нефть запас природный газ

К основным технологическим показателям, характеризующим процесс разработки нефтяного месторождения (залежи), относятся: годовая и накопленная добыча нефти, жидкости, газа; годовая и накопленная закачка агента (воды); обводненность добываемой продукции; отбор нефти от извлекаемых запасов; фонд добывающих и нагнетательных скважин; темпы отбора нефти; компенсация отбора жидкости закачкой воды; коэффициент нефтеотдачи; дебиты скважин по нефти и по жидкости; приёмистость скважин; пластовое давление и др.

По методике Лысенко В.Д. определены следующие показатели и сведены в таблицу №1:

1. Годовую добычу нефти (qt) и 2. Количество скважин (nt) добывающих и нагнетательных:

где t - порядковый номер расчётного года (t=1, 2, 3, 4, 5); q0 - добыча нефти за год, предшествующий расчётному, в нашем примере за 10 год; e=2,718 - основание натуральных логарифмов; Qост - остаточные извлекаемые запасы нефти на начало расчёта (разность между начальными извлекаемыми запасами и накопленной добычей нефти на начало расчётного года, в нашем примере за 10 год).

n0 - количество скважин на начало расчётного года; T- средний срок эксплуатации скважины, лет; при отсутствии фактических данных за T можно принять нормативный срок амортизации скважины (15 лет).

3. Годовой темп отбора нефти t - отношение годовой добычи нефти (qt) к начальным извлекаемым запасам нефти (Qниз):

t низ = qt / Qниз

4. Годовой темп отбора нефти от остаточных (текущих) извлекаемых запасов - отношение годовой добычи нефти (qt) к остаточным извлекаемым запасам (Qоиз):

t оиз = qt / Qоиз

5. Добыча нефти с начала разработки (накопленный отбор нефти (Qнак):

Сумма годовых отборов нефти на текущий год.

6. Отбор нефти от начальных извлекаемых запасов - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к (Qниз):

СQ = Qнак / Qниз

7. Коэффициент нефтеотдачи (КИН) или нефтеизвлечения - отношение накопленного отбора нефти (Qнак) к начальным геологическим или балансовым запасам (Qбал):

КИН = Qнак / Qбал

• 8. Добыча жидкости за год (qж). Годовую добычу жидкости на перспективный период можно принять постоянной на уровне фактически достигнутой на 10-й год.
• 9. Добыча жидкости с начала разработки (Qж) - сумма годовых отборов жидкости на текущий год.
• 10. Среднегодовая обводнённость продукции скважин (W) - отношение годовой добычи воды (qв) к годовой добыче жидкости(qж):

• 11. Закачка воды за год (qзак) на перспективный период принимается в объёмах, обеспечивающих накопленную компенсацию отбора жидкости на 15 год разработки в размере 110-120%.
• 12. Закачка воды с начала разработки Qзак - сумма годовых закачек воды на текущий год.
• 13. Компенсация отбора жидкости закачкой воды за год (текущая) -отношение годовой закачки воды (qзак) к годовой добыче жидкости (qж):

Кг = qзак / qж

14. Компенсация отбора жидкости закачкой воды с начала разработки (накопленная компенсация) - отношение накопленной закачки воды (Qзак) к накопленному отбору жидкости (Qж):

Кнак = Qзак / Qж

15. Добыча нефтяного попутного газа за год определяется путем умножения годовой добычи нефти (qt) на газовый фактор:

qгаза = qt.Гф

• 16. Добыча нефтяного попутного газа с начала разработки - сумма годовых отборов газа.
• 17. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по нефти - отношение годовой добычи нефти (qг) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):

qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,

где Кэ.д равен отношению отработанных всеми добывающими скважинами дней (суток) в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней (суток) в году.

• 18. Среднегодовой дебит одной добывающей скважины по жидкости - отношение годовой добычи жидкисти (qж) к среднегодовому количеству добывающих скважин (nдоб) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации добывающих скважин (Кэ.д):
• 19. Среднегодовая приёмистость одной нагнетательной скважины - отношение годовой закачки воды (qзак) к среднегодовому количеству нагнетательных скважин (nнаг) и количеству дней в году (Тг), с учётом коэффициента эксплуатации нагнетательных скважин (Кэ.н):

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,

где Кэ.н равен отношению отработанных всеми нагнетательными скважинами дней в течение календарного года к количеству этих скважин и количеству календарных дней в году.

20. Пластовое давление на 20 год разработки имеет тенденцию к снижению, если накопленная компенсация менее 120%; если накопленная компенсация в пределах от 120 до 150%, то пластовое давление близко или равно начальному; если накопленная компенсация более 150%, то пластовое давление имеет тенденцию к увеличению и может быть выше начального.

