Екстуатацігті свердловини класифікують за таким призначенням:
1) видобувні свердловини (ВС) - для піднімання видобутої' нафти із надр на поверхню;
2) нагнітальні свердловини (НС) - для нагнітання в поклад води, газу, пари чи різних розчинів (або Інакше, витіснювальних агентів);
3) спеціальні свердловини - для виконання спеціальних, особливих робіт і досліджень; серед них виділяють спостережні та п’єзометричні свердловини, які призначені для систематичного спостереження за зміною тиску, переміщенням водонафтового контакту в процесі розробки покладу в межах його нафтової (спостережні свердловини) і водяної (п ’єзометричні свердловини) зон;
4) водозабірні свердловини - для видобування води із водоносних пластів.
Залежно від способу піднімання видобутої нафти у свердловинах розрізняють такі способи їх експлуатації: фонтанний, газліфтний і насосні. Піднімання флюїдів у стовбурі свердловини може відбуватися або за рахунок пластової енергії (£пл), або за рахунок пластової (ії™) і штучно підведеної з поверхні у свердловину (Еш) енергій. На вибій свердловини надходять із пласта флюїди, які володіють потенціальною енергією, зумовленою діянням сил гідродинамічного тиску (див, § 1.2).
У стовбурі свердловини енергія втрачається на подолання сили ваги гідродинамічного стовпа суміші (£'сг), сил вздовж шляху (Ет), місцевого (Ем) І інерційного (£jH) опорів, які пов’язані з рухом, а також на транспортування продукції свердовини від гирла до пункту збирання і підготовки (£тран>* Звідси рівняння балансу енергії в діючій свердловині можна записати у вигляді:
Е + Е ~ Е + Е + Е + Е. + Е. (1.18)
п/і шт ст т м ін транс
Аналіз результатів лабораторних і свердловинних досліджень переконує, що в загальному балансі енергія Ev на подолання місцевих опорів становить дуже малу величину, тому нею нехтують. Тоді рівняння балансу енергій буде:
^пл + ^шт ~ ^ст Ет + Еш + ^Транс ■ (І■ 19)
За Е’ип-^О у свердловині рідина і газ піднімаються стовбуром від вибою на поверхню лише під дією пластової енергії, якою володіє нафтовий поклад. Такий спосіб ЇЇ експлуатації називають фонтанним, причому фонтанування свердловини можливе як за рахунок енергії рідини Ер, так і за рахунок енергії стисненого газу Ег. Тому фонтанний спосіб є найекономічнішим. Як природний спосіб, він притаманний лише щойно відкритим, енергетично ще не виснаженим родовищам. Якщо в покладі підтримується пластовий тиск нагнітанням води чи газу, то вдається значно продовжити тривалість періоду фонтанування свердловин.
За ЕШТ> 0 і £^>0 спосіб експлуатації свердловини називають механізованим. Тобто, коли свердловини не можуть фонтанувати, їх переводять на механізовані способи видобування нафти: газліфтний або насосні, які характеризуються штучним введенням безпосередньо у свердловину додаткової енергії.
У разі газліфтного способу видобування нафти у свердловину для піднімання рідини на поверхню подають (або нагнітають за допомогою компресорів) стиснений газ, тобто подають енергію розширення стисненого газу.
У насосних свердловинах піднімання рідини на поверхню здіснюється за допомогою насосів, які опускають у свердловину - штангових свердловинних насосів (ШСН) або занурених електро- відцентрових насосів (ЕВН).
На промислах випробовують чи в малій мірі застосовують також Інші способи експлуатації свердловин з використанням електро- пзинтових (ЕГН), гідропоршневих (ГПН), електродіафрагмових (ЕДН) насосів і т.інш.
§ 1.6 Системи розробки нафтових родовищ і покладів
Під системою розробки нафтових родовищ і покладів розуміють форму організації руху нафти в пластах до видобувних свердловин. Систему розробки нафтових родовищ визначають:
1) порядок введення експлуатаційних об’єктів багатопластового родовища в розробку;
2) сітка розміщення свердловин на об’єктах, темп і порядок введення їх у роботу;
3) способи регулювання балансу і використання пластової енергії. Слід розрізняти системи розробки багатопластових родовищ і
окремих покладів (однопластових родовищ).
