1.5. Основные стадии разработки нефтяных и газовых месторождений. Стадии разработки залежей нефти


Стадии разработки залежей

 

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии (Рисунок 1.13).

v Первая стадия (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.

 

Рисунок 1.13 — Стадии разработки эксплуатационного объекта

 

v Вторая стадия (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, регулировании режимов скважин и освоении 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).

v 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.

v Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0.3 МПа.

Перед вводом месторождения в разработку составляется технологическая схема разработки месторождения, а затем проект разработки, которые являются программой действия при разработке.

Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. Например, общие геологические запасы нефтиотдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, открытую пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или извлекаемые) запасы нефти,умножая величину общих геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения,под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.

Число скважиндолжно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважинына площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатациюзависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между существующими. Во втором — первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» — на месторождениях со сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газойли нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Стадии разработки залежей

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии (Рисунок 1.13).

v  Первая стадия (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.

Рисунок 1.13 — Стадии разработки эксплуатационного объекта

v  Вторая стадия (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, регулировании режимов скважин и освоении 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).

v  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.

v  Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0.3 МПа.

Перед вводом месторождения в разработку составляется технологическая схема разработки месторождения, а затем проект разработки, которые являются программой действия при разработке.

Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежей подсчитывают, умножая площадь нефтеносности на эффективную нефтенасыщенную толщину пласта, открытую пористость, коэффициент нефтенасыщенности, плотность нефти в поверхностных условиях и величину, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или извлекаемые) запасы нефти, умножая величину общих геологических запасов на коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважин, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают режимы работы залежей, положение водонефтяных (газоводяных) и газонефтяных контактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважин, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу нефти, газа и конденсата.

Размещаются скважины на площади залежи равномерно и неравномерно. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещение скважин, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения скважин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, фильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, на всей площади залежи, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые скважины между существующими. Во втором — первоначально бурятся все проектные скважины, но на отдельных участках залежи. И лишь впоследствии добуриваются скважины на других участках.

«Сгущающуюся» схему применяют при разбуривании и разработке крупных месторождений со сложным геологическим строением продуктивных пластов, а «ползущую» — на месторождениях со сложным рельефом местности.

Способ эксплуатации скважин выбирается в зависимости от того, что добывается (газ или нефть), величины пластового давления, глубины залегания и мощности продуктивного пласта, вязкости пластовой жидкости и ряда других факторов.

Установление технологических режимов эксплуатации добывающих скважин сводится к планированию темпов отбора нефти (газа, конденсата). Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей (положения контура газойли нефтеносности, обводненности скважин, технического состояния эксплуатационной колонны, способа эксплуатации скважин и др.).

Рекомендации по регулированию баланса пластовой энергии в залежах должны содержать сведения о способах поддержания пластового давления (заводнением или закачкой газа в пласт) и об объемах закачки рабочих агентов.

Выбранная система разработки должна обеспечивать наибольшие коэффициенты нефте-, газо-, конденсатоотдачи, охрану недр и окружающей среды при минимальных приведенных затратах.

students-library.com

1.5. Основные стадии разработки нефтяных и газовых месторождений

Стадии нефтяных месторождений

Процесс разработки месторождения можно условно разделить на 4 стадии.

П е р в а я с т а д и я ( нарастающей добычи), характеризуется интенсивным бурением скважин основного фонда и обустройством месторождения. 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 или стабилизация) - характеризуется стабильными годовыми отборами нефти и получением максимальной добычи нефти.

Основная задача этой стадии - бурение скважин резервного фонда, регулирование режимов скважин и освоения в полной мере системы заводнения. Также применением различных методов интенсификации. Некоторые скважины к концу стадии перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ эксплуатации

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 ( поздняя, конечная или завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки.

. Для нее характерно медленное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции до тех пор, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности наступает при обводненности скважин до 98%.

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.

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.

Изменение добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения останется неизменной во времени.

В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов. может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

Стадии разработки газовых месторождений.