График разработки месторождения представлен на гистограмме.

Расчет запасов природного газа по формуле и расчет извлекаемых запасов графическим методом

Путем экстраполяции графика Q зап= f (Pср(t)) до оси абсцисс определяют извлекаемые запасы газа или используя соотношение:

где Q зап - начальные извлекаемые запасы газа, млн. м3;

Qдоб (t) - добыча газа с начала разработки за определённый период времени (например за 5 лет) приведён в приложении 4, млн. м3;

Pнач - давление в залежи начальное, МПа;

Pср(t) - средневзвешеное давление в залежи на период времени извлечения объёма газа (например за 5 лет), Pср(t) =0,9 Рнач., МПа;

нач и ср(t) - поправки на отклонение свойств реального газа по закону Бойля-Мариотта от свойств идеальных газов (соответственно для давлений Pнач и Pср(t)). Поправка равняется

Коэффициент сверхсжимаемости газа, определяется по экспериментальным кривым Брауна-Катца. Для упрощения расчетов условно принимаем zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина которого соответствует давлению Pср(t); Для расчета принимаем Кго= 0,8.

Технологией разработки нефтяных месторожденийназывается совокупность способов, применяемых для извлечения нефти из недр.В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих ее факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

Добыча нефти q н – основной показатель, суммарный по всем добывающим скважинам, пробуренным на объект в единицу времени, и среднесуточная добыча q нс приходящаяся на одну скважину. Характер изменения во времени этих показателей зависит не только от свойств пласта и насыщающих его жидкостей, но и от технологических операций, осуществляемых на месторождении на различных этапах разработки.

Добыча жидкости q ж – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени. Из скважин в чисто нефтеносной части залежи в течение какого-то времени безводного периода эксплуатации скважин добывают чистую нефть. По большинству месторождений рано или поздно продукция их начинает обводняться. С этого момента времени добыча жидкости превышает добычу нефти.

Добыча газа q г. Этот показатель зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности его относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, наличия газовой шапки и системы разработки месторождения. Добычу газа характеризуют с помощью газового фактора, т.е. отношения объема добываемого из скважины за единицу времени газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче за ту же единицу времени дегазированной нефти. Средний газовый фактор как технологический показатель разработки определяют по отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти.

При разработке месторождения с поддержанием пластового давления выше давления насыщения газовый фактор остается неизменным и поэтому характер изменения добычи газа повторяет динамику добычи нефти. Если же в процессе разработки пластовое давление будет ниже давления насыщения, то газовый фактор изменяется следующим образом. Во время разработки на режиме растворенного газа средний газовый фактор вначале увеличивается, достигает максимума, а затем уменьшается и стремится к нулю при пластовом давлении, равном атмосферному. В этот момент режим растворенного газа переходит в режим гравитационный.

Рассмотренные показатели отражают динамическую характеристику процесса извлечения нефти, воды и газа. Для характеристики процесса разработки за весь прошедший период времени используют интегральный показатель – накопленную добычу . Накопленная добыча нефти отражает количество нефти, добытое по объекту за определенный период времени с начала разработки, т.е. с момента пуска первой добывающей скважины.

В отличие от динамических показателей накопленная добыча может только увеличиваться. Со снижением текущей добычи темп увеличения соответствующего накопленного показателя уменьшается. Если текущая добыча равна нулю, то рост накопленного показателя прекращается, и он остается постоянным.

Помимо рассмотренных абсолютных показателей, выражающих количественно добычу нефти, воды и газа, используют и относительные, характеризующие процесс извлечения продуктов пласта в долях от запасов нефти.

Темп разработки Z(t) – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым запасам, выражается в процентах.

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

Этот показатель изменяется во времени, отражая влияние на процесс разработки всех технологических операций, осуществляемых на месторождении, как в период его освоения, так и в процессе регулирования.

На рисунке 1.7 приведены кривые, характеризующие темп разработки во времени по двум месторождениям с различными геолого-физическими свойствами. Судя по приведенным зависимостям, процессы разработки этих месторождений существенно отличаются. По кривой 1 можно выделить четыре периода разработки, которые будем называть стадиями .

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.

1 – месторождение А; 2 – месторождение В; I, II, III, IV – стадии разработки

Рисунок 1.7 – График изменения темпа разработки во времени

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).

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.

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

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. Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность реализованной системы разработки, определяют конечное значение количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и добывают основной объем попутной воды.

Как видно из рисунка 1.10 (кривая 2), 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.

