нафта запас природного газу

До основних технологічних показників, що характеризують процес розробки нафтового родовища (поклади), відносяться: річний та накопичений видобуток нафти, рідини, газу; річне та накопичене закачування агента (води); обводненість продукції, що видобувається; відбір нафти від запасів; фонд видобувних та нагнітальних свердловин; темпи відбору нафти; компенсація відбору рідини закачуванням води; коефіцієнт нафтовіддачі; дебіти свердловин з нафти і з рідини; ємність свердловин; пластовий тиск та ін.

За методикою Лисенка В.Д. визначено такі показники та зведено до таблиці №1:

1. Річний видобуток нафти (qt) і 2. Кількість свердловин (nt) видобувних та нагнітальних:

де t - порядковий номер розрахункового року (t = 1, 2, 3, 4, 5); q0 - видобуток нафти протягом року, що передує розрахунковому, у прикладі за 10 рік; e=2,718 - основа натуральних логарифмів; Qост - залишкові видобуті запаси нафти початку розрахунку (різницю між початковими извлекаемыми запасами і накопиченої видобутком нафти початку розрахункового року, наш приклад за 10 рік).

n0 - кількість свердловин початку розрахункового року; T-середній термін експлуатації свердловини, років; за відсутності фактичних даних за T можна прийняти нормативний термін амортизації свердловини (15 років).

3. Річний темп відбору нафти t - відношення річного видобутку нафти (qt) до початкових запасів нафти (Qниз):

t низ = qt / Qниз

4. Річний темп відбору нафти від залишкових (поточних) запасів - ставлення річного видобутку нафти (qt) до залишкових запасів (Qоиз):

t оіз = qt / Qоіз

5. Видобуток нафти з початку розробки (накопичений відбір нафти (Qнак):

Сума річних відборів нафти цього року.

6. Відбір нафти від початкових запасів - ставлення накопиченого відбору нафти (Qнак) до (Qниз):

СQ = Qнак / Qниз

7. Коефіцієнт нафтовіддачі (КІН) або нафтовидобування - відношення накопиченого відбору нафти (Qнак) до початкових геологічним або балансовим запасам (Qбал):

КІН = Qнак / Qбал

• 8. Видобуток рідини протягом року (qж). Річний видобуток рідини на перспективний період можна прийняти постійною лише на рівні фактично досягнутої на 10-й рік.
• 9. Видобуток рідини з початку розробки (Qж) – сума річних відборів рідини на поточний рік.
• 10. Середньорічна обводненість продукції свердловин (W) - відношення річного видобутку води (qв) до річного видобутку рідини (qж):

• 11. Закачування води протягом року (qзак) на перспективний період приймається обсягах, які забезпечують накопичену компенсацію відбору рідини на 15 рік розробки у вигляді 110-120%.
• 12. Закачування води з початку розробки Qзак - сума річних закачування води на поточний рік.
• 13. Компенсація відбору рідини закачуванням води за рік (поточна) -відношення річного закачування води (qзак) до річного видобутку рідини (qж):

Кг = qзак / qж

14. Компенсація відбору рідини закачуванням води з початку розробки (накопичена компенсація) - відношення накопиченого закачування води (Qзак) до накопиченого відбору рідини (Qж):

Кнак = Qзак / Qж

15. Видобуток нафтового попутного газу протягом року визначається шляхом множення річного видобутку нафти (qt) на газовий фактор:

qгазу = qt.Гф

• 16. Видобуток нафтового попутного газу з початку розробки – сума річних відборів газу.
• 17. Середньорічний дебіт однієї добувної свердловини з нафти - відношення річного видобутку нафти (qг) до середньорічній кількості свердловин (nдоб) і кількості днів на рік (Тг), з урахуванням коефіцієнта експлуатації свердловин (Ке.д):

qскв.д. = qг / nдоб Тг Кэ.д,

де Ке.д дорівнює відношенню відпрацьованих усіма видобувними свердловинами днів (доби) протягом календарного року до кількості цих свердловин і кількості календарних днів (доби) на рік.

• 18. Середньорічний дебіт однієї добувної свердловини по рідині - відношення річного видобутку рідкості (qж) до середньорічної кількості свердловин (nдоб) і кількості днів у році (Тг), з урахуванням коефіцієнта експлуатації свердловин (Ке.д):
• 19. Середньорічна ємність однієї нагнітальної свердловини - відношення річного закачування води (qзак) до середньорічної кількості нагнітальних свердловин (nнаг) та кількості днів у році (Тг), з урахуванням коефіцієнта експлуатації нагнітальних свердловин (Ке.н):

qскв.н. = qзак / nнаг Тг Кэ.н,

де Ке.н дорівнює відношенню відпрацьованих усіма нагнітальними свердловинами днів протягом календарного року до кількості цих свердловин та кількості календарних днів на рік.

20. Пластовий тиск на 20 рік розробки має тенденцію до зниження, якщо накопичена компенсація менша за 120%; якщо накопичена компенсація в межах від 120 до 150%, то пластовий тиск близько або дорівнює початковому; якщо накопичена компенсація більше 150%, то пластовий тиск має тенденцію до збільшення і може бути вищим за початковий.

Графік розробки родовища подано на гістограмі.