Виділення експлуатаційних об’єктів
У багатопластовому родовищі виділяється кілька продуктивних пластів. Продуктивний пласт може поділятися на пропластки, прошарки порід-колекторі в, які розвинуті не повсюдно. Надійно ізольований зверху і знизу непроникними породами окремий пласт, а також кілька пластів, гідродинамічно пов’язаних між собою в межах розглядуваної площі родовища або її частини, становлять елементарний об'єкт розробки. Це поняття є синонімом поняття поклад. Експлуатаційний об ’єкт (об єкт розробки) - це елементарний об’єкт або сукупність елементарних об’єктів, які розробляються окремою сіткою свердловин для забезпечення контролю І регулювання процесу їх експлуатації.
Експлуатаційні об'єкт виділяють на основі геологічного, технологічного і економічного аналізів під час проектування розробки родовища. Для вирішення питань виділення експлуатаційних об’єктів рекомендується враховувати таке:
діапазон нафтоі'азоносності по розрізу (товщину продуктивного розрізу);
кількість продуктивних пластів у розрізі; глибину залягання продуктивних пластів;
товщину проміжних непродуктивних пластів і наявність зон злиття продуктивних пластів;
положення водонафтових контактів у пластах, збігання покладів у плані;
літологічну характеристику продуктивних пластів; колекторські властивості (особливо проникність і ефективну товщину), діапазон їх зміни;
відмінність типів покладів у пластах; режими покладів і можливу їх зміну; властивості нафти в пластових І поверхневих умовах; запаси нафти в пластах.
Якщо ці умови не перешкоджають об’єднанню пластів у єдиний об’єкт, іхз виконують гідродинамічні розрахунки з визначення технологічних показників, враховуючи способи регулювання балансу
пластової енергії, контролю і регулювання процесу розробки, в також можливі технічні засоби видобування нафти. Потім визначають економічну ефективність різних варіантів об’єднання окремих пластів у експлуатаційні об’єкти. Науково обгрунтоване виділення експлуатаційних об’єктів служить важливим важелем економії та підвищення ефективності розробки родовищ.
Системи розробки багатопластових родовищ
Залежно від порядку введення експлуатаційних об’єктів у розробку виділяють дві групи систем розробки багатоппастового нафтового родовища: системи одночасної розробки об’єктів; системи послідовної розробки об’єктів.
Системи одночасної розробки об 'єктів. Перевага систем одночасної розробки об’єктів - це можливість негайного використання запасів усіх об’єктів після їх розбурювання. Реалізувати ці системи можна за одним із трьох варіантів:
1. Роздільна розробка - це система розробки, коли кожний об'єкт експлуатується самостійною сіткою свердловин; потребує великої кількості свердловин, що призводить до значних капітальних вкладень. Може застосовуватися за наявності високопродуктивних об’єктів і можливості швидкого їх розбурювання. її перевага - забезпечення надійного контролю за процесом розробки і його регулювання.
2. Сумісна розробка - це система розробки, за якої два або більше пластів як окремий експлуатаційний об’єкт розробляються єдиною сіткою видобувних і нагнітальних свердловин. Можливі її підваріанти: із збільшенням кількості видобувних свердловин на малопродуктивні об’єкти і зі збільшенням кількості нагнітальних свердловин на малопродуктивні об’єкти. Гї перевага - забезпечення високих поточних рівнів видобутку за заданої кількості свердловин. Проте, в основному,
спостерігається нерегульована розробка пластів, що призводить до погіршення техніко-економічних показників.
3. Сумісно-роздільна розробка - це система розробки, за якої видобувні свердловини обладнують устаткуванням для одночасно- роздільної експлуатації, а нагнітальні свердловини - устаткуванням для одночасно-роздільного нагнітання води. Вона дає змогу подолати недоліки перших двох варіантів, зберігаючи при цьому їх перевагу.