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

В практике анализа и проектирования разработки нефтяных месторождений используют также показатели, характеризующие темпы отбора запасов нефти во времени: темп отбора балансовых запасов и темп отбора остаточных извлекаемых запасов . По определению

(1.13)

где – годовая добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки; – балансовые запасы нефти.

Если (1.8) – темп разработки, то связь между и выражается равенством:

(1.14)

где – нефтеотдача к концу срока разработки месторождения.

Темп отбора остаточных извлекаемых запасов нефти:

, (1.15)

где – накопленная добыча нефти по месторождению в зависимости от времени разработки.

Накопленная добыча нефти:

(1.16)

где – время разработки месторождения; – текущее время.

Текущую нефтеотдачу или коэффициент отбора балансовых запасов определяют из выражения:

(1.17)

К концу разработки месторождения, т.е. при , нефтеотдача:

(1.18)

Обводненность продукции – отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды. Этот показатель изменяется во времени от нуля до единицы:

(1.19)

Характер изменения показателя зависит от ряда факторов. Один из основных – отношение вязкости нефти к вязкости воды в пластовых условиях µ 0:

µ 0 = µ н / µ в (1.20)

где µ н и µ в – динамическая вязкость соответственно нефти и воды.

При разработке месторождений с высоковязкими нефтями вода может появиться в продукции некоторых скважин с начала их эксплуатации. Некоторые залежи с маловязкими нефтями разрабатываются длительное время с незначительной обводненностью. Граничное значение между вязкими и маловязкими нефтями изменяется от 3 до 4.

На характер обводнения продукции скважин и пласта влияют также послойная неоднородность пласта (с увеличением степени неоднородности сокращается безводный период эксплуатации скважин) и положение интервала перфорации скважин относительно водонефтяного контакта .

Опыт разработки нефтяных месторождений свидетельствует о том, что при небольшой вязкости нефти более высокая нефтеотдача достигается при меньшей обводненности. Следовательно, обводненность может служить косвенным показателем эффективности разработки месторождения. Если наблюдается более интенсивное по сравнению с проектным обводнение продукции, то это может служить показателем того, что залежь охвачена процессом заводнения в меньшей степени, чем предусматривалось.

Темп отбора жидкости – отношение годовой добычи жидкости в пластовых условиях к извлекаемым запасам нефти, выражается в % в год.

Если динамика темпа разработки характеризуется стадиями, то изменение темпа отбора жидкости во времени происходит следующим образом. На протяжении первой стадии отбор жидкости по большинству месторождений практически повторяет динамику темпа их разработки. Во второй стадии темп отбора жидкости по одним залежам остается постоянным на уровне максимального, по другим – уменьшается, а по третьим – возрастает. Такие же тенденции в еще большей степени выражены в третьей и четвертой стадиях. Изменение темпа отбора жидкости зависит от водонефтяного фактора, расхода нагнетаемой в пласт воды, пластового давления и пластовой температуры.

Водонефтяной фактор – отношение текущих значений добычи воды к нефти на данный момент разработки месторождения, измеряется в м 3 /т. Этот параметр, показывающий, сколько объемов воды добыто на 1т полученной нефти, является косвенным показателем эффективности разработки и с третьей стадии разработки начинает быстро нарастать. Темп его увеличения зависит от темпа отбора жидкости. При разработке залежей маловязких нефтей в конечном итоге отношение объема добытой воды к добыче нефти достигает единицы, а для вязких нефтей увеличивается до 5 - 8 м 3 /т и в некоторых случаях достигает 20 м 3 /т.

Расход нагнетаемых в пласт веществ. При осуществлении различных технологий с целью воздействия на пласт используют различные агенты, улучшающие условия извлечения нефти из недр. Закачивают в пласт воду или пар, углеводородные газы или воздух, двуокись углерода и другие вещества. Темп закачки этих веществ и их общее количество, а также темп их извлечения на поверхность с продукцией скважин – важнейшие технологические показатели процесса разработки.

Пластовое давление. В процессе разработки давление в пластах, входящих в объект разработки, изменяется по сравнению с первоначальным. Причем на различных участках площади оно будет неодинаковым: вблизи нагнетательных скважин максимальным, а вблизи добывающих – минимальным. Для контроля за изменением пластового давления используют средневзвешенную по площади или объему пласта величину. Для определения средневзвешенных их значений используют карты изобар, построенные на различные моменты времени.

Важные показатели интенсивности гидродинамического воздействия на пласт – давления на забоях нагнетательных и добывающих скважин. По разнице между этими величинами определяют интенсивность потока жидкости в пласте.

Давление на устье добывающих скважин устанавливают и поддерживают исходя из требований обеспечения сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин.