При разработке газовых месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей (рис.5.1.).

Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более).

Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счет их добуривания для выполнения запланированных объемов добычи газа или для разработки обнаруженных «целиков» обойденного пластовой водой газа.

Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.

С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бескомпрессорной и период компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа.

С точки зрения подготовленности месторождений к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.

При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его доразведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех-четырех лет.

Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти и газа из недр при данной системе разработки месторождения взаимосвязаны. Нельзя, например, произвольно задавать перепады давления, пластовое давление, добычу жидкости и расход закачиваемых в пласт веществ. Изменение одних показателей может повлечь за собой изменение других. Взаимосвязь показателей разработки следует учитывать в расчетной модели разработки месторождения, и если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

studfiles.net

виды, методы проектирования, этапы и циклы разработки

Разработка нефтегазовых месторождений требует выполнения широкого спектра технологических операций. Каждая из них связана с определенными техническими мероприятиями, в числе которых бурение, освоение, обустройство, добыча и т. д. Все стадии разработки нефтяных месторождений выполняются последовательно, хотя некоторые процессы могут поддерживаться на протяжении всего проекта.

Понятие жизненного цикла нефтяного месторождения

Разработка нефтегазового месторождения является лишь одним из этапов в его общем жизненном цикле. Остальные рабочие действия могут быть вовсе не связаны с техническими операциями. Как правило, выделяют следующие этапы данного процесса:

  • Поиск. Обширный комплекс геофизических мероприятий, которые дополняются лицензированием, компьютерным моделированием, а также испытательными работами в виде тестового бурения.
  • Разведка. Разведывательные процедуры выполняются на обнаруженном месторождении. Производится определение его контуров, общих параметров, вырабатываются рекомендации на воду и т. д. Составляется план по режимам дальнейшей эксплуатации месторождения.
  • Обустройство. Определяется конфигурация расположения скважины исходя из данных, полученных на предыдущих этапах.
  • Разработка и добыча. На этом этапе выполняются основные стадии разработки нефтяных месторождений в соответствии с подготовленным проектом. Производится организация инфраструктуры, обеспечивающей движение ресурсов на поверхность.
  • Ликвидация и консервация скважины. После прекращения добычи разработанный участок либо ликвидируется, а территория очищается и восстанавливается, либо консервируется на определенное время.

Главная цель проектировочных работ заключается в формулировании технических решений, в которых описываются исходные данные и прилагается конкретный план разработки. Набор документов должен включать подготовленные решения по следующим направлениям:

  • Предварительное обоснование разработки с указанием экономических возможностей.
  • Эксплуатационные решения. Непосредственно технологическая документация, отражающая подробное описание тактики проведения буровых работ и добычи.
  • Инвестиционная привлекательность. Оцениваются возможности для обучения персонала, расширения транспортировочной инфраструктуры, организации социальной инфраструктуры, строительства и т. д.

Принципиально важным является моделирование и прогнозирование производственной отдачи на каждой стадии разработки нефтяного месторождения. Динамика показателей составляется на основе сетки пластов и включает оценку давления, состава залежей, коэффициента содержания хлора и т. д. Как правило, на начальной стадии отмечаются нарастающие показатели добычи ресурса, на второй стадии они стабилизируются, а начиная с третьей – падают до уровня разработки поздних залежей.

Виды стадий разработки нефтяных месторождений

В рамках проекта по добыче ресурсов из месторождений с нефтью выделяется три основных группы технологических стадий:

  • Нулевая. Производится оценка углеводородных запасов. Мероприятия по разработке в данном случае могут быть связаны с добычей проб на разных уровнях пластов.
  • Основные стадии разработки. Выполняется непосредственное освоение места добычи с организацией скважины, забоя, обсадных конструкций и подготовкой участка к равномерному извлечению ресурсов.
  • Завершение разработки. В связи со снижением рентабельности добывающего процессы выполняется закрытие скважины.