Розрахунок запасів природного газу за формулою та розрахунок видобутих запасів графічним методом

Шляхомекстраполяції графіка Q зап= f (Pср(t)) до осі абсцис визначають видобуті запаси газу або використовуючи співвідношення:

де Q зап - початкові видобуті запаси газу, млн. м3;

Qдоб (t) - видобуток газу з початку розробки за певний період часу (наприклад, за 5 років) наведено в додатку 4, млн. м3;

Pнач - тиск у покладі початковий, МПа;

Pср(t) - середньозважений тиск у поклади на період часу отримання обсягу газу (наприклад за 5 років), Pср(t) = 0,9 Рнач., МПа;

поч і ср(t) - поправки на відхилення властивостей реального газу згідно із законом Бойля-Маріотта від властивостей ідеальних газів (відповідно для тисків Pнач і Pср(t)). Поправка дорівнює

Коефіцієнт надстисливості газу визначається за експериментальним кривим Брауна-Катца. Для спрощення розрахунків умовно приймаємо zнач =0,65, zср(t) =0,66, величина якого відповідає тиску Pср(t); Для розрахунку приймаємо КГО = 0,8.

Технологією розробки нафтових родовищ називається сукупність способів, що застосовуються для вилучення нафти з надр. Від цього чинника залежить необхідність буріння нагнітальних свердловин. Технологія розробки пласта не входить у визначення системи розробки. При тих самих системах можна використовувати різні технологіїрозробка родовищ. Звичайно, при проектуванні розробки родовища необхідно враховувати, яка система краще відповідає обраній технології і при якій системі розробки можуть бути легко отримані задані показники.

Розробка кожного нафтового родовища характеризується певними показниками. Розглянемо загальні показники, властиві всім технологіям розробки. До них можна віднести такі.

Видобуток нафти q н – основний показник, сумарний за всіма видобувними свердловинами, пробуреними на об'єкт в одиницю часу, та середньодобовий видобуток q нс припадає однією свердловину. Характер зміни у часі цих показників залежить як від властивостей пласта і рідин, що його насичують, а й від технологічних операцій, здійснюваних на родовищі різних етапах розробки.

Видобуток рідини q ж - сумарний видобуток нафти та води в одиницю часу. Зі свердловин у чисто нафтоносній частині покладу протягом якогось часу безводного періоду експлуатації свердловин добувають чисту нафту. За більшістю родовищ рано чи пізно продукція їх починає обводнятися. З цього часу видобуток рідини перевищує видобуток нафти.

Видобуток газу q р. Цей показник залежить від вмісту газу в пластовій нафті, рухливості його щодо рухливості нафти в пласті, відношення пластового тиску до тиску насичення, наявності газової шапки та системи розробки родовища. Видобуток газу характеризують з допомогою газового чинника, тобто. відносини обсягу видобутого зі свердловини за одиницю часу газу, наведеного до стандартних умов, до видобутку за ту саму одиницю часу дегазованої нафти. Середній газовий фактор як технологічний показник розробки визначають по відношенню до поточного видобутку газу до поточного видобутку нафти.

При створенні родовища з підтримкою пластового тиску вище тиску насичення газовий чинник залишається постійним і тому характер зміни видобутку газу повторює динаміку видобутку нафти. Якщо ж у процесі розробки пластовий тиск буде нижчим за тиск насичення, то газовий фактор змінюється наступним чином. Під час розробки на режимі розчиненого газу середній газовий фактор спочатку збільшується, досягає максимуму, а потім зменшується і прагне нуля при пластовому тиску, що дорівнює атмосферному. У цей момент режим розчиненого газу перетворюється на гравітаційний режим.

Розглянуті показники відображають динамічну характеристику процесу вилучення нафти, води та газу. Для характеристики процесу розробки за минулий період використовують інтегральний показник – накопичений видобуток. Накопичена видобуток нафти відбиває кількість нафти, видобуте об'єктом за певний період від початку розробки, тобто. з моменту пуску першої видобувної свердловини.

На відміну від динамічних показників, накопичений видобуток може тільки збільшуватися. Зі зниженням поточного видобутку темп збільшення відповідного накопиченого показника зменшується. Якщо поточний видобуток дорівнює нулю, то зростання накопиченого показника припиняється, і він залишається незмінним.

Крім розглянутих абсолютних показників, що виражають кількісно видобуток нафти, води та газу, використовують і відносні, що характеризують процес вилучення продуктів пласта в частках від запасів нафти.

Темп розробки Z(t)- Відношення річного видобутку нафти до запасів, що витягуються, виражається у відсотках.

Z(t) = q H ∕ N (1.12)

Цей показник змінюється у часі, відбиваючи впливом геть процес розробки всіх технологічних операцій, здійснюваних на родовищі, як у його освоєння, і у процесі регулювання.

На малюнку 1.7 наведено криві, що характеризують темп розробки у часі за двома родовищами з різними геолого-фізичними властивостями. Судячи з наведених залежностей, процеси розробки цих родовищ істотно різняться. По кривій 1 можна виділити чотири періоди розробки, які називатимемо стадіями .

Перша стадія(Стадія введення родовища в експлуатацію), коли відбувається інтенсивне буріння свердловин основного фонду, темп розробки безперервно збільшується і досягає максимального значеннядо кінця періоду. На її протязі видобувають, як правило, безводну нафту. Тривалість її залежить від розмірів родовища та темпів буріння свердловин, що становлять основний фонд.

Досягнення максимального річного відбору запасів нафти не завжди збігається із закінченням буріння свердловин. Іноді воно настає раніше строкурозбурювання покладу.

1 – родовище А; 2 – родовище; I, II, III, IV – стадії розробки

Рисунок 1.7 – Графік зміни темпу розробки у часі

Друга стадія(Стадія підтримки досягнутого максимального рівнявидобутку нафти) характеризується більш менш стабільними річними відборами нафти. У завданні на проектування розробки родовища часто вказують саме максимальний видобуток нафти, рік, у якому цей видобуток має бути досягнутий, а також тривалість другої стадії.