Пластовая температур а . В процессе разработки этот параметр изменяется в результате дроссельных эффектов в призабойных зонах пласта, закачки в пласт теплоносителей, создания в нем движущегося фронта горения.

Вопросы для самоконтроля:

1. Дайте определение понятию «разработка нефтяных месторождений».

3. Приведите примеры гидродинамических взаимосвязей нефтяных месторождений с окружающей их водонапорной системой.

4. Как распределяется давление в нефтяной залежи в процессе её разработки?

До развития методов воздействия на нефтяные пласты с целью извлечения из них нефти разработка месторождений осуществлялась за счёт расходования природной энергии. Тогда и появилось важное понятие о режимах нефтяных пластов, которые классифицировались по характеру сил, движущих в них нефть.

Наиболее распространенными в практике разработки нефтяных месторождений режимами пластов были: упругий , растворённого газа и газонапорный (или газовой шапки ).

При упругом режиме нефть вытесняется из пористой среды за счёт упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения порового объёма со снижением пластового давления вследствие деформации горных пород.

Если законтурная область нефтяного пласта имеет выход на дневную поверхность в горах, где пласт постоянно пополняется водой, или водоносная область нефтяной залежи весьма обширна, а пласт в ней высокопроницаем, то режим такого пласта будет естественным упруговодонапорным .

Извлечение нефти при режиме растворённого газа происходит при падении пластового давления ниже давления насыщения, выделении из нефти растворённого в ней газа в виде пузырьков и их расширении. Режим растворённого газа в чистом виде наблюдается в часто переслаивающих пластах.

В большинстве же случаев выделяющийся из нефти газ всплывает под действием гравитационных сил, образуя газовую шапку (вторичную ). В результате этого в пласте создается газонапорный режим (или режим газовой шапки ).

Когда же оказываются истощенными и упругая энергия, и энергия выделяющегося из нефти газа, нефть из пласта под действием гравитации стекает на забой, после чего её извлекают. Такой режим пласта называют гравитационным .

Однако в современной нефтяной промышленности России преобладающее значение имеет разработка нефтяных месторождений с воздействием на пласт. В этих условиях понятие «режим пласта» не полностью характеризует процесс извлечения нефти из недр. Например, разработка некоторого месторождения осуществляется с применением закачки в пласт в течение определенного времени жидкой двуокиси углерода, а затем воды, продвигающей по пласту закачанную порцию (оторочку) двуокиси углерода. Можно, конечно, говорить, что режим пласта в этом случае искусственно водонапорный. Однако этого слишком мало для описания процесса извлечения нефти. Необходимо учитывать не только режим, но и механизм извлечения нефти из пласта, связанный с технологией его разработки.

Чтобы осуществлять разработку месторождений, необходимо обосновать и выбрать не только систему, но и технологию разработки.

Технологией разработки нефтяных месторождений называется совокупность способов , применяемых для извлечения нефти из недр . В данном выше понятии системы разработки в качестве одного из определяющих её факторов указано наличие или отсутствие воздействия на пласт. От этого фактора зависит необходимость бурения нагнетательных скважин. Технология же разработки пласта не входит в определение системы разработки. При одних и тех же системах можно использовать различные технологии разработки месторождений. Конечно, при проектировании разработки месторождения необходимо учитывать, какая система лучше соответствует избранной технологии и при какой системе разработки могут быть наиболее легко получены заданные показатели.

Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется определенными показателями. Рассмотрим общие показатели, присущие всем технологиям разработки. К ним можно отнести следующие.

1 . Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки . Как уже отмечалось, процесс разработки нефтяного месторождения можно условно разделить на четыре стадии (рисунок 3.21). На первой стадии (участок I), когда происходят разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений (ввод элементов системы разработки) в эксплуатацию, добыча нефти растёт, что обусловлено в значительной степени скоростью разбуривания и обустройства месторождения, которая зависит от работы буровых и промыслово-строи-тельных подразделений.

Вторая стадия (участок II) характеризуется максимальной добычей 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.

Третья стадия (участок III) характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении нефтяных пластов). На четвёртой стадии (участок IV) наблюдаются сравнительно медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное её нарастание. Четвёртую стадию называют поздней или завершающей стадией разработки . Следует ещё раз отметить, что

Рисунок 3.21 – Зависимость q н , q ж от t : 1, 2 – добыча соответственно нефти q н и жидкости q ж

описанная картина изменения добычи нефти из месторождения в процессе его разработки будет происходить естественно в том случае, когда технология разработки месторождения и, может быть, система разработки останутся неизмененными во времени. В связи с развитием методов повышения нефтеотдачи пластов на какой-то стадии разработки месторождения, скорее всего, на третьей или четвёртой, может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего снова будет расти добыча нефти из месторождения.

