Вопрос 1.1: Этапы развития и эксплуатации нефтяного месторождения.
СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ
КУРС ЛЕКЦИЙ
ПОКРЕПИН Б.В.
ПО ДИСЦИПЛИНЕ
ПРОДУКЦИИ»
ДЛЯ СПЕЦИАЛЬНОСТИ
0906 ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
1-е издание
Рекомендовано к изданию Управлением по комплектованию и подготовке кадров Минтопэнерго России в качестве учебного пособия для средних специальных учебных заведений нефтяного профиля
МОСКВА ГУ УМК по горному, нефтяному и энергетическому образованию 2000
Рецензенты: Подтеребкова Л.Н. - Нефтекамский нефтяной колледж
Лапухина ТС. - Лениногорский нефтяной техникум
Учебно-методический кабинет по горному, нефтяному и энергетическому образованию
Тема 1.
Системы сбора и внутрипромыслового транспорта нефти и газа.
Разработка любого нефтяного месторождения состоит из четырех основных этапов (рис.1): нарастающего уровня добычи (I), постоянного уровня добычи нефти (И), периода падающей добычи нефти (III) и завершающего периода добычи нефти (IV).
Рис.1 Динамика показателей разработки месторождения.
1 - добыча нефти; 2 - себестоимость 1 т нефти; 3 - обводненность нефти.
Характерная особенность первого периода - постепенный рост объемов добычи нефти, обусловленный непрерывным вводом в работу из бурения добывающих скважин. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует. Продолжительность этого этапа зависит от многих факторов, главные из которых: величина извлекаемых промышленных запасов; размеры месторождения и величина пластового давления; толщина и число продуктивных горизонтов; свойства продуктивных пород и самой нефти; наличие средств для разработки месторождения и другие. Продолжительность первого периода составляет около 4-6 лет. Себестоимость 1 т нефти в этот период сравнительно высокая в связи со строительством новых скважин, обустройством промысла.
Второй этап разработки характеризуется постоянством уровня добычи нефти и минимальной себестоимостью. В этот период фонтанные скважины переводятся на механизированный способ добычи за счет прогрессирующей обводненности скважин. Падение добычи нефти в этот период сдерживается вводом новых добывающих скважин резервного фонда. Продолжительность второго этапа зависит от темпов отбора нефти из месторождения, величины извлекаемых запасов нефти, обводненности продукции скважин и возможности подключения в разработку других горизонтов месторождения. Конец второго этапа характеризуется тем, что увеличение объемов закачиваемой воды для ППД не оказывает ощутимого влияния на объемы добычи нефти и ее уровень начинает снижаться. Обводненность нефти в конце данного периода может достигать 50 %. Продолжительность периода составляет около 5-7 лет. Себестоимость добычи нефти в этот период является наиболее низкой.
Третий период разработки характеризуется падением уровня добычи нефти и увеличением добычи пластовой воды. Этот этап заканчивается при достижении 80-90 % обводненности. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи, отдельные скважины выводятся из работы связи с предельной обводненностью. Себестоимость 1 т нефти в этот период начинает возрастать в связи со строительством и вводом в эксплуатацию установок по обезвоживанию и обессоливанию нефти. В этот период проводятся основные мероприятия по увеличению дебитов скважин. Продолжительность данного периода составляет 4-6 лет.
Четвертый этап разработки характеризуется большими объемами добычи пластовой воды и малыми объемами добычи нефти. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Себестоимость добычи нефти в этот период возрастает до пределов рентабельности. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет.
В целом можно сделать вывод, что общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет. Практика разработки нефтяных месторождений в целом подтверждает этот вывод.