Системи послідовної розробки об’єктів. Системи послідовної розробки об’єктів можна реалізувати за такими основними варіантами:
1. Розробка зверху вниз, за якої кожний нижче розміщений об’єкт експлуатується після вище розміщеного. Вона застосовувалась у перший період розвитку нафтової промисловості і нині визнана в основному нераціональною, оскільки затримує розвідку і розробку нижче розміщених об’єктів, збільшує обсяги буріння і витрату металу на обсадні труби, підвищує небезпеку порушення правил охорони надр вище розміщених об’єктів під час розбурювання нижче розміщених об’єктів.
2. Розробка знизу вверх, за якої починають розробляти об’єкти з нижнього, так званого опорного (базового) об’єкта, а потім переходять на поворотні об’єкта. У випадку наявності багатьох об’єктів за базові об’єкти також вибирають найзначніші та найпродуктивніші об’єкти з достатньо великими запасами нафти, а за поворотні - решту об’єктів. Тоді приступають до розробки базових об’єктів, таким чином не затримують експлуатацію вище розміщених високопродуктивних об’єктів з великими запасами.
Зазначимо, що кращі показники можуть бути досягнуті комбінацією усіх названих варіантів систем розробки багатопластового родовища.
Системи розробки експлуатаційних об’єктів (покладів)
Системи розробки покладів класифікують залежно від розміщення свердловин і виду енергії, яка використовується для переміщення нафти.
Розміщення свердловин. Під розміщеннням свердловим розуміють сітку розміщення і відстані між свердловинами (густота сітки), темп і порядок введення свердловин в експлуатацію. Системи розробки поділяють на такі: з розміщенням свердловин по рівномірній сітці, з розміщенням свердловин по нерівномірній сітці (переважно рядами).
Системи розробки з розміщенням свердловин по рівномірній сітці розрізняють: за формою сітки; за густотою сітки; за темпом введення свердловин у роботу; за порядком введення свердловин у роботу відносно одна одної і відносно структурних елементів покладу. Сітки за формою бувають квадратними і трикутними (шестикутними). У випадку трикутної сітки на площі розміщується свердловин більше на 15,5%, ніж у випадку квадратної за однакових відстаней між свердловинами.
Під густотою сітки свердловин розуміють відношення площі нафтоносності до кількості видобувних свердловин. Разом з тим це поняття дуже складне. Дослідники часто вкладають різний зміст у поняття густоги сітки свердловин: беруть лише площу розбуреної частини покладу; кількість свердловин обмежують за різними величинами сумарного видобутку нафти з них; включають або не включають нагнітальні свердловини в розрахунок; у процесі розробки родовища кількість свердловин значно змінюється, площа нафтоносності за напірних режимів зменшується, це по-різному враховують тощо. Інколи розрізняють малий, середній І великий ступені ущільнення свердловин. ЦІ поняття досить умовні та різні для різних нафтопромислових районів І періодів розвитку нафтової промисловості.
Проблема оптимальної густота сітки свердловин, яка забезпечує
найефективнішу розробку родовищ, була найгосгрішою на усіх етапах
розвитку нафтової промисловості. Раніше густота сітки змінювалась 4 о „ 4 2
від 10 м7св. (відстані між свердловинами 100 м) до (4-9)* 10 м /св., а з
кінця 40-х - початку 50-х років минулого століття перейшли до сіток
4 2
свердловин з густотою (30-60)* 10 м /св. Виходячи з теорії інтерференції свердловин і спрощеної схематизації процесу витіснення нафти водою з однорідного пласта, вважалося, що в разі розробки нафтових родовищ на водонапірному режимі кількість свердловин істотно не впливає на нафговилучення.