2 . Темп разработки месторождения z(t) , изменяющийся во времени t , равный отношению текущей добычи нефти q н (t) к извлекаемым запасам месторождения N :

Извлекаемые запасы месторождения определяются по следующей формуле:

Если извлекаемые запасы нефти месторождения остаются неизмененными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что и добыча нефти.

Разработка месторождения, начавшись в момент времени , заканчивается в момент t к , к которому из пласта будут добыты все извлекаемые запасы нефти N . Тогда

При расчётах добычи нефти z(t) можно представлять аналитическими функциями. Поэтому для удобства интегрирования можно полагать, что

поскольку при .

Можно получить связь между темпом разработки месторождения в целом, параметром N э кр , темпом разработки элемента системы z(t) и скоростью ввода элементов системы в эксплуатацию v(t) . Используя (3.11) и (3.12), получим

Темп разработки нефтяного месторождения можно представить также в виде отношения текущей добычи нефти q н (t) к геологическим запасам нефти G месторождения. Имеется следующая связь между извлекаемыми и геологическими запасами нефти:

где h к – конечная нефтеотдача.

Используя (3.17), можно найти темп разработки месторождения, определяемый как

Используя (3.12), (3.17) и (3.18), получаем несколько измененную величину темпа разработки:

Часть используется понятие о темпе разработки, определяемом как отношение текущей добычи нефти q н (t) к остаточным (извлекаемым) запасам нефти N ост (t) месторождения, т.е.

Для N ост (t) имеем следующее выражение:

Продифференцировав выражение (3.20) с учётом (3.21), имеем

Учитывая, что , , , получаем окончательно следующую дифференциальную связь между темпами разработки месторождения:

Если зависимость выразить аналитически, то, подставив её в (3.23), получим .

3 . Добыча жидкости из месторождения . При разработке нефтяных месторождений вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. При этом можно рассматривать нефть вместе с растворённым в ней газом, или дегазированную нефть. Добыча жидкости – это суммарная добыча нефти и воды . На рисунке 3.21 показано изменение в процессе разработки месторождения с применением заводнения добычи нефти q н и жидкостиq ж :

где q в – добыча воды.

Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти . На третьей и четвёртой стадиях из месторождения обычно добывается количество жидкости, в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.

4 . Нефтеотдача – отношение количества извлечённой из пласта нефти к первоначальным её запасам в пласте . Различают текущую и конечную нефтеотдачу .

Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным её запасам:

Конечная нефтеотдача – отношение количества добытой нефти к первоначальным её запасам в конце разработки пласта:

Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

Из данного выше определения текущей нефтеотдачи следует, что она переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной из пласта нефти. Поэтому термин «коэффициент нефтеотдачи» можно применять по отношению к конечной нефтеотдаче.

Текущую нефтеотдачу обычно представляют зависящей от различных факторов – количества закачанной в пласт воды при заводнении, отношения этого количества к объёму пор пласта, отношения количества извлечённой из пласта жидкости к объёму пор пласта, обводнённости продукции и просто от времени. На рисунке 3.22 показан типичный вид зависимости нефтеотдачи h от времени t . Если t к –момент окончания разработки пласта, h к – конечная нефтеотдача. Можно говорить о нефтеотдаче не только какого-то одного пласта, объекта, месторождения, но и о средней нефтеотдаче по группе месторождений, некоторому геологическому комплексу, нефтедобывающему региону и по стране в целом, понимая под текущей нефтеотдачей отношение количества извлеченной из пласта нефти в данный момент времени к первоначальным её геологическим запасам в группе месторождений, комплексе, регионе или в стране, и под конечной нефтеотдачей – отношение извлеченной из пласта нефти в конце разработки к геологическим запасам.

Рисунок 3.22 – Зависимость текущей нефтеотдачи h от времени t

Нефтеотдача вообще зависит от многих факторов. Обычно выделяют факторы , связанные с самим механизмом извлечения нефти из пласта , и факторы , характеризующие полноту вовлечения пласта в целом в разработку . Поэтому нефтеотдачу и представляют в виде следующего произведения:

где h 1 – коэффициент вытеснения нефти из пласта; h 2 – коэффициент охвата пласта разработкой. Учитывая сказанное, следует помнить, что для текущей нефтеотдачи коэффициент вытеснения – величина, переменная во времени. Произведение справедливо для всех процессов разработки нефтяных месторождений. Впервые это представление было введено А.П.Крыловым при рассмотрении нефтеотдачи пластов при их разработке с применением заводнения. Величина h 1 равна отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в части пласта, вовлечённой в разработку. Величина h 2 равна отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.