Основне завдання цієї стадії здійснюється шляхом буріння свердловин резервного фонду, регулювання режимів свердловин та освоєння повною мірою системи заводнення або іншого методу на пласт. Деякі свердловини до кінця стадії перестають фонтанувати і їх переводять на механізований спосіб експлуатації (за допомогою насосів).

Третя стадія(Стадія падаючого видобутку нафти) характеризується інтенсивним зниженням темпу розробки на тлі прогресуючого обводнення продукції свердловин при водонапірному режимі та різким збільшенням газового фактора при газонапірному режимі. Майже всі свердловини експлуатуються механізованим методом. Значна частина свердловин до кінця цієї стадії вибуває з експлуатації.

Четверта стадія(Завершальна стадія розробки) характеризується низькими темпами розробки. Спостерігаються висока обводненість продукції та повільне зменшення видобутку нафти.

Перші три стадії, протягом яких відбирають від 70 до 95% від запасів нафти, утворюють основний період розробки. Протягом четвертої стадії витягують запаси нафти, що залишилися. Однак саме в цей період, що характеризує в цілому ефективність реалізованої системи розробки, визначають кінцеве значення кількості нафти, що видобувається, загальний термін розробки родовища і видобувають основний обсяг попутної води.

Як видно з малюнка 1.10 (крива 2), для деяких родовищ характерно, що за першою стадією настає стадія падіння видобутку нафти. Іноді це відбувається вже в період введення родовища у розробку. Таке явище характерне для родовищ з в'язкими нафтами або тоді, коли до кінця першої стадії було досягнуто високих темпів розробки близько 12 - 20% на рік і більше. З досвіду розробки випливає, що максимальний темп розробки має перевищувати 8 - 10 % на рік, а середньому протягом усього терміну розробки величина його має бути не більше 3 - 5 % на рік.

Зазначимо ще раз, що описана картина зміни видобутку нафти з родовища у його розробки відбуватиметься природно у разі, коли технологія розробки родовища і, можливо, система розробки залишаться незмінними у часі. У зв'язку з розвитком методів підвищення нафтовіддачі пластів на якійсь стадії розробки родовища, швидше за все, на третій або четвертій, може бути застосована нова технологія вилучення нафти з надр, внаслідок чого знову зростатиме видобуток нафти з родовища.

У практиці аналізу та проектування розробки нафтових родовищ використовують також показники, що характеризують темпи відбору запасів нафти у часі: темп відбору балансових запасів і темп відбору залишкових запасів. За визначенням

(1.13)

де – річний видобуток нафти за родовищем залежно від часу розробки; - Балансові запаси нафти.

Якщо (1.8) – темп розробки, то зв'язок між і виражається рівністю:

(1.14)

де - Нафтовіддача до кінця терміну розробки родовища.

Темп відбору залишкових запасів нафти, що видобуваються:

, (1.15)

де – накопичений видобуток нафти за родовищем залежно від часу розробки.

Накопичений видобуток нафти:

(1.16)

де - Час розробки родовища; - поточний час.

Поточну нафтовіддачу чи коефіцієнт відбору балансових запасів визначають з виразу:

(1.17)

Наприкінці розробки родовища, тобто. при , нафтовіддача:

(1.18)

Обводненість продукції - ставлення дебіту води до сумарного дебіту нафти та води. Цей показник змінюється у часі від нуля до одиниці:

(1.19)

Характер зміни показника залежить від низки чинників. Один з основних – відношення в'язкості нафти до в'язкості води у пластових умовах µ 0:

µ 0 = µ н / µ в (1.20)

де µ ні µ в- динамічна в'язкість відповідно нафти та води.

При розробці родовищ із високов'язкими нафтами вода може з'явитися у продукції деяких свердловин від початку їх експлуатації. Деякі поклади з малов'язкими нафтами розробляються довгий часз незначною обводненістю. Граничне значення між в'язкими та малов'язкими нафтами змінюється від 3 до 4.

На характер обводнення продукції свердловин та пласта впливають також пошарова неоднорідність пласта (зі збільшенням ступеня неоднорідності скорочується безводний період експлуатації свердловин) та положення інтервалу перфорації свердловин щодо водонафтового контакту.

Досвід розробки нафтових родовищ свідчить про те, що при невеликій в'язкості нафти вища нафтовіддача досягається за меншої обводненості. Отже, обводненість може бути непрямим показником ефективності розробки родовища. Якщо спостерігається інтенсивніше проти проектним обводнення продукції, це може бути показником те, що поклад охоплена процесом заводнення меншою мірою, ніж передбачалося.

Темп відбору рідини- Відношення річного видобутку рідини в пластових умовах до запасів нафти, що витягується, виражається в % на рік.

Якщо динаміка темпу розробки характеризується стадіями, зміна темпу відбору рідини у часі відбувається в такий спосіб. Протягом першої стадії відбір рідини з більшості родовищ практично повторює динаміку темпу їхньої розробки. У другій стадії темп відбору рідини за одними покладами залишається постійним лише на рівні максимального, за іншими – зменшується, а, по третім – зростає. Такі ж тенденції ще більшою мірою виражені в третій і четвертій стадіях. Зміна темпу відбору рідини залежить від водонафтового фактора, витрати води, що нагнітається в пласт, пластового тиску і пластової температури.