Практикою розробки і подальшими дослідженнями встановлено, що в реальних неоднорідних пластах густота сітки свердловин чинить істотний вплив на нафтовнлучення. Цей вплив тим більший, чим більш неоднорідні і переривчасті продуктивні пласти, гірші літшогофізичні властивості колекторів, вища в’язкість нафти в пластових умовах, більше нафти спочатку знаходиться у водонафгових і підгазових зонах. Ущільнення сітки свердловин у неоднорідно-лінзоподібних пластах істотно збільшує нафтовилучення (охоплення розробкою), особливо у випадку вдалого розміщення свердловин відносно різних лінз і екранів. Найбільший вплив чинить густота сітки в діапазоні густоти сітки понад (25-30)-104 м2/св. У діапазоні густоти сітки менше (25-ЗОН О4 м2/св. вплив хоч і спостерігається, проте він не такий істотний, як у випадку рідких сіток. У кожному конкретному випадку вибір густоти сітки має визначатися з урахуванням конкретних умов.
На практиці застосовують двоетапне розбурювання початково рідких сіток свердловин і подальше вибіркове їх ущільнення з метою підвищення охоплення неоднорідних пластів заводненням, збільшення кінцевого нафтовилучення та стабілізації видобутку нафти. У перший етап бурять так званий основний фонд видобувних і нагнітальних
свердловин за малої густоти сітки. За даними буріння і дослідження свердловин основного фонду уточнюється геологічна будова неоднорідного об’єкта, у результаті чого можливі зміни густоти сітки свердловин, які розбурюють у другому етапі і називають резервними. Резервні свердловини передбачаються з метою залучення до розробки окремих лінз, зон виклинювання і застійних зон, які не залучаються до розробки свердловинами основного фонду в межах контура їх розміщення. Кількість резервних свердловин задають з урахуванням характеру і неоднорідності пластів (їх переривчастості), густоти сітки свердловин, співвідношення коефіцієнтів в’язкостей нафти і води тощо. Кількість резервних свердловин може сягати 30% основного фонду свердловин. їх місцерозташування слід планувати в більш ранні терміни розробки. Зазначимо, що для заміни фактично ліквідованих свердловин через старіння (фізичний знос) або за технічних причин (у результаті аварій під час експлуатації видобувних і нагнітальних свердловин) потрібно обгрунтовувати також кількість свердловин- дублерів, яка може становити 10...20% фонду.
За темпом введення свердловин у роботу можна виділити одночасну (ще називають “суцільна”) і уповільнену системи розробки покладів. У першому випадку темп введення свердловин у роботу швидкий - усі свердловини вводять у роботу майже одночасно протягом перших одного-трьох років розробки об’єкта. У випадку великого терміну введення систему називають уповільненою, яку за порядком введення свердловин у роботу розрізняють на систему, яка згущується, і повзучу систему. Систему, яка згущується, доцільно застосовувати на об’єктах зі складною геологічною будовою. Вона відповідає принципу двохеталного розбурювання. Повзучу систему, орієнтовану відносно до структури пласта, поділяють на системи:
а) вниз за падінням; б) вверх за падінням; в) за простяганням. У практиці розробки великих родовищ повзуча система комплексно поєднується з системою, яка згущується.
Системи розробки з розміщенням свердловин по рівномірній сітці вважають доцільними за режимів роботи пласта з нерухомими контурами (режим розчиненого і азу, гравітаційний режим), тобто за рівномірного розподілу по площі пластової енергії. В основному, за трикутною сіткою розбурено більшість експлуатаційних об’єктів Передкарпаптя, Азербайджану, Туркменистану, Північного Кавказу та ін.
Системи розробки з розміщенням свердловин по нерівномірній сітці аналогічно розрізняють: за густотою сітки; за темпом введення свердловин у роботу (введення рядів свердловин - працюють один ряд, два, три ряди); за порядком введення свердловин у роботу. Додатково їх поділяють: за формою рядів - з незамкнутими рядами і з замкнутими (кільцевими) рядами; за взаємним розташуванням рядів та свердловин - з однаковими відстанями відповідно між рядами і між свердловинами в рядах і з ущільненням центральної частини площі.
Такі системи широко використовували за режимів роботи пласта з рухомими контурами (водо-, газонапірний, напірно-гравітаційний і мішаний режими). При цьому свердловини розміщували рядами, паралельними початковому контуру нафтоносності. Густота сітки свердловин сягяє від 20-104 м2/св. (якщо відстані між рядами 500 м і між свердловинами у рядах 400 м) до 64104 м2/св. У сучасному проектуванні початкове розміщення свердловин майже завжди рівномірне.