Конечную нефтеотдачу определяют не только возможностями технологии разработки нефтяных месторождений, но и экономическими условиями. Если даже некоторая технология позволяет достичь значительно более высокой конечной нефтеотдачи, чем существующая, это может быть невыгодно по экономическим причинам.

5 . Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки . Эта величина при разработке месторождений на естественных режимах или при воздействии на пласт зависит от содержания газа в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения путем заводнения пласта кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т.е. с падением пластового давления, после того как средневзвешенное пластовое давление р станет меньше давления насыщения р нас , насыщенность пласта газовой фазой существенно увеличивается и добыча газа редко возрастает.

Для характеристики добычи нефти и газа из скважин употребляют понятие о газовом факторе , т.е. отношении объёма добываемого из скважины газа , приведенного к стандартным условиям , к добыче в единицу времени дегазированной нефти . В принципе понятие о среднем газовом факторе можно использовать в качестве технологической характеристики разработки нефтяного месторождения в целом. Тогда средний газовый фактор равен отношению текущей добычи газа к текущей добыче нефти из месторождения .

6 . Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом . При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр в пласт закачиваются обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения. Эти вещества могут добываться из пласта с нефтью, и их темп извлечения также относится к числу технологических показателей.

7 . Распределение давления в пласте . В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным; оно изменяется в зависимости от режимов отбора нефти и закачки агентов в пласты. При этом на отдельных участках пласта оно, естественно, будет различным. Так, вблизи нагнетательных скважин давление повышенное, а вблизи добывающих скважин – пониженное (воронки депрессии ). Поэтому, говоря о пластовом давлении, обычно подразумевают средневзвешенное по площади или объёму пластовое давление . Средневзвешенное по площади месторождения пластовое давление рассчитывается по следующей формуле:

где – давление в точке с координатами в момент времени t .

В формуле (3.28) интеграл берётся по площади S месторождения.

При проектировании разработки нефтяного месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. В качестве показателей разработки используют также давления в характерных точках разрабатываемого пласта – на забоях нагнетательных скважин р н , на линиях или контурах нагнетания , на линиях или контурах отбора и в добывающих скважинах р с (рисунок 3.23). Важно определять также перепады пластового давления как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

8 . Давление на устье р у добывающих скважин . Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.

9 . Распределение скважин по способам подъёма жидкости с забоя на дневную поверхность (фонтанный , компрессорный , глубинно-насосный ). Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия

Рисунок 3.23 – Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах: 1 – нагнетательная скважина; 2 – давление р н ; 3 – давление ; 4 – эпюра пластового давления; 5 – давление р у ; 6 – добывающая скважина; 7 – давление ; 8 – давление р с ; 9 – пласт

нефтяных пластов при бурении скважин, их крепления и освоения. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, оказывается резко различной. Тогда при одном и том же перепаде давлений и одинаковом устьевом давлении р у в добывающих скважинах дебиты их будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давлениях. Указанные обстоятельства приводят к применению в скважинах различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут понадобиться механизированные способы подъёма жидкости с забоя.

10 . Пластовая температура . В процессе разработки нефтяных месторождений пластовая температура изменяется в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин; закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой; вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения. Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и стать, как и пластовое давление, показателем разработки. При проектировании процессов разработки нефтяных месторождений, проведение которых связано со значительным изменением пластовой температуры, необходимо рассчитывать распределение температуры в пласте в целом или в элементе системы разработки. Важно также прогнозировать изменение температуры вблизи забоев нагнетательных и добывающих скважин, а также в других пластах, соседних с разрабатываемым.

Помимо описанных основных показателей разработки при осуществлении различных технологий извлечения нефти из недр определяют также особые показатели, свойственные данной технологии. Например, при вытеснении нефти из пластов водными растворами поверхностно-активных веществ, полимеров или двуокиси углерода необходимо количественно прогнозировать сорбцию и связанную с ней скорость движения в пласте реагентов. При использовании влажного внутрипластового горения – определять водовоздушное отношение, скорость продвижения по пласту фронта горения и т.д.

Необходимо подчеркнуть, что все показатели, присущие данной технологии извлечения нефти из недр при данной системе разработки нефтяного 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 расчётной модели разработки нефтяного месторождения, и, если одни из показателей заданы, то другие должны быть рассчитаны.

§ 3.5 Основное содержание проектных документов и стадийность

Расчет основных показателей разработки в периоды постоянной и падающей добычи при газовом режиме и равномерном размещении скважин.