Водонафтовий фактор- Відношення поточних значень видобутку води до нафти на даний момент розробки родовища, що вимірюється в м 3 /т. Цей параметр, що показує, скільки обсягів води видобуто на 1т отриманої нафти, є непрямим показником ефективності розробки та з третьої стадії розробки починає швидко наростати. Темп збільшення залежить від темпу відбору рідини. При розробці покладів малов'язких нафт у кінцевому підсумку відношення обсягу видобутої води до видобутку нафти сягає одиниці, а в'язких нафт збільшується до 5 - 8 м 3 /т й у випадках досягає 20 м 3 /т.

Витрата речовин, що нагнітаються в пласт.При здійсненні різних технологій з метою на пласт використовують різні агенти, що поліпшують умови вилучення нафти з надр. Закачують у пласт воду чи пару, вуглеводневі гази чи повітря, двоокис вуглецю та інші речовини. Темп закачування цих речовин та їх загальна кількість, а також темп їхнього вилучення на поверхню з продукцією свердловин – найважливіші технологічні показники процесу розробки.

Пластовий тиск.У процесі розробки тиск у пластах, які входять у об'єкт розробки, змінюється проти початковим. Причому на різних ділянках площі воно буде неоднаковим: поблизу нагнітальних свердловин максимальним, а поблизу видобувних мінімальним. Для контролю за зміною пластового тиску використовують середньозважену за площею або обсягом пласта величину. Для визначення середньозважених значень використовують карти ізобар, побудовані на різні моменти часу.

Важливі показники інтенсивності гідродинамічного впливу на пласт - тиску на вибоях нагнітальних свердловин. По різниці між цими величинами визначають інтенсивність потоку рідини у пласті.

Тиск на гирлі видобувних свердловин встановлюють та підтримують виходячи з вимог забезпечення збору та внутрішньопромислового транспорту продукції свердловин.

Пластова температураа. У процесі розробки цей параметр змінюється в результаті дросельних ефектів у привибійних зонах пласта, закачування в пласт теплоносіїв, створення в ньому фронту горіння, що рухається.

Запитання для самоконтролю:

1. Дайте визначення поняття "розробка нафтових родовищ".

3. Наведіть приклади гідродинамічних взаємозв'язків нафтових родовищ з водонапірною системою, що їх оточує.

4. Як розподіляється тиск у нафтовому покладі у процесі її розробки?

До розвитку методів на нафтові пласти з метою вилучення їх нафти розробка родовищ здійснювалася рахунок витрачання природної енергії. Тоді й з'явилося важливе поняття про режими нафтових пластів, які класифікувалися за характером сил, які рушать у них нафту.

Найбільш поширеними у практиці розробки нафтових родовищ режимами пластів були: пружний , розчиненого газу і газонапірний (або газової шапки ).

При пружному режимінафта витісняється з пористого середовища рахунок пружного розширення рідин (нафти і води), і навіть зменшення порового обсягу зі зниженням пластового тиску внаслідок деформації гірських порід.

Якщо законтурна область нафтового пласта має вихід на денну поверхню в горах, де пласт постійно поповнюється водою, або водоносна область нафтового покладу дуже велика, а пласт у ній високопроникний, то режим такого пласта буде природним пружноводонапірним .

Вилучення нафти при режимі розчиненого газу відбувається при падінні пластового тиску нижче тиску насичення, виділення з нафти розчиненого в ній газу у вигляді бульбашок та їх розширення. Режим розчиненого газу в чистому вигляді спостерігається в пластах, що часто перешаровують.

У більшості випадків газ, що виділяється з нафти, спливає під дією гравітаційних сил, утворюючи газову шапку (вторинну ). В результаті цього у пласті створюється газонапірний режим (або режим газової шапки ).

Коли ж виявляються виснаженими і пружна енергія, і енергія газу, що виділяється з нафти, нафта з пласта під дією гравітації стікає на забій, після чого її витягають. Такий режим пласта називають гравітаційним .

Однак у сучасній нафтовій промисловості Росії переважне значення має розробка нафтових родовищ із впливом пласт. У умовах поняття «режим пласта» в повному обсязі характеризує процес вилучення нафти з надр. Наприклад, розробка деякого родовища здійснюється із застосуванням закачування в пласт протягом певного часу рідкого двоокису вуглецю, а потім води, що просуває по пласту закачану порцію (острочку) двоокису вуглецю. Можна, звичайно, говорити, що режим пласта в цьому випадку штучно водонапірний. Однак цього замало для опису процесу вилучення нафти. Необхідно враховувати як режим, а й механізм вилучення нафти з пласта, що з технологією його розробки.

Щоб здійснювати розробку родовищ, необхідно обґрунтувати і вибрати як систему, а й технологію розробки.

Технологією розробки нафтових родовищ називається сукупність способів, застосовуваних для вилучення нафти з надр . У цьому вище понятті системи розробки як одного з визначальних її чинників зазначено наявність чи відсутність на пласт. Від цього чинника залежить необхідність буріння нагнітальних свердловин. Технологія розробки пласта не входить у визначення системи розробки. При тих самих системах можна використовувати різні технології розробки родовищ. Звичайно, при проектуванні розробки родовища необхідно враховувати, яка система краще відповідає обраній технології і при якій системі розробки можуть бути легко отримані задані показники.

Розробка кожного нафтового родовища характеризується певними показниками. Розглянемо загальні показники, властиві всім технологіям розробки. До них можна віднести такі.

1 . Видобуток нафти з родовища у процесі його розробки . Як зазначалося, процес розробки нафтового родовища можна умовно розділити чотирма стадії (рисунок 3.21). На першій стадії (Ділянка I), коли відбуваються розбурювання, облаштування родовища, введення свердловин та промислових споруд (введення елементів системи розробки) в експлуатацію, видобуток нафти зростає, що обумовлено значною мірою швидкістю розбурювання та облаштування родовища, яка залежить від роботи бурових та промислово-будівлі тельних підрозділів.

