Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 [ 5 ] 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

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

прогрессирующим обводнением продукции Пв 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 г\ 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 Гдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности Пв.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80-90 % извлекаемых запасов нефти.

Четвертая с7а(5ыя - завершающая - характеризуется:

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

большими темпами отбора жидкости Гдж (средние темпы отбора жидкости составляют 3-8 и даже 20 %; отбирают на этой стадии до 1 объема пор пласта по месторождениям с маловязкими нефтями и до 3-4 объемов по месторождениям с нефтями повышенной вязкости; основная масса воды отбирается на этой стадии, конечные водонефтяные факторы достигают 0,7- 7м7мЗ);

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 0,4-0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

отбором за период стадии 10-20 % балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, Составляет 15-20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабель-

Таблица 1.3. Максимальные темпы добычи нефти из разрабатываемых месторожнеиий

Подтип динамики добычи нефти

Максимальный Гд, %

пределы изменения

среднее значение

16 2а 26

1,8-4 3,6-5,7 2,7-6,2 4,8-7,7

3 4 5

ности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

На основе детального анализа изменения добычи нефти из разрабатываемых месторождений СССР сотрудниками ВНИИ-нефть (Б. Т. Баишев и др.) выделены два типа кривых добычи нефти, каждый из которых подразделен на два подтипа по характеру динамики добычи жидкости (табл. 1.3). Для месторождений подтипов 1а и 2а характерен рост добычи жидкости на III стадии, несмотря на уменьшение отбора нефти. В результате добыча нефти на III стадии уменьшается более плавно, чем на месторождениях подтипов 16 и 26, в которых наряду с уменьшением темпа отбора жидкости на III стадии снижается и темп отбора нефти. При переходе от подтипа 1а к подтипу 26 увеличивается средний темп Гдн и уменьшается продолжительность II стадии, выражаясь в пределе «пикой» добычи нефти.

Разработка залежей в трещиновато-кавернозных коллекторах отличается быстрым выходом на высокие максимальные темпы отбора нефти (10-13 % в год), отбором до 80 % извлекаемых запасов к началу снижения добычи, весьма резким средним снижением добычи на стадии III (до 50% в год), непродолжительностью стадии IV, небольшими суммарными отборами воды (доли от балансовых запасов нефти).

Разработка трещиновато-пористых пластов протекает значительно сложнее, чем пористых и трещиновато-кавернозных и сопровождается большими отборами воды.

В целом динамика добычи нефти зависит от геолого-физических условий месторождения (вязкость нефти, литологический тип коллектора, продуктивность и неоднородность пластов, тип залежи), метода (с воздействием и без воздействия на залежь) и системы разработки, условий освоения объекта (темпа и порядка разбуривания) и эксплуатации скважин. В совокупности эти факторы могут в несколько раз изменять уровень добычи нефти. М. Л. Сургучев считает, что целесообразно поддерживать динамику добычи нефти со стабильным максимальным

в, с. Бойко

уровнем. Характер заводнения и нефтеотдача неоднородных пластов не зависят от темпа добычи нефти. На этом базируется современная разработка нефтяных месторождений высокими темпами.

В заключение отметим, что производственный процесс добычи нефти на протяжении четырех стадий характеризуется неравномерностью отбора нефти, нефтяного газа и воды, неравномерной нагрузкой промыслового оборудования, изменением состава потока флюидов в скважинах, трубопроводах и установках во времени.

§ 1.7. ОБЩИЕ ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

Научно обоснованное проектирование разработки нефтяных месторождений стало осуществляться в СССР в начале 40-х годов по предложению и под руководством А. П. Крылова. В проектных документах приводилось геолого-промысловое, гидродинамическое и экономическое обоснование систем разработок, однако учитывались лишь отдельные элементы технологии и техники добычи нефти и обустройства месторождения (забойное давление, рельеф местности и т. п.). С 70-х годов проектные организации в отрасли перешли на составление проектных документов на промышленную разработку нефтяных месторождений, в которых сочетаются решения геолого-промысловых и технологических задач с экономическими задачами с.учетом решения вопросов нефтепромыслового обустройства конкретного месторождения и нефтедобывающего района в целом, требований охраны Недр н окружающей среды (экологии). При этом порядок проектирования постоянно совершенствуется на основе обобщения отечественного и зарубежного опытов.

Основные технологические проектные документы на промышленную разработку нефтяных н нефтегазовых месторождений - технологические схемы и проекты разработки. Они служат в свою очередь основой для составления проектных документов на разбуривание и обустройство и используются при текущем и перспективном планировании добычи нефти и газа, затрат, связанных с их добычей. Проект разработки составляется для месторождения, введенного в. разработку на основании схемы или не введенного в разработку с простым геологическим строением и малыми запасами.