Исходные данные:

Qзап = 2000 мрлд.м3; - начальные запасы газа

rот = 0,56; - относительная плотность газа

Pнач = 12 Мпа; - начальное пластовое давление

Tпл = 308 К; - пластовая температура

DP = 0,3 Мпа; - максимально допустимая пластовая депрессия

Qгод = 33 мрлд.м3; - темп разработки в период постоянной добычи

А = 0,0012 Мпа2*сут./тыс.м3

В = 0,00001 (Мпа*сут./тыс.м3)2 - коэффициенты фильтрационных сопротивлений притока газа к забою скважин

tпост = 8 лет; - период постоянной добычи

tпад = 12 лет; - период падающей добычи

Kр = 1,15; - коэффициент резерва скважин

Kэ = 0,9; - коэффициент эксплуатации

Алгоритм расчета:

Для периода постоянной добычи:

1) Так как в период постоянной добычи годовой отбор газа известен, определяем накопленную добычу по годам по формуле:

где Qt – добыча газа в текущем году разработки, мрлд.м3;

2) Определяем пластовое давление в текущем году разработки по формуле:

,

где Pнач – начальное пластовое давление, МПа;

Zнач – начальный коэффициент сверхсжимаемости;

Qзап - начальные запасы газа, мрлд.м3;

Qдобt - накопленная добыча к году t;

Zt – коэффициент сверхсжимаемости в году t, определяемый по формуле:

,

где Tпл - пластовая температура К;

Pt – пластовое давление в году t;

– соответственно критические давление и температура определяемые по формулам:

где rот – относительная плотность газа;

3) Определяем забойное давление в каждый год разработки по формуле:

4) Определяем дебит одной скважины в текущий год разработки по уравнению притока:

5) Определим число скважин необходимых для разработки залежи в период постоянной добычи по формуле:

;

Факультет разработки нефтяных и газовых месторождений (РГУНГ)

В разработку осуществляется на основе проекта пробной эксплуатации , технологической схемы промышленной или опытно-промышленной разработки, проекта разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации определяют условия, при которых будет вестись эксплуатация месторождения: его геологическое строение, коллекторские свойства пород, физико-химические свойства флюидов, насыщенность горных пород водой , газом, нефтью, пластовые давления , температуры и др. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки, производят экономическую оценку вариантов и выбирают оптимальный.

Системы разработки предусматривают: выделение объектов разработки, последовательность ввода объектов в разработку, темп разбуривания месторождений, методы воздействия на продуктивные пласты с целью максимального извлечения нефти; число, соотношение, расположение и порядок ввода в эксплуатацию добывающих, нагнетательных, контрольных и резервных скважин; режим их работы; методы регулирования процессами разработки; мероприятия по охране окружающей среды . Принятая для конкретного месторождения система разработки предопределяет технико-экономические показатели — дебит , изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи , капитальные вложения , себестоимость 1 т нефти и др. Рациональная система разработки нефтяных месторождений обеспечивает заданный уровень нефти и попутного газа с оптимальными технико-экономическими показателями, эффективную охрану окружающей среды.

Основные параметры, характеризующие систему разработки: отношение площади нефтеносности месторождения к числу всех нагнетательных и добывающих скважин (плотность сетки скважин), отношение извлекаемых запасов нефти месторождения к числу скважин — извлекаемые запасы на одну скважину (эффективность системы разработки), отношение числа нагнетательных к числу добывающих скважин (интенсивность выработки запасов); отношение числа резервных скважин, пробуренных после ввода месторождения в разработку с целью более полного извлечения нефти (надёжность системы разработки). Система разработки характеризуется также геометрическими параметрами: расстоянием между скважинами и рядами скважин, шириной полосы между нагнетательными скважинами (при блоково-рядных системах разработки) и др. В системе разработки без воздействия на пласт при малоподвижном контуре нефтеносности используют равномерное четырёхугольное (четырёхточечное) или треугольное (трёхточечное) расположение добывающих скважин; при подвижных контурах нефтеносности расположение скважин учитывает форму этих контуров. Системы разработки нефтяных месторождений без воздействия на пласт в применяют редко, большей частью месторождение разрабатывается с заводнением . Наиболее широко используется блоково-рядное внутриконтурное заводнение . Создают также площадные системы заводнения с расстоянием между скважинами 400-800 м.