Опять же, далеко не все рабочие процедуры могут быть связаны с добычей нефтегазового сырья и сопутствующими мероприятиями. Сколько стадий выделяют при разработке нефтяного месторождения в рамках основного организационного и добывающего процессов? Стандартная технология предусматривает 4 стадии, которые будут рассмотрены ниже.

1 стадия разработки: бурение

Производится интенсивное разбуривание размеченного участка по проектным контурам. В эксплуатацию вводится технологическое оборудование для обустройства скважины. На первой стадии разработки нефтяных месторождений может выполняться добыча ресурсов, но в безводном режиме. Объемы извлекаемой нефти пока минимальные, но могут увеличиваться в зависимости от проектного режима.

2 стадия разработки: начало добычи

С точки зрения добычи это основной период разработки, при котором извлекаются наибольшие объемы ресурса. Практикуется ввод резервных скважин с комплексным извлечением и транспортировкой нефти по налаженной системе коммуникаций. В такой инфраструктуре организуются основные стадии разработки нефтяных и газовых месторождений, хотя есть и отдельные технологические нюансы, обуславливающие разницу в добыче разных ресурсов. Что касается именно нефти, то сегодня практикуется высокоточное регулирование процесса разработки в целях удержания объемов добычи. Для этого подключаются специальные геолого-технологические мероприятия. Но важно учитывать, что длительность этой стадии составляет лишь 4-5 лет, поэтому вместе с активным освоение месторождений можно говорить и о существенных материальных затратах.

3 стадия разработки: замедление падения добычи

После интенсивной разработки наблюдается падение добычи нефти в результате сокращения доступных запасов. И если на предыдущей стадии речь может идти о включении мер по регуляции разработки с целью удержания объемов добычи, то в данном случае – напротив, подключаются мероприятия по замедлению падения показателей извлечения сырья. В частности, это достигается за счет продолжения буровых работ, закачке воды под расчистку, ввода дополнительных скважин и т. д.

4 стадия разработки: подготовка к ликвидации

Общий период разработки как таковой подходит к завершению. Снижаются и объемы добываемой нефти, и темпы ее технологического отбора. В среднем на этой стадии разработки нефтяных месторождений извлекается порядка 85-90% запасов от общего объема добытого ресурса в рамках конкретного проекта. Основные же мероприятия связаны с подготовкой участка для ликвидации.

Стоит отметить, что после завершения разработки скважина получает статус зрелого месторождения. То есть ее параметры были изучены, ресурсы освоены и далее может стоять вопрос о перспективах ее дальнейшей разработки на период консервации. Несмотря на возможную убыточность последующих работ, у зрелых месторождений есть плюсы. Например, уже не требуются существенные вложения (наиболее крупные) на первых стадиях разработки. При поддержании минимальной работоспособности уже организованной инфраструктуры можно рассчитывать на определенные показатели добычи, хоть и в гораздо меньших объемах, чем на основных этапах.

Сбор и подготовка ресурсов

Еще один технологический этап, который задействуется не всегда, но используется в нефтедобывающей инфраструктуре в целях той же технологической оптимизации. То есть сбор и подготовку ресурсов можно организовывать в рамках разработки нефтяных и газовых месторождений, если для этого есть соответствующие условия. Подготовка может быть связана с предварительным сбросом воды, после чего производится сбор продуктов для последующей транспортировки. Своего рода фильтрация выполняется на специальном оборудовании, куда нефть с газом поставляется прямо из месторождения. Затем добытое сырье отправляется в хранилища или трубопроводы. Обычно коммуникации связываются с центральными пунктами сбора ресурсов, где выполняется специальная переработка с замером физико-химических параметров.