Друга стадія(Ділянка II) характеризується максимальною видобутком нафти. У завданні на проектування розробки родовища часто вказують саме максимальний видобуток нафти, рік, у якому цей видобуток має бути досягнутий, а також тривалість другої стадії.

Третя стадія(Ділянка III) характеризується різким падінням видобутку нафти і значним зростанням обводненості продукції свердловин (при заводнінні нафтових пластів). На четвертій стадії (Ділянка IV) спостерігаються порівняно повільне, поступове падіння видобутку нафти, висока обводненість продукції свердловин і неухильне її наростання. Четверту стадію називають пізніш або завершальною стадією розробки . Слід зазначити, що

Рисунок 3.21 – Залежність q н, q жвід t: 1, 2 – видобуток відповідно нафти q нта рідини q ж

описана картина зміни видобутку нафти з родовища у його розробки відбуватиметься природно у разі, коли технологія розробки родовища і, можливо, система розробки залишаться незміненими у часі. У зв'язку з розвитком методів підвищення нафтовіддачі пластів на якійсь стадії розробки родовища, швидше за все, на третій або четвертій може бути застосована нова технологія вилучення нафти з надр, внаслідок чого знову зростатиме видобуток нафти з родовища.

2 . Темп розробки родовища z(t), що змінюється у часі t, що дорівнює відношенню поточного видобутку нафти q н (t)до запасів родовища. N:

Вилучені запаси родовища визначаються за такою формулою:

Якщо видобуті запаси нафти родовища залишаються незміненими у його розробки, то зміна у часі темпу розробки родовища відбувається аналогічно зміні видобутку нафти і проходить самі стадії, як і видобуток нафти.

Розробка родовища, розпочавшись у момент часу, закінчується в момент t до, до якого з пласта будуть видобуті всі видобуті запаси нафти N. Тоді

При розрахунках видобутку нафти z(t)можна представляти аналітичними функціями. Тому для зручності інтегрування можна вважати, що

оскільки за .

Можна отримати зв'язок між темпом розробки родовища загалом, параметром N е кр, темпом розробки елемента системи z(t)та швидкістю введення елементів системи в експлуатацію v(t). Використовуючи (3.11) та (3.12), отримаємо

Темп розробки нафтового родовища можна також у вигляді відношення поточного видобутку нафти q н (t)до геологічних запасів нафти Gмісце народження. Є наступний зв'язок між видобутими та геологічними запасами нафти:

де h до- Кінцева нафтовіддача.

Використовуючи (3.17), можна знайти темп розробки родовища, який визначається як

Використовуючи (3.12), (3.17) та (3.18), отримуємо дещо змінену величину темпу розробки:

Частина використовується поняття про темп розробки, що визначається як відношення поточного видобутку нафти q н (t)до залишкових (видобуваних) запасів нафти N зуст (t)родовища, тобто.

Для N зуст (t)маємо наступний вираз:

Продиференціювавши вираз (3.20) з урахуванням (3.21), маємо

Враховуючи, що , , , отримуємо остаточно наступний диференціальний зв'язок між темпами розробки родовища:

Якщо залежність висловити аналітично, то, підставивши їх у (3.23), отримаємо .

3 . Видобуток рідини з родовища . Під час розробки нафтових родовищ разом із нафтою і газом із пласта видобувається вода. При цьому можна розглядати нафту разом із розчиненим у ній газом, або дегазовану нафту. Видобуток рідини – це сумарний видобуток нафти та води . На малюнку 3.21 показано зміну у процесі розробки родовища із застосуванням заводнення видобутку нафти. q нта рідини q ж:

де q в- Видобуток води.

Видобуток рідини завжди перевищує видобуток нафти. На третій і четвертій стадіях з родовища зазвичай видобувається кількість рідини, яка в кілька разів перевищує кількість нафти, що видобувається.

4 . Нафтовіддача – відношення кількості видобутої з пласта нафти до початкових її запасів у пласті . Розрізняють поточну і кінцеву нафтовіддачу .

Під поточною нафтовіддачеюрозуміють відношення кількості видобутої з пласта нафти на даний момент розробки пласта до початкових її запасів:

Кінцева нафтовіддача- Відношення кількості видобутої нафти до початкових її запасів наприкінці розробки пласта:

Замість терміна «нафтовіддача» використовують також термін «коефіцієнт нафтовіддачі».

З цього вище визначення поточної нафтовіддачі випливає, що вона змінна у часі і збільшується в міру збільшення кількості видобутої з пласта нафти. Тому термін «коефіцієнт нафтовіддачі» можна застосовувати стосовно кінцевої нафтовіддачі.

Поточну нафтовіддачу зазвичай представляють залежної від різних факторів - кількості закачаної в пласт води при заводнінні, відношення цієї кількості до обсягу пор пласта, відношення кількості витягнутої з пласта рідини до обсягу пор пласта, обводненості продукції і просто від часу. На малюнку 3.22 показано типовий вид залежності нафтовіддачі hвід часу t. Якщо t до-Момент закінчення розробки пласта, h до- Кінцева нафтовіддача. Можна говорити про нафтовіддачу не тільки якогось одного пласта, об'єкта, родовища, а й про середню нафтовіддачу за групою родовищ, деяким геологічним комплексом, нафтовидобувним регіоном і країною в цілому, розуміючи під поточною нафтовіддачею відношення кількості видобутої з пласта нафти в даний момент часу до початкових її геологічним запасам групи родовищ, комплексі, регіоні чи країні, і під кінцевої нафтовіддачею – ставлення витягнутої з пласта нафти наприкінці розробки до геологічним запасам.