Наряду с выбором системы разработки большое значение имеет выбор эффективной технологии разработки. Система и технология в принципе независимы; при одной и той же системе применяют различные технологии разработки. Основные технологические показатели процесса разработки: текущая и накопленная добыча нефти, воды, жидкости; темп разработки, обводнённость продукции скважин, пластовое давление и температура, а также эти параметры в характерных точках пласта и скважины (на забое и устье скважины, на границах элементов и т.д.); газовый фактор в отдельных скважинах и по месторождению в целом. Эти показатели изменяются во времени в зависимости от режимов пластов (характера появления внутрипластовых сил, движущих нефть к забоям скважин) и технологии разработки. Важным показателем разработки нефтяных месторождений и эффективности применяемой технологии является текущая и конечная величина нефтеотдачи. Длительная разработка нефтяных месторождений при упругом режиме возможна только в отдельных случаях, т.к. обычно пластовое давление в процессе разработки падает и в пласте возникает режим растворённого газа. Конечный коэффициент нефтеотдачи при разработке в этом режиме невелик, редко достигает (при хорошей проницаемости пласта и низкой вязкости нефти) величины 0,30-0,35. С применением технологии заводнения конечный коэффициент нефтеотдачи увеличивается до 0,55-0,6 (в среднем 0,45-0,5). При повышенной вязкости нефти (20-50.10 -3 Па.с) он не превышает 0,3-0,35, а при вязкости нефти свыше 100.10 -3 Па.с — 0,1. Заводнение в этих условиях становится малоэффективным. Для повышения конечной величины коэффициента нефтеотдачи применяют технологии, основанные на физико-химических и тепловых методах воздействия на пласт (см. Термические методы добычи). При физико-химических методах используют вытеснение нефти растворителями, газом высокого давления, поверхностно-активными веществами, полимерными и мицеллярно-полимерными растворами, растворами кислот и щелочей. Применение этих технологий позволяет снижать натяжение на контакте "нефть — вытесняющая жидкость", либо ликвидировать его (вытеснение нефти растворителями), улучшать смачиваемость горных пород вытесняющей жидкостью, загущать вытесняющую жидкость и тем самым уменьшать отношение вязкости нефти к вязкости жидкости, делая процесс вытеснения нефти из пластов более устойчивым и эффективным. Физико-химические методы воздействия на пласт увеличивают нефтеотдачу на 3-5% (поверхностно-активные вещества), на 10-15% (полимерное и мицеллярное заводнение), на 15-20% (углекислота). Применение методов вытеснения нефти растворителями теоретически позволяет достичь полной нефтеотдачи. Однако опытно-промышленные работы выявили ряд трудностей практического осуществления этих методов извлечения нефти: сорбция поверхностно-активных веществ средой коллекторов, изменение их концентрации, разделение композиций веществ (мицеллярно-полимерное заводнение), экстракция только лёгких углеводородов (углекислота), снижение коэффициента охвата (растворители и газ высокого давления) и др. Развиваются также исследования в области термохимических методов извлечения нефти при совместном воздействии на пласт теплом и химическими реагентами — термощелочное, термополимерное заводнение, использование катализаторов внутрипластовых реакций и др. Исследуются возможности повышения нефтеотдачи пластов путём воздействия на них биохимическими методами, основанными на вводе в нефтяной пласт бактерий, в результате жизнедеятельности которых образуются вещества, улучшающие текучесть и облегчающие извлечение нефти.

В разработке нефтяных месторождений выделяют 4 периода: нарастающей, постоянной, резко падающей и медленно падающей добычи нефти (поздняя стадия).

На всех этапах разработки нефтяных месторождений осуществляют контроль, анализ и регулирование процесса разработки без изменения системы разработки или с частичным её изменением. Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений позволяет повысить эффективность вытеснения нефти. Воздействуя на залежь, усиливают или ослабляют фильтрационные потоки, изменяют их направление, вследствие чего вовлекаются в разработку ранее не дренируемые участки месторождения и происходит увеличение темпов отбора нефти, уменьшение добычи попутной воды и увеличение коэффициента конечной нефтеотдачи. Методы регулирования разработки нефтяных месторождений: увеличение производительности скважин за счёт снижения забойного давления (перевод на механизированный способ эксплуатации, установление форсированного или оптимального режима работы скважин); отключение высокообводнённых скважин; повышение давления нагнетания; дополнительных добывающих скважин (резервных) или возврат скважин с других горизонтов; перенос фронта нагнетания; использование очагового и избирательного заводнения; проведение изоляционных работ; выравнивание профиля притока или приёмистости скважины; воздействие на призабойную зону для интенсификации притока (гидроразрыв пласта, гидропескоструйная перфорация , кислотная обработка); применение физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (закачка в пласт серной кислоты, поверхностно-активных веществ и др.). Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом (см. ).