Материал: Движение жидкостей и газов в природных пластах

Начальное пластовое давление: 18,8-23,1 МПа.

Вязкость нефти в пластовых условиях: 1,4-9,45 мПа*с.

Плотность нефти в пластовых условиях: 751-872 кг/м³.

Плотность нефти в поверхностных условиях: 845-913 кг/м³.

Объемный коэффициент нефти: 1,036-1,12 долей ед.

Содержание серы в нефти: 1,07-1,92%.

Содержание парафина в нефти: 2,3-3,8%.

Давление насыщения нефти газом: 6,2-15,3 МПа.

Газосодержание нефти: 25-91 м³/т.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

.1 Выбор профиля скважины

Выбор профиля скважины производится на основе анализа фактических данных об искривлении пробуренных ранее скважин, геологических данных разреза и целевого назначения скважины.

Данная скважина бурится в породах средней степени твердости, и на небольшую глубину (2280 м), кроме того продуктивный горизонт имеет небольшую мощность, вследствие этого, затраты на бурение наклонной скважины не оправдывают себя. Поэтому ведется бурение вертикальной скважины.

.1.1 Обоснование метода вхождения в пласт

Так как тип залежи устойчивый и неоднородный будет применена следующая схема вхождения в продуктивный пласт. Скважина проходится до кровли пласта коллектора (2262 м), устанавливается эксплуатационная колонна и цементируется до устья. Далее производится переход на меньший диаметр бурения, меняется плотность бурового раствора на более тяжелый и вскрывается продуктивный пласт на всю длину. В пласт коллектор устанавливается фильтр с высотой верхней части 150 м над башмаком предыдущей колонны и цементируется на всю длину. Далее для связи продуктивного пласта со скважиной производится перфорирование фильтра и цементного камня.

.2 Стадии разработки 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  (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. 2.1).

Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 2.1 Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн, жидкости Tдж и обводненности продукции в n 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 - освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:

·    интенсивным 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 (обводненность продукции достигает 3 4% при вязкости нефти не более 5 мПас и 35 % при повышенной вязкости);

·              достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи (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 (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

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 (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 , составляющим к концу стадии 30 50%, а для месторождений с "пиком" добычи - 10 15%.

Третья стадия - значительное снижение добычи нефти - характеризуется:

·    снижением добычи нефти (в среднем на 1020% в год при маловязких нефтях и на 3 10% при нефтях повышенной вязкости);

·              темпом отбора нефти на конец стадии 12,5%;

·              уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

·              повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи на конец стадии до 5060% для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПас и до 2030% для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

·              суммарным отбором жидкости 0,51 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 510 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности .

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 8090% извлекаемых запасов нефти.

Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:

·    малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1%);

·              большими темпами отбора жидкости (водонефтяные факторы достигают 0,77 м³/м³);

·              высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

·              более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,40,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

·              отбором за период стадии 1020% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 1520 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т.е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

2.3 Показатели разработки месторождения

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты <#"794926.files/image014.gif">

Рис. 2.2

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура нефтеносности.

Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами.

Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3-4 ряда нефтедобывающих скважин, располагаемых ближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательные скважины располагают рядами.

При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефти из одной площади в другую.

По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнета-тельной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно регулировать также, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют «через одну».

В промежутках проектные водонагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие, осуществляя в них форсированный отбор.

По мере появления в «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин.

Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Рис. 2.3

Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы - возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого-эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

На рис. 2.3 показана схема разработки Ромашкинского месторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводнении.

Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных скважин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки.

В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Разновидность системы внутриконтурного заводнения - блоковые системы разработки.

Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 8.3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская область). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.

Преимущество блоковых систем заключается в следующем:

. Отказ от расположения водо-нагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта.

. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами поддержания пластового давления.

. Упрощается обслуживание системы поддержания пластового давления (скважины, кустовые насосные станции и т.д.).

. Компактное, близкое расположение добывающих и водо-нагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.

Блоковые системы разработки предполагают расположение водо-нагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных полого залегающих антиклинальных складок целесообразно расположение водо-нагнетательных скважин по оси складки.

В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Заводнение пластов при расположении водо-нагнетательных скважин у оси складки получило наименование осевое заводнение. Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- к девятиточечным системам. На рис. 2.4 показаны основные схемы площадного заводнения.

Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.