Рисунок 3.22 – Залежність поточної нафтовіддачі hвід часу t

Нафтовіддача взагалі залежить багатьох чинників. Зазвичай виділяють фактори , пов'язані з самим механізмом вилучення нафти із пласта , і фактори , що характеризують повноту залучення пласта загалом у розробку . Тому нафтовіддачу і подають у вигляді наступного твору:

де h 1- Коефіцієнт витіснення нафти з пласта; h 2- Коефіцієнт охоплення пласта розробкою. З огляду на сказане, слід пам'ятати, що з поточної нафтовіддачі коефіцієнт витіснення – величина, змінна у часі. Твір справедливо всім процесів розробки нафтових родовищ. Вперше це уявлення було запроваджено А.П.Крыловым під час розгляду нафтовіддачі пластів під час їх розробки із застосуванням заводнения. Величина h 1дорівнює відношенню кількості видобутої з пласта нафти до запасів нафти, що спочатку перебували в частині пласта, залученої в розробку. Величина h 2дорівнює відношенню запасів нафти, залучених у розробку, до загальних геологічним запасам нафти у пласті.

Кінцеву нафтовіддачу визначають як можливостями технології розробки нафтових родовищ, а й економічними умовами. Якщо навіть деяка технологія дозволяє досягти значно вищої кінцевої нафтовіддачі, ніж існуюча, це може бути невигідно з економічних причин.

5 . Видобуток газу з нафтового родовища у процесі його розробки . Ця величина при розробці родовищ на природних режимах або вплив на пласт залежить від вмісту газу в пластовій нафті, рухливості газу щодо рухливості нафти в пласті, відношення пластового тиску до тиску насичення, системи розробки нафтового родовища. У процесі підтримки пластового тиску вище тиску насичення шляхом заводнення пласта крива зміни видобутку газу в часі буде подібна до кривої видобутку нафти. У разі розробки нафтового родовища без на пласт, тобто. з падінням пластового тиску, після того як середньозважений пластовий тиск рстане менше тиску насичення р нас, Насиченість пласта газовою фазою істотно збільшується і видобуток газу рідко зростає.

Для властивості видобутку нафти і з свердловин використовують поняття про газовий фактор , тобто. щодо обсягу видобутого зі свердловини газу , наведеного до стандартних умов , до видобутку в одиницю часу дегазованої нафти . У принципі поняття про середній газовий фактор можна використовувати як технологічну характеристику розробки нафтового родовища в цілому. Тоді середній газовий фактор дорівнює відношенню поточного видобутку газу до поточного видобутку нафти з родовища .

6 . Витрата речовин, що нагнітаються в пласт, та їх вилучення разом з нафтою і газом . При здійсненні різних технологічних процесів вилучення нафти та газу з надр у пласт закачуються звичайна вода, вода з добавками хімічних реагентів, гаряча водаабо пар, вуглеводневі гази, повітря, двоокис вуглецю та інші речовини. Витрата цих речовин може змінюватися у процесі розробки родовища. Ці речовини можуть видобуватися з пласта з нафтою, і їх темп вилучення також належить до технологічних показників.

7 . Розподіл тиску у пласті . У процесі розробки нафтового родовища тиск у пласті змінюється порівняно з первісним; воно змінюється залежно від режимів відбору нафти та закачування агентів у пласти. При цьому на окремих ділянках пласта воно, звісно, ​​буде різним. Так, поблизу нагнітальних свердловин тиск підвищений, а поблизу свердловин, що видобувають, - знижений ( вирви депресії ). Тому, говорячи про пластовий тиск, зазвичай мають на увазі середньозважене за площею або об'єму пластовий тиск . Середньозважений за площею родовища пластовий тиск розраховується за такою формулою:

де – тиск у точці з координатами на момент часу t.

У формулі (3.28) інтеграл береться за площею Sмісце народження.

p align="justify"> При проектуванні розробки нафтового родовища важливо розрахувати розподіл тиску в пласті в цілому або в елементі системи розробки. Як показники розробки використовують також тиск у характерних точках пласта, що розробляється - на вибоях нагнітальних свердловин р н, на лініях або контурах нагнітання , на лініях або контурах відбору та добувних свердловинах р з(Рисунок 3.23). Важливо визначати також перепади пластового тиску як різницю тисків у нагнітальних і видобувних свердловинах.

8 . Тиск на гирлір у видобувних свердловин . Цей тиск задається виходячи з вимог забезпечення збору і транспорту по трубах нафти, газу, що видобуваються з пласта, і води від гирла свердловин до нафтопромислових установок з сепарації газу, зневоднення та знесолювання нафти.

9 . Розподіл свердловин за способами підйому рідини із вибою на денну поверхню (фонтанний , компресорний , глибинно-насосний ). Проникність нафтових пластів внаслідок їхньої неоднорідності різна на окремих ділянках родовищ. Ця відмінність посилюється умовами розтину

Рисунок 3.23 – Розподіл тиску в характерних точках пласта та у свердловинах: 1 – нагнітальна свердловина; 2 – тиск р н; 3 - тиск; 4 – епюра пластового тиску; 5 – тиск р у; 6 – добувна свердловина; 7 - тиск; 8 – тиск р з; 9 – пласт

нафтових пластів при бурінні свердловин, їх кріплення та освоєння. В результаті продуктивність окремих свердловин, що пробурені на родовищі, виявляється різко різною. Тоді при тому самому перепаді тисків і однаковому гирловому тиску р уу видобувних свердловинах дебіти їх будуть різними або рівні дебіти свердловин можуть бути отримані при різних вибійних тисках. Зазначені обставини призводять до застосування у свердловинах різних способівпідйому добуваються з пласта речовин на денну поверхню. Так, при високій продуктивності (високому вибійному тиску) і невеликій обводненості продукції свердловини можуть фонтанувати, при меншій продуктивності можуть знадобитися механізовані способи підйому рідини з вибою.

