основной метод добычи газа и газового конденсата - фонтанный, т газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин.

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

При добыче газа главное - защита обсадных труб и оборудования от агрессивного воздействия сероводорода и углекислого газа, которое способствует развитию коррозии труб и оборудования. Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин нашли ингибиторы, т вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается.

 

Стадии разработки залежи.

 

При разработке нефтяной залежи выделяют четыре стадии:

I - нарастающая добыча нефти;

II  - стабилизация добычи нефти;

III - падающая добыча нефти;

IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует. Продолжительность I стадии составляет около 4-6 лет.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается:

1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3) проведение работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Обводненность продукции может достигать 50 %. Продолжительность II стадии составляет около 5-7 лет.

Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи. Этот этап заканчивается при достижении 80 - 90 % обводненности.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет.

Общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет.

На рис. 1 показаны стадии разработки нефтяных месторождений.

  

 Рис. 1. Стадии разработки нефтяных месторождений

            Рис. 1.  Стадии разработки нефтяных месторождений.

 

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений выделяются стадии:

I -  нарастающая добыча газа;

II  - постоянная добыча газа;

III- падающая добыча газа.

Для того чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов разработка газовых месторождений начинается еще во время разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча из месторождения возрастает. Поэтому стадию, совпадающую с разбуриванием и обустройством месторождения, называют стадией нарастающей добычи.

После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает стадия постоянной добычи. Из крупных месторождений за этот период отбирается более 60 % запасов газа.

По мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Эту стадию разработки называют стадией падающей добычи. Она продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня.

Такие стадии добычи газа характерны для крупных месторождений, при разработке средних по запасам месторождений стадия постоянной добычи газа часто отсутствует, а при разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений отсутствуют стадии нарастающей и постоянной добычи газа.