Вид використовуваної енергії. Залежно від виду енергії, використовуваної для переміщення нафти, розрізняють: системи розробки нафтових покладів на природних релашах, коли використовується лише природна пластова енергія (тобто системи розробки без підтримування пластового тиску); системи розробки з підтримуванням пластового тиску/, коли застосовують метод регулювання балансу пластової енергії шляхом штучного її поповнення. За методами регулювання балансу
пластової енерії виділяють: системи розробки зі штучним заводненням пластів; системи розробки із запомповуванням газу в пласт.
|
Рисунок 1.2 — Заводнення покладів: а ~ законгурне; б - при контурне; в- з розрізанням на окремі площі; <? - блокове; т - осьове; д - кільцеве; е - центральне; є - осередкове |
Системи розробки зі штучним заводненням пластів можуть здійснюватися за такими основними варіантами (рис. 1.2):
1. Законтурне заводнення, під час якого воду запомповують у ряд нагнітальних свердловин, розміщених за зовнішнім контуром нафто* носносгі на відстані від нього 100...1000 м. Його застосовують на об’ єктах з малорозчленованими по товщині продуктивними пластами, які характеризуються порівняно високою гідропровІдністю, у разі невеликої ширини покладів (до 4...5 км, а за найсприятливішої будови пластів і більше). Таке заводнення не поширено.
2. Приконтурне заводнення, коли нагнітальні свердловини розташовують у водонафтовій зоні в безпосередній близькості від зовнішнього контура нафтоносності. Його застосовують замість законтурного
заводнення на покладах з проявом так званого бар’єрного ефекту на водонафтовому розділі або через зниження проникності пласта в законтурній зоні. Гідродинамічний зв’язок законтурної і нафтоносної частини може погіршитися внаслідок окислення важких фракцій нафти на водонафтовому розділі, розривних порушень, літологічних заміщень та ін.
3. Внутрішньоконтурнє заводнення, яке застосовують в основному на об’єктах з великими площами нафтоносності (сотні квадратних кілометрів і більше), У разі законтурного заводнення одночасно може працювати не більше трьох рядів свердловин внаслідок екранування роботи внутрішніх рядів зовнішніми, тому для забезпечення відбирання нафти також з центральної частини експлуатаційного об’єкта великі об’єкти з допомогою розрізаючих рядів нагнітальних свердловин ділять на окремі, самостійно розроблювані ділянки, які називають експлуатаційними полями або блоками. Внуїрішньо- контурне заводнення у разі необхідності поєднується з законтурним або приконтурним заводненням.
Застосовується внутрішньоконтурнє заводнення таких видів: розрізання покладу нафти рядами нагнітальних свердловин на окремі площі, блоки самостійної розробки; склепінне заводнення; осередкове заводнення; площове заводнення.
Система внутрішньоконтурного заводнення з розрізанням покладу на окремі площі застосовується на великих нафтових родовищах платформового типу з широкими водонафтовими зонами. Широкі водонафтові зони відрізають від основної частини покладу і розробляють їх за окремими системами. На середніх і невеликих за розміром покладах застосовують поперечне розрізання їх рядами нагнітальних свердловин на блоки (блокове заводнення). Ширина площ і блоків
вибирається з урахуванням співвідношення коефіцієнтів в’язкостей
нафти і води та переривчастості пластів (літологічного заміщення) в межах до 3...4 км, всередині розміщують непарну кількість рядів видобувних свердловин (не більше 5...7), 3 початку 60-х років минулого століття почали використовувати системи блокового заводнення, причому так звані активні (інтенсивні) системи з розміщенням між двома нагнітальними рядами не більше 3...5 рядів видобувних свердловин. Удосконаленням блокових систем можуть бути блочно- квадратні системи з періодичною зміною напрямів потоків води.