В технологических проектных документах на разработку обосновываются (изложено без соблюдения порядка обоснования): 1) выделение эксплуатационных объектов и порядок ввода их в разработку, выбор системы разработки; 2) способы и режимы эксплуатации скважин, выбор устьевого и внутри-скважинного оборудования, мероприятия по предупреждению и

борьбе с осложнениями при эксплуатации" скважин; 3) уровни, темпы и динамика добычи нефти, газа и жидкости из пластов, закачки в них вытесняющих агентов; 4) вопросы повышения эффективности реализуемых систем разработки заводнением, вопросы, связанные с особенностями применения методов повышения нефтеотдачи (нефтеизвлечения); мероприятия по контролю и регулированию процесса разработки; объемы и виды работ по доразведке месторождения; комплекс геофизических и гидродинамических исследований скважин; 5) требования к системам сбора и промысловой подготовки продукции скважин; 6) требования к системам поддержания пластового давления, качеству используемых агентов; 7) требования и рекомендации к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин; 8) специальные мероприятия по охране недр и окружающей среды при бурении и эксплуатации скважин, технике безопасности, промсанитарии и пожарной безопасности при применении методов повышения нефтеотдачи; 9) вопросы, связанные с опытно-промышленными испытаниями новых технологий и технических решений.

Проектирование разработки месторождения осуществляют путем построения н технико-экономического анализа большого числа различных вариантов разработки месторождения. Расчетные, варианты разработки месторождения могут различаться выбором эксплуатационных объектов, самостоятельных площадей разработки, способами и агентами воздействия на пласт, системами размещения и плотностями сетки скважин, режимами и способами их эксплуатации, уровнями и продолжительностью стабильной добычи нефти н др. Из этих расчетных вариантов, выбирают не менее трех вариантов для технологических схем и двух - для проектов разработки, которые называются основными. Один из рассматриваемых вариантов разработки выделяется в качестве базового варианта. Технологические и экономические показатели рассчитывают за весь срок разработки. Для реализации выбирается рациональный вариант разработки путем сопоставления технико-экономических показателей расчетных вариантов разработки. Для составления технологических проектных документов выдается техническое задание, в котором учитываются тенденции развития нефтяной промышленности, пятилетние и перспективные планы добычи нефти по экономическому району (объединению). В техническом задании указываются возможные объемы бурения, возможные источники рабочих агентов, мощности водо-, газо- и электроснабжения, возможные ограничения, связанные с технологией и техникой добычи нефти, подготовки продукции и др.

Для повышения качества проектирования, надежности и точности прогнозирования процесса извлечения нефти предусматривается широкое использование современных электронно-вы-2* 35

числительных машин (ЭВМ), систем автоматизированного проектирования разработки (САПР), различных баз данных и графопостроителей. Используются отраслевые и межотраслевые регламенты (ГОСТ, ОСТ и др.) относительно системы документации (порядок ее разработки, оформления, обращения).

Контрольные вопросы

1. Охарактеризуйте производственный процесс разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Какие природные и технологические условия определяк)т его осуществление?

2. Расскажите о классификации систем разработки месторождений.

3. Дайте определение стадии разработки место1]ождений. Какие стадии выделяют при водонапорном режиме и что для них характерно?

Глава 2

ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ И РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Проектирование разработки нефтяных месторождений включает подготовку исходной информации и создание моделей пласта, проведение технологических и экономических расчетов, расчетов по выбору способов и технологического оборудования по добыче нефти.

§ 2.1. ПОДГОТОВКА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ

При расчете технологических показателей разработки месторождений необходимо располагать исходными данными, т. е. гс-олого-промысловой характеристикой месторождения.

Геолого-промысловая характеристика

Геолого-промысловую характеристику в основном представляют: общие сведения о районе месторождения - географическое и административное расположение района месторождения; рельеф местности, гидросеть, климат; экономические сведения; характеристика условий разбуривания и обустройства месторождения с выделением участков, осложненных или не подлежащих разбуриванию (резко пересеченный рельеф, водоемы, заболоченность, населенные пункты, санитарные зоны и др.);

геологическая характеристика месторождения - история геологического изучения района и месторождения; стратиграфия; тектоника; нефтегазоносность; гидрогеологические условия месторождения;

геологическая характеристика залежи (продуктивного пласта, эксплуатационного объекта)-детальная корреляция продуктивной части разреза в скважинах, положение ВНК и ГНК; геометрия залежи (тектоническая структура, контуры нефтегазоносности, размеры залежи, нефтяных, газовых, подгазовых и водонефтяных зон, тип залежи);

лнтолого-физическая характеристика коллектора - вещественный состав и структурные особенности пород; проницаемость, пористость, начальная нефтенасыщенность коллектора, зависимость проницаемости и пористости от давления, тип коллектора (пористый, трещиновато-пористый и т. д.); неоднородность