10 . Пластова температура . У процесі розробки нафтових родовищ пластова температура змінюється у зв'язку з дросельними ефектами, що спостерігаються під час руху рідин та газів у привибійних зонах свердловин; закачуванням у пласти води з температурою, що відрізняється від пластової; введенням у пласт теплоносіїв або здійсненням внутрішньопластового горіння. Таким чином, початкова температура пласта, будучи природним фактором, може бути змінена в процесі розробки та стати, як і пластовий тиск, показником розробки. p align="justify"> При проектуванні процесів розробки нафтових родовищ, проведення яких пов'язане зі значною зміною пластової температури, необхідно розраховувати розподіл температури в пласті в цілому або в елементі системи розробки. Важливо також прогнозувати зміну температури поблизу вибоїв нагнітальних і видобувних свердловин, а також інших пластах, сусідніх з розроблюваним.

Крім описаних основних показників розробки під час здійснення різних технологій вилучення нафти з надр визначають також спеціальні показники, властиві даної технології. Наприклад, при витісненні нафти з пластів водними розчинами поверхнево-активних речовин, полімерів або двоокису вуглецю необхідно кількісно прогнозувати сорбцію та пов'язану з нею швидкість руху в пласті реагентів. При використанні вологого внутрішньопластового горіння – визначати водоповітряне відношення, швидкість просування пластом фронту горіння і т.д.

Слід зазначити, що це показники, притаманні даної технології вилучення нафти з надр за цієї системи розробки нафтового родовища, взаимосвязаны. Не можна, наприклад, довільно задавати перепади тиску, пластовий тиск, видобуток рідини і витрата речовин, що закачуються в пласт. Зміна одних показників може спричинити зміну інших. Взаємозв'язок показників розробки слід враховувати в розрахунковій моделі розробки нафтового родовища, і, якщо одні з показників задані, інші мають бути розраховані.

§ 3.5 Основний зміст проектних документів та стадійність

Розрахунокосновних показників розробки в періоди постійного та падаючого видобутку при газовому режимі та рівномірному розміщенні свердловин.

Вихідні дані:

Qзап = 2000 мрлд.м3; - Початкові запаси газу

rот = 0,56; - відносна щільність газу

Pпоч = 12 Мпа; - Початковий пластовий тиск

Tпл = 308 К; - пластова температура

DP = 0,3 МПа; - максимально допустима пластова депресія

Qгод = 33 мрлд.м3; - Темп розробки в період постійного видобутку

А = 0,0012 МПа2 * добу. / Тис.м3

В = 0,00001 (Мпа*сут./тыс.м3)2 - коефіцієнти фільтраційних опорів припливу газу до вибою свердловин

tпост = 8 років; - період постійноївидобутку

tпад = 12 років; - період падаючого видобутку

Kр = 1,15; - Коефіцієнт резерву свердловин

Kе = 0,9; - Коефіцієнт експлуатації

Алгоритм розрахунку:

Для періоду постійного видобутку:

1) Так як у період постійного видобуткурічний відбір газу відомий, визначаємо накопичений видобуток за роками за формулою:

де Qt - Видобуток газу в поточному році розробки, мрлд.м3;

2) Визначаємо пластовий тиск у поточному році розробки за формулою:

,

де Pпоч - початковий пластовий тиск, МПа;

Zнач - початковий коефіцієнт надстисливості;

Qзап - початкові запаси газу, мрлд.м3;

Qдобt - накопичений видобуток до року t;

Zt – коефіцієнт надстисливості у році t, який визначається за формулою:

,

де Tпл - пластова температура;

Pt – пластовий тиск на рік t;

– відповідно критичні тиск і температура, що визначаються за формулами:

де rот - відносна щільність газу;

3) Визначаємо вибійний тиск у кожний рік розробки за формулою:

4) Визначаємо дебіт однієї свердловини на поточний рік розробки за рівнянням припливу:

5) Визначимо кількість свердловин необхідних розробки поклади у період постійного видобуткуза формулою:

;

Факультет розробки нафтових та газових родовищ (РГУНГ)

У розробку складає основі проекту пробної експлуатації , технологічної схеми промислової чи дослідно-промислової розробки, проекту розробки. У проекті розробки на підставі даних розвідки та пробної експлуатації визначають умови, за яких вестиметься експлуатація родовища: його геологічну будову, колекторські властивості порід, фізико-хімічні властивості флюїдів, насиченість гірських порід водою, газом, нафтою, пластові тиски, температури та ін. Базуючись цих даних, з допомогою гидродинамических розрахунків встановлюють технічні показники експлуатації поклади для різних варіантів системи розробки, виробляють економічну оцінку варіантів і вибирають оптимальний.