Заключение

Технологии добычи нефти регулярно совершенствуются и улучшаются, но даже несмотря на это базовый технико-конструкционный подход к освоению месторождений остается прежним. Разница будет заключаться лишь в отдельных аспектах, которые учитываются еще на этапе проектирования. Так или иначе, 4 стадии разработки нефтяных месторождений остаются ключевыми, их базовые конфигурации выполнения не меняются, но могут корректироваться подходы к конкретным операциям. Это касается разведывательных мероприятий, средств регуляции добычи, оценки продуктивности залежей и т. д. Эти и другие показатели учитываются проектировщиками не только на первоначальном этапе исследования месторождения, но и непосредственно в ходе его разработки. Именно это позволяет своевременно менять тактику производства работ, внося те или иные корректировки и в характер применения технического инструментария.

fb.ru

Стадии разработки месторождения

Разработка нефтяного месторождения проходит своеобразные жизненный цикл, состоящий из нескольких стадий:

  • «Нулевая» стадия» — поиск и разведка углеводородных запасов
  • Основной период разработки месторождения нефти (отбирается около 80 – 90% извлекаемых запасов месторождения):
    • I стадия – интенсивное освоение месторождения, характеризующийся непрерывным ростом объемов добычи
    • II стадия – стабилизация темпов роста и выход на максимальный уровень добычи
    • III стадия – равномерное снижение добычи
  • Завершающий период:
    • IV стадия – завершающая (поздняя) стадия разработки месторождения – заметное сокращение добычи, приводящее к потере рентабельности

Стадии разработки месторождений (рисунок)

«Нулевая стадия»

Естественно, что перед началом разработки нефтяного месторождения, его необходимо обнаружить. А кроме этого произвести оценку найденных запасов и так называемого добычного потенциала. Разработку месторождения нефти начинают только в случае достаточных запасов сырья в пластах-коллекторах и доступности этих запасов.

Поиск и разведку нефтяных месторождений условно можно выделить в «нулевую» стадию. На данном этапе нефть не добывается, однако производится ряд мероприятий по различным исследованиям пластов, бурение опорных, параметрических, поисковых и разведочных скважин.

I стадия

Характеризуется интенсивным освоением месторождения, включающей введение в эксплуатацию основного проектного фонда, что сопровождается стабильным ростом объемов добычи. Как правило, основная часть добываемой на данной стадии нефть практически безводная.

II стадия

На данной стадии добыча постепенно достигает своего максимума и выходит на локальное плато. Происходит ввод в эксплуатацию оставшиеся запланированные скважины и существенную часть резервных скважин. Также происходит разработка и внедрении системы воздействия на нефтеносный пласт. Для удержания уровня добычи производится комплекс геолого-технологических мероприятий по оптимизации процесса разработки месторождения. Как правило, продолжительность данной стадии составляет 4 – 5 лет.

III стадия

Стадия сокращения добычи нефти, происходящее в результате извлечения из недр основного объема запасов нефти. Для замедления темпов падения добычи проводится ряд мер:

  • продолжается развитие системы дополнительных скважин для воздействия на нефтяной пласт
  • продолжается бурение резервных скважин
  • выполнение в существующих скважинах изоляционных работ
  • форсированный отбор вод из обводненных скважин

IV стадия

Завершающий период разработки нефтяного месторождения характеризуется дальнейшим снижением объемов добываемой нефти и общим замедлением активности освоения месторождения.

Ликвидация (консервация) скважины

Стадия ликвидации является последней в жизненном цикле месторождения. Она наступает после того, как в результате снижения добычи нефти до минимального уровня и/или достижения максимальной обводненности извлекаемой нефти, разработка месторождения перестает быть рентабельной. Добычу нефти останавливают, скважины ликвидируют (или консервируют), а лицензию на разработку возвращают в соответствующие государственные органы.

Продолжительность каждой стадии и объемы добычи нефти устанавливается согласно проекту разработки конкретного месторождения.

В зависимости от этапа, на котором находится месторождение, их классифицируют на:

  • новые (green fields)
  • зрелые (brown fields)

К новым месторождениям относят перспективные участки на этапе поиска и разведки, а также месторождения на I или II стадиях разработки. Такие месторождения требуют значительных финансовых вложений, принося при этому относительно небольшую прибыль.