За невеликої в’язкості нафти (динамічний коефіцієнт до 3...5 мПа.с) для об’єктів з відносно однорідною будовою пластів системи заводнення можуть бути менш активними, блоки шириною до 3,5...4 км. У разі погіршених умов активність систем має підвищуватися, а ширина блоків зменшуватися до 2...З км і менше. На однорідних пластах з продуктивністю вище 500 т/(добуМПа) виправдали себе п’ятирядні системи, а з продуктивністю 10...50 т/(добу-МПа) - трирядні.
У випадку склепінного заводнення ряд нагнітальних свердловин розміщують на склепінні структури або поблизу нього. Якщо розміри покладу перевищують оптимальні, це заводнення поєднують із законтурним. Склепінне заводнення поділяється так:
а) осьове (нагнітальні свердловини розміщують вздовж осі структури);
б) кільцеве (кільцевий ряд нагнітальних свердловин з радіусом, що приблизно дорівнює 0,4 радіуса покладу, розрізає поклад на центральну і кільцеву площі);
в) центральне заводнення як різновид кільцевого (вздовж кола радіусом 200-300 м розмішують 4-6 нагнітальних свердловин, а всередині нього є одна або кілька видобувних свердловин).
Осередкове заводнення може застосовуватися як самостійне у випадку розробки покладів нафти в різко неоднорідних і переривчастих пластах, а також як допоміжне заводнення в поєднанні Із законтурним, і, особливо, внутрішньоконтурним заводненням для вироблення запасів нафта з ділянок, не охоплених основними системами. Розбурювання здійснюється за рівномірною сіткою з розміщенням бурових верстатів поблизу продуктивних свердловин і подальшим переходом “від відомого до невідомого”. Нагнітальні свердловини вибирають з пробурених так, щоб вони були розміщені на ділянках з найкращою характеристикою пластів І впливали на максимальну кількість навколишніх видобувних свердловин. У зв’язку з тим його називають вибірковим заводненням. Осередкове заводнення є ефективнішим на пізніх стадіях розробки.
Площове заводнення характеризується розосередженим нагнітанням води в поклад по всій площі її нафтоносності. Площові системи заводнення за кількістю Свердловино-точок кожного елемента покладу з розміщеною в його центрі одною видобувною свердловиною можуть бути чотири-, п’яти-, семи- і дев’ятиточковою та лінійною системами (рис, 1.3). Лінійна система заводнення - це однорядна система блокового заводнення, причому свердловини розміщують не одна навпроти одної, а в шахматному порядку. Відношення нагнітальних і видобувних свердловин становить 1:1. Елементом цієї системи може бути прямокутник зі сторонами 2Ь і 2он = 2ов = 2а, де Ь - відстань між рядами свердловин; 2а - відстань між свердловинами; індекси "в" і "н" позначають видобувні і нагнітальні свердловини. Якщо 21 = 2а, то лінійна система переходить у п’ятиточкову з таким же відношенням свердловин (1:1).
П’ятиточкова система симетрична і за елемент можна вибрати також обернене розміщення свердловин з нагнітальною свердловиною в центрі (обернена п’ятиточкова система). У дев'ятиточковій системі на одну видобувну свердловину припадає три нагнітальних (співвідношення свердловин 3:1), оскільки з восьми нагнітальних свердловин по чотири свердловини припадає відповідно на два І чотири сусідці елементи. В оберненій дев’ятиточковій системі (з нагнітальною свердловиною в центрі квадрата) співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин становить 1:3. У випадку трикутної сітей розміщення свердловин маємо чотириточкову (обернену семиточкову) і семи- точкову (або обернену чотириточкову) системи Із співвідношенням нагнітальних і видобувних свердловин відповідно 1:2 і 2:1. Можливі також інші площові системи. Таким чином, площові системи характеризуються різною активністю діяння на поклад, вираженим співвідношенням нагнітальних і видобувних свердловин (1:3,1:2,1:1,2:1, 3:1).