Системи розробки передбачають: виділення об'єктів розробки, послідовність введення об'єктів у розробку, темп розбурювання родовищ, методи на продуктивні пласти з метою максимального вилучення нафти; число, співвідношення, розташування та порядок введення в експлуатацію добувних, нагнітальних, контрольних та резервних свердловин; режим їхньої роботи; методи регулювання процесами розробки; заходи щодо охорони навколишнього середовища. Прийнята для конкретного родовища система розробки визначає техніко-економічні показники - дебіт, зміна його в часі, коефіцієнт нафтовіддачі, капітальні вкладення, собівартість 1 т нафти та ін. Раціональна система розробки нафтових родовищ забезпечує заданий рівень нафти та попутного газу з оптимальними техніко-економічними , ефективну охорону довкілля.

Основні параметри, що характеризують систему розробки: відношення площі нафтоносності родовища до всіх нагнітальних і видобувних свердловин (щільність сітки свердловин), відношення запасів нафти родовища, що видобуваються, до свердловин — видобувані запаси на одну свердловину (ефективність системи розробки); свердловин (інтенсивність виробітку запасів); відношення числа резервних свердловин, пробурених після введення родовища в розробку з метою повнішого вилучення нафти (надійність системи розробки). Система розробки характеризується також геометричними параметрами: відстанню між свердловинами і рядами свердловин, шириною смуги між нагнітальними свердловинами (при блоково-рядних системах розробки) та ін. У системі розробки без впливу на пласт при малорухомому контурі нафтоносності використовують рівномірне чотирикутне триточкове) розташування добувних свердловин; при рухомих контурах нафтоносності розташування свердловин враховує форму цих контурів. Системи розробки нафтових родовищ без впливу на пласт застосовують рідко, здебільшогородовище розробляється із заводненням. Найбільш широко використовується блоково-рядне внутрішньоконтурне заводнення. Створюють також майданні системи заводнення з відстанню між свердловинами 400-800 м-коду.

Поряд із вибором системи розробки велике значення має вибір ефективної технології розробки. Система та технологія в принципі незалежні; за однієї й тієї системи застосовують різні технології розробки. Основні технологічні показники процесу розробки: поточний та накопичений видобуток нафти, води, рідини; темп розробки, обводненість продукції свердловин, пластовий тиск і температура, а також ці параметри в характерних точках пласта та свердловини (на забої та гирлі свердловини, на межах елементів тощо); газовий фактор в окремих свердловинах та за родовищем загалом. Ці показники змінюються у часі залежно від режимів пластів (характеру появи внутрішньопластових сил, що рушать нафту до вибоїв свердловин) та технології розробки. Важливим показником розробки нафтових родовищ та ефективності застосовуваної технології є поточна та кінцева величина нафтовіддачі. Тривала розробка нафтових родовищ при пружному режимі можлива лише окремих випадках, т.к. зазвичай пластовий тиск у процесі розробки падає і пласті виникає режим розчиненого газу. Кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі розробки в цьому режимі невеликий, рідко досягає (при хорошій проникності пласта і низької в'язкості нафти) величини 0,30-0,35. Із застосуванням технології заводнення кінцевий коефіцієнт нафтовіддачі збільшується до 0,55-0,6 (в середньому 0,45-0,5). При підвищеній в'язкості нафти (20-50.10 -3 Па.с) він не перевищує 0,3-0,35, а при в'язкості нафти понад 100.10 -3 Па.с - 0,1. Заводнення у умовах стає малоефективним. Для підвищення кінцевої величини коефіцієнта нафтовіддачі застосовують технології, засновані на фізико-хімічних та теплових методах на пласт (див. Термічні методи видобутку). При фізико-хімічних методах використовують витіснення нафти розчинниками, газом високого тиску, поверхнево-активними речовинами, полімерними та міцелярно-полімерними розчинами, розчинами кислот та лугів. Застосування цих технологій дозволяє знижувати натяг на контакті "нафта - рідина, що витісняє", або ліквідувати його (витіснення нафти розчинниками), покращувати змочуваність гірських порід витісняючої рідиною, загущати витісняючу рідину і тим самим зменшувати відношення в'язкості нафти до в'язкості рідини, пластів більш стійким та ефективним. Фізико-хімічні методи на пласт збільшують нафтовіддачу на 3-5% (поверхнево-активні речовини), на 10-15% (полімерне і міцелярне заводнення), на 15-20% (вуглекислота). Застосування методів витіснення нафти розчинниками теоретично дозволяє досягти повної нафтовіддачі. Проте дослідно-промислові роботи виявили ряд труднощів практичного здійснення цих методів вилучення нафти: сорбція поверхнево-активних речовин середовищем колекторів, зміна їх концентрації, поділ композицій речовин (міцелярно-полімерне заводнення), екстракція лише легких вуглеводнів (вуглекислота), зниження коефіцієнта охоплення (розчини) та газ високого тиску) та ін. Розвиваються також дослідження в галузі термохімічних методів вилучення нафти при спільному впливі на пласт теплом та хімічними реагентами — термолужне, термополімерне заводнення, використання каталізаторів внутрішньопластових реакцій та ін. Досліджуються можливості підвищення нафтовіддачі пластів шляхом впливу на них біохімічними методами , заснованими на введенні в нафтовий пласт бактерій, в результаті життєдіяльності яких утворюються речовини, що покращують плинність та полегшують вилучення нафти.

У розробці нафтових родовищ виділяють 4 періоди: наростаючої, постійної, різко падаючої та повільно падаючої видобутку нафти (пізня стадія).

На всіх етапах розробки нафтових родовищ здійснюють контроль, аналіз та регулювання процесу розробки без зміни системи розробки або з її частковою зміною. Регулювання процесу розробки нафтових родовищ дозволяє підвищити ефективність витіснення нафти. Впливаючи на поклад, посилюють або послаