СТАДИЙНОСТЬ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Весь период разработки нефтяного месторождения разделяется на 4 стадии. Разделение на стадии производится по величине добычи нефти, изменяющейся с течением времени эксплуатации залежи.
Краткая характеристика стадий разработки
1 - стадия освоения залежи, которая характеризуется ростом добычи нефти; разбуривается и вводится в эксплуатацию основной фонд скважин; в случае необходимости осваивается запроектированная система ППД (заводнения). Продолжительность стадии может меняться от 2 до 8 лет.
2 стадия начинается с момента выхода показателя добычи нефти на максимальный (запроектированный) уровень, также ко 2 стадии относят годы с уровнем добычи, отличающейся от максимального не более чем на 10%. Все предшествующие годы относят к 1 стадии разработки. На этой стадии, бурится и вводится в эксплуатацию оставшиеся скважины основного фонда и большая часть скважин резервного; развивается система воздействия на продуктивный пласт (бурятся нагнетательные скважины); выполняются мероприятия по регулированию процесса разработки. Стадия длится около 10-12 лет.
3 - стадия характеризуется началом падения добычи нефти, ростом обводнённости добывающих скважин; увеличением процентного содержания воды в продукции залежи; продолжается бурение добывающих скважин резервного фонда; перевод скважин из одних категорий в другие и т.д. С целью замедления ↓ добычи нефти совершенствуется система заводнения залежи; выполняют приёмы по регулированию процесса разработки. Продолжительность стадии от 10 до 20 и более лет. Граница между 2 и 3 стадиями проводится между последним годом 2 стадии и первым после него годом разработки, когда добыча нефти отличается от максимального больше чем на 10%.
4 завершающая стадия - снижение добычи нефти продолжается, темпы разработки падают. Обводненность продукции обычно растет. Фонд скважин сокращается за счет ликвидации. Граница между 3 и 4 стадиями разработки определяется по падению темпов добычи нефти до величины 2% в год от всех извлекаемых запасов.
Кроме показателя добычи нефти (Qн) , основными показателями, характеризующими весь процесс разработки залежи являются:
1. Пластовое давление - Рпл
2. Отбор жидкости - Qв
3. Обводнённость продукции - В%
4. Объём закаченной воды - Qзак
5. Фонд добывающих скважин - Nд
6. Фонд нагнетательных скважин – Nн
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
Системы и методы разработки газовых залежей определяются свойствами углеводородных газов, а именно, сверхсжимаемостью, малой вязкостью - 13*10-6 Па*с, незначительной плотностью, высокой степенью подвижности. В связи со свойствами газов пластовое давление в газовой залежи способно быстро перераспределяться (вследствие значительной упругости газа). Именно это свойство и предопределяет систему размещения скважин на газовом месторождении.
Газовые залежи характеризуются только двумя возможными природными режимами: чисто газовый и газовый упруговодонапорный. Оба режима достаточно эффективны, поэтому залежи газа разрабатываются без применения методов ППД. Необходимо отметить, что при газовом режиме Рпл снижается намного быстрее, чем при упруговодонапорном, вследствие отсутствия влияния законтурной зоны. Поэтому дебит добывающих скважин прямо зависит от величины Рпл .
Разработка газовых месторождений включает 3 последовательных периода:
1. Период нарастающей добычи, характеризующийся:
- ростом добычи газа до установления максимально устойчивого годового уровня;
- вводом в действие добывающих скважин и промыслового оборудования;
- освоением большого объема капитальных вложений;
- продолжительность 1 периода определяется величиной балансовых запасов.
2. Период постоянной добычи характеризуется
- устойчивыми годовыми отборами;
- выработкой до 55% запасов;
- продолжительность 2 периода может составлять до 10-15 лет и зависит от величины НИЗ.
3. Период снижающейся добычи отличается
- снижением дебитов до экономически нерентабельных;
- продолжительность 3 периода обычно больше второго и определяется экономической целесообразностью разработки.
Выделение эксплуатационных объектов: производится по тем же правилам, что и на нефтяных залежах, также принимается во внимание свойства газа и взаимовлияние пластов при их совместной разработке.
Фонд скважин на газовых месторождениях, как правило, значительно меньше, чем на нефтяных (высокое начальное давление, высокая подвижность флюида). После отбора 70% запасов газа из залежи бурение дополнительных скважин прекращается.
Система размещения скважин на газовом месторождении определяется режимом работы залежи и геолого-промысловыми факторами.
Обычно для залежей пластово-сводового типа, работающих на газовом режиме выбирается равномерная сетка добывающих скважин, с расстоянием между ними - 700-2500 м, т.е., весьма редкая. На залежах массивного типа, в силу изменения толщины пласта по площади залежи, ухудшения коллекторских свойств к краевым частям, возможного обводнения и др. причин, скважины располагают кустовым способом в сводовых и присводовых частях структуры.
Впервые кустовое бурение было осуществлено в Западной Сибири на
Медвежьем месторождении газа: основные параметры разработки:
Разрабатывается с 1972 года. Фактический отбор газа - 70-75 млрд. м в год.
С 1995 года - период падающей добычи. Рабочий дебит 1 скважины - 1млн. м3 газа в сутки. Фонд скважин - 339; 84 – наблюдательные. Рпл.= 46 МПа
Система размещения скв.- кустовая, в кусте от 2 до 9 скв., L между скв. - 70 метров, скв. - вертикальные.
Ямбургское месторождение: основные параметры разработки:
Разрабатывается с 1986 г. Фактический отбор газа - 180 млрд. м в год.
Фонд скважин – 680. Система размещения скв.- кустовая, в кусте от 5 до 9 скв., L между скв. - 40 метров, скв. - вертикальные и наклонно-направленные, расстояние между кустами - 1,5-2 км.
При разработке газовых залежей на упруговодонапорном режиме неизбежен постепенный подъем ГВК и как следствие, обводнение газодобывающих скважин. В этом случае, добывающая скважина, как правило, ликвидируется, т.к., промысловое оборудование не приспособлено к одновременной добыче газа и воды.