Категории: ДомЗдоровьеЗоологияИнформатикаИскусствоИскусствоКомпьютерыКулинарияМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОбразованиеПедагогикаПитомцыПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРазноеРелигияСоциологияСпортСтатистикаТранспортФизикаФилософияФинансыХимияХоббиЭкологияЭкономикаЭлектроника |
Стадии разработки месторожденийСтадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др. По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени , представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.
Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется: - интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 - 2 % в год от балансовых запасов); - быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,60,8 от максимального; - резким снижением пластового давления; - небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35% при повышенной вязкости); - достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около10%). Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам). Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется: - более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 - 17 %) в течение 3 - 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 - 2 года - при повышенной вязкости; - ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда; - нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 - 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%); - отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти; - текущим коэффициентом нефтеотдачи , составляющим к концу стадии 30 - 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи - 1015%. Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется: - снижением добычи нефти (в среднем на 10 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 10 % при нефтях повышенной вязкости); - темпом отбора нефти на конец стадии 1 - 2,5 %; - уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи; - прогрессирующим обводнением продукции nв 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 Кн 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 Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв. Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 90 % извлекаемых запасов нефти. - Четвертая стадия - завершающая - характеризуется:- малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1% ); - большими темпами отбора жидкости Тдж(водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3); - 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 рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%. |
|||
Последнее изменение этой страницы: 2016-07-23 lectmania.ru. Все права принадлежат авторам данных материалов. В случае нарушения авторского права напишите нам сюда... |