Зрелые месторождения – это месторождения, находящиеся на III или IV стадиях разработки. Такие месторождения уже не требуют такой значительной инвестиционной поддержки, как новые месторождения. Вся инфраструктура на данных стадия уже построена, система разработки месторождения реализована. Зрелые месторождения, как правило, приносят стабильный доход даже с учетом затрат на поддержание добычи нефти и расширение инфраструктуры.

petrodigest.ru

Стадии разработки

Количество просмотров публикации Стадии разработки - 1175

Разрабатываемые нефтяные залежи имеют различную геолого-физическую характеристику, широкий диапазон размеров площади нефтеносности и глубин залегания. Применяемые системы разработки также разнообразны. В связи с этим практически не удается найти объекты с идентичной динамикой добычи нефти. Тем не менее, крайне важно выявить общие тенденции в фактической динамике, чтобы в случае отклонений в последней по возможности объяснить их причины.

Процесс разработки нефтяных месторождений можно условно разделить на 4 стадии:

Рис.4.1.Стадии разработки пласта

Первая стадия (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 всœегда совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше срока разбуривания залежи.

Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными высокими уровнями годовых отборов 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, регулировании режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или другого метода воздействия на пласт. Стадия характеризуется нарастанием обводненности продукции. 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 всœе скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.

Четвертая стадия (завершающая стадия разработки) характеризуется низкими темпами разработки, медленно снижающимися уровнями добычи нефти. Наблюдаются высокая обводненность продукции, постоянное уменьшение эксплуатационного фонда скважин.

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. При этом именно в данный период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объём попутной воды.

Стоит сказать, что 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 % в год и более. Из опыта разработки следует, что максимальный темп разработки не должен превышать 8 - 10 % в год, а в среднем за весь срок разработки величина его должна быть в пределах 3 - 5 % в год.

Анализ большой группы месторождений (68 месторождений) Азербайджана, Чечено-Ингушетии, Урало-Поволжья, Казахстана, Краснодарского края. Объекты представлены в основном терригенными коллекторами, залегающими на глубинœе 135-3700 м, с проницаемостью коллектора 0,02-2,17 мкм2, вязкостью пластовой нефти 0,7-210 мПа*с, достигнутая нефтеотдача по ним составила 18-82 % (авторы указывают на возможно заниженные начальные запасы нефти на объектах со столь высокой нефтеотдачей), режимы разработки представлены практически всœе, находящихся на поздней, завершающей стадии разработки, позволил выявить следующие закономерности в динамике их разработки:

1. За основной период разработки (включающий 3 стадии разработки: 1-освоение эксплуатационного объекта͵ 2-максимальный отбор нефти, 3-значительное снижение отбора) отбирается 80-90% извлекаемых запасов нефти. Вступление залежей в завершающую стадию разработки происходит при снижении темпа отбора нефти от НИЗ около 2%.

2. Быстрое падение добычи нефти в третьей стадии, преждевременное завершение основного периода разработки, резкое падение темпа отбора нефти от остаточных НИЗ может свидетельствовать о неточности определœения принятых извлекаемых запасов нефти, г недостаточно обоснованной системе разработки или дефектов ее внедрения.

3. Динамика добычи нефти в основном определяется максимальным темпом добычи нефти. Увеличение его положительно влияет на степень использования запасов в первой и второй стадиях разработки, сокращает время основного периода разработки, при небольшой вязкости нефти дает возможность разработки в третьей стадии без увеличения отбора жидкости.

4. Важной характеристикой процесса разработки является динамика обводнения продукции. По залежам с благоприятной геолого-физической характеристикой большая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Отклонение фактической кривой обводнения от проектной в сторону больших значений указывает на то, что принятой системой разработки не полностью учтены геолого-физические особенности залежи и не обеспечивается предусмотренный проектом охват пласта заводнением. Меньшая, чем по проекту указывает на более полную выработку, чем планировалось.

5. Динамика обводнения зависит от соотношения нефти и воды. Для залежей с маловязкими нефтями характерен продолжительный безводный период разработки и быстрый рост обводненности примерно с середины третьей стадии разработки. Залежи с повышенной вязкостью нефти характеризуются быстрым ростом обводненности с самого начала разработки и отбором большей части запасов при высокой обводненности продукции. Соотношение вязкостей нефти и воды равное 3-4 является граничным между нефтями малой и повышенной вязкости.

6. При малой вязкости нефти обводнение продукции возрастает с уменьшением проницаемости и увеличением неоднородности пластов, а также с ростом ВНЗ.

7. При соотношении вязкостей 1 для монолитного пласта плотность сетки скважин должна быть редкая: 40-50 га/скв. Скважины располагаются в пределах внутреннего ВНК. По залежам с соотношением вязкостей 3-4 и большой неоднородностью пластов высокая нефтеотдача и умеренная обводненность продукции обеспечиваются при сетках скважин 20-30 га/скв. По залежам с с повышенной вязкостью нефти при солотношении 4-50, проектная нефтеотдача достигается при разбуривании их по сеткам 6-12 га/скв.

8. Форсированный отбор жидкости из скважин со значительной обводненностью с целью увеличения нефтеотдачи для залежей с повышенной вязкостью дает наибольший эффект. При малых вязкостях нефти желательно наличие неоднородного по строению коллектора.

9. При разработке залежей небольшой ширины со значительной проницаемостью коллектора предпочтительней применение законтурного заводнения. При ширинœе залежей более 5-7 км законтурное заводнение крайне важно применять в сочетании с разрезанием на блоке.

10. Внутриконтурное заводнение используется при пониженной проницаемости и значительной неоднородности коллектора.

В случае если свести всœе в единую схему, то можно выделить основные особенности для стадий разработки для залежей с маловязкими нефтями и нефтями с повышенной вязкостью.

В таблице 4.1. приводится условная характеристика состояния стадий разработки для нефтей с различной вязкостью.

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, должна быть, система разработки останутся неизменными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всœего на третьей или четвертой, должна быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

Таблица 4.1

5.ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ ДЕБИТОВ И ДАВЛЕНИЙ ПРИ ЖЕСТКОМ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ

Рис.5.1.Кинœематика фильтрационных потоков

При фильтрации к системе добывающих скважин наблюдается сложная кинœематика фильтрационных потоков. Исследованиями Ю.П. Борисова показано, что эту сложную кинœематику можно с большой степенью точности представить как сумму двух видов потоков плоскопараллельного и радиального вблизи добывающих скважин.

Принято называть фильтрационное сопротивление между контуром питания и линией расположения скважин - внешним сопротивлением, а фильтрационное сопротивление при радиальной фильтрации вблизи скважин внутренним сопротивлением призабойной зоны скважин.

Формулы гидродинамических расчетов дебитов и давлений выведены при следующих упрощающих решение предпосылках:

1. Скважины в каждом ряду находятся на одинаковом друг от друга расстоянии, но эти расстояния в разных рядах бывают различны.

2. Забойные давления во всœех скважинах одного и того же ряда одинаковы!

3. Радиусы всœех скважин одного и того же ряда одинаковы.

4. Расстояние от контура питания до скважин первого ряда и расстояние между рядами больше расстояния между скважинами в ряду. Вследствие этих условий дебиты скважин одного и того же ряда будут одинаковы.

Между гидродинамическими и электрическими процессами существует аналогия, которая выражается в следующем:

1.изменение напряжения между узлами электрической сетки аналогично распределœению давления в пласте

U1-U2=P1-P2 или ∆U=∆P

2.электрическое сопротивление участка электрической цепи пропорционально (аналогично) гидродинамическому сопротивлению участка моделируемого пласта

Rэ=W+w

3.сила тока, протекающего между узлами сетки, пропорциональна (аналогична) количеству жидкости, протекающему через участок моделируемой цепи

I=Q

При этом справедлив закон Кирхгофа, по которому суммарное падение напряжения в сети равно сумме падений напряжений на отдельных участках:

На основании правила о неразрывности течения, аналогично первому закону Кирхгофа в электротехнике и применив правило, аналогичное второму закону Кирхгофа, получим систему уравнений для расчета дебитов и давлений гипотетической нефтяной залежи.