Результати досліджень показали, що площове заводнення ефективне для розробки малопроникних пластів. Ефективність площового заводнення збільшується з підвищенням однорідності, товщини пласта, а також із зменшенням в’язкості нафти і глибини залягання покладу. Практика застосування площових та вибіркових систем розробки родовищ Західного Сибіру показала їх явну неефективність як з точки зору темпів відбирання нафти (не рідини!), так і нафтовилучення. Особливо складними при цьому є питання регулювання відбирання і нагнітання, боротьби з обводненням свердловин та Ін. Тому застосовувати площові системи можна лише на пізніх стадіях розробки. Блокові системи розробки через високу ефективність є найпоширенішими, менше застосовують площову і законтурну системи.
Рисунок 1.3 — Площова чотирьох- (а), п’яти- {б), семи- (в), дев’ятиточкова (г) і лінійна (г, д) (з виділеними елементами): 1 - видобувні свердловини; 2 - нагнітальні свердловини
Системи розробки із нагнітанням газу в пласт можуть застосовуватися за двома основними варіантами: запомповування газу в підвищені частини покладу (в газову шапку); площове запомповування газу.
Успішне помпування газу можливе лише за значних кутів нахилу однорідних пластів (покращується гравітаційне розділення газу і нафти), невисокого пластового тиску (тиск нагнітання звичайно на
15...20 % вищий від пластового), близькості значин пластового тиску і тиску насичення нафти газом або наявності природної газової шапки, малої в’язкості нафти. За економічною ефективністю вона значно поступається заводненню, тому має обмежене застосування, зокрема в Україні знайшла застосування лише на Битківському родовищі.
53
Оскільки розробка родовища починається з відбирання нафти
з перших розвідувальних свердловин, то зазначимо, що система розробки є динамічною і безперервно вдосконалюється в часі.
§1.7 Стадії розробки нафтових родовищ
За водонапірного режиму розробка родовища чи, інакше, процес видобування нафти триває понад 30-50 років. Процес видобування наф™ динамічний, тобто змінюється в часі. Період процесу видобування наф™, який характеризується певною закономірною зміною технологічних і техл іко-економ ічних показників, називають стадією розробки родовища. Під технологічними з техніко- економічними показниками розробки покладу розуміють:
1) поточний (середньорічний) і сумарний (накопичений) видобуток нафти, рідини (нафти і води), газу;
2) обводненість продукції «в (відношення поточного видобутку води до поточного видобутку рідини);
3) поточний і накопичений водонафтовий фактор (відношення видобутку води до видобутку нафти);
4) поточний газовий фактор (відношення об’єму видобутого газу до кількості видобутої нафти за поверхневих умов);
5) поточне і накопичене нагнітання води, компенсацію відбирання нагнітанням (відношення запомпованого об’єму води до відібраного об’єму флюїдів за пластових умов);
6) коефіцієнт нафтовплучення;
7) поточний пластовий І вибійний тиски;
8) кількість видобувних І нагнітальних свердловин;
9) середні дебіти видобувних і приймальності нагнітальних свердловин;
10) собівартість продукції, капітальні вкладення, експлуаггаційні витрати, зведені витрати, прибуток і т.д.
За темпами видобування нафти, рідини і обводненіспо продукції виділяють чотири стадії розробки покладу в пористих пластах на водонапірному режимі (рис. 1.4):
1) 
освоєння експлуатжцйного об'єкта;
2) стабільного видобутку нафти (підтримування високого рівня видобутку нафти);
3) значного зменшення видобутку нафти;
4) завершальна.
Рисунок 1.4 - Типовий перебіг темпу видобутку нафти Гвн, рідини Т^р і обводненості продукції Ив у часі за водонапірного режиму розробки покладу з виділенням стадій розробки; І - освоєння експлуатаційного об’єкта; II - стабільного видобутку нафти; III - значного зменшення видобутку; IV - завершальної; |
Під час першої стадії швидко зростає обсяг діючого фонду свердловин до 60..,80% від максимальної кількості, відповідно інтенсивно зростає щорічний видобуток нафти, різко зменшується пластовий тиск (оскільки освоєння системи заводнення запізнюється в часі),
появляється вода в продукції свердловин. Основні технологічні задачі в експлуатації свердловин - їх освоєння, підвищення продуктивності, різноманітне дослідження свердловин і пластів. Тривалість стадії становить 4...5 років і залежить від темпу розбурювання покладу.
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 16 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