На рис.7.2 изображена схема полубесконечного пласта с прямолинœейным односторонним контуром питания, который разрабатывается двумя параллельными цепочками скважин (n1 и n2). Скважины имеют одинаковые радиусы (Rc1 и Rc2) и забойные давления (Рc1 и Рc2). Суммарные дебиты цепочек (рядов) составляют Q1 и Q2.

Рис.5.2. Схема пласта с односторонним контуром питания

Важно заметить, что для составления системы уравнений используют схему эквивалентных фильтрационных сопротивлений, когда система расположения скважин должна быть представлена, как система внутренних и внешних сопротивлений.

Рис.5.3.Схема эквивалентных фильтрационных сопротивлений

На основании закона Кирхгофа, запишем в гидродинамических символах систему уравнений, мысленно перемещаясь вдоль условного контура из точки К в точку 1, а затем из точки 1 в точку 2:

Pk-Pc1=(Q1+Q2)*Wk-1+Q1w1

Pc1-Pc2=-Q1*w1+Q2*W1-2+Q2*w2

При этом внешние фильтрационные сопротивления будут равны:

,

Внутренние фильтрационные сопротивления будут равны:

, .

Из системы уравнений (1) можно определить дебиты рядов скважин Q1 и Q2, в случае если заданы забойные давления, или забойные давления Рс1 и Рс2, в случае если заданы дебиты скважин.

referatwork.ru

Стадии разработки залежей нефти и газа и их характеристики.

Разработка нефтяных залежей характеризуется четырьмя стадиями:

I стадия - нарастающая добыча нефти;

II стадия - выход на максимальный уровень добычи нефти и ее стабилизация;

III стадия - падающая добыча нефти;

IV стадия - поздняя (завершающая) добыча нефти.

На I стадии идет рост добычи нефти за счет ввода в разработку новых скважин из бурения. Этот период характеризуется безводной добычей нефти. В конце I стадии в отдельных скважинах появляется вода. Ведутся подготовительные работы, а иногда начинается закачка воды или иного агента воздействия с целью поддержания пластового давления. После завершения бурения и ввода в эксплуатацию всего фонда скважин наступает стабилизация, т.е. выход на максимальный уровень добычи нефти и удержание его. Этот период может быть 4—5 лет. Разработчики недр принимают меры, чтобы как можно дольше удержать максимальный уровень добычи нефти. Достигается это за счет выхода на проектный уровень закачки воды (или иного агента воздействия) для поддержания пластового давления, проведения раз-личных геолого-технических мероприятий как в нефтяных, так и в нагнетательных скважинах, внедрения насосов большей производительности (при механизированном способе добычи нефти), проведения ремонтно-изоляционных работ. Ш стадия - падающая добыча нефти. В этот период снижение дебитов в нефтяных скважинах происходит за счет роста обводненности, снижения пластового давления, выхода скважин в ремонт и т.д. Промысловиками принимаются меры, по снижению темпов падения добычи нефти. Достигается это теми же мерами что и на II стадии. С учетом большой изученности и проведения детальных исследований внедряются более эффективные геолого-технические мероприятия. На основе анализа полученных промысловых исследований большое внимание уделяется приобщению в работу неработающих продуктивных пропластков за счет бурения боковых горизонтальных стволов, проведения поинтервальных кислотных обработок, направленных гидравлических разрывов, щелевой резке, обработке скважин оксидатом и т.д. IV стадия разработки месторождения является завершающей. На IV стадии отмечаются низкие дебиты и отборы нефти, но большие отборы пластовой воды. Этот период длится сравнительно долго - до рентабельности разработки месторождения.

В конце Ш и IV стадий разработки возможна форсированная эксплуатация скважин с извлечением из пласта больших объемов воды (8-12 м3 пластовой воды на 1 т добываемой нефти). Сроки и объемы добычи каждой стадии определяются в технологической схеме разработки месторождения.

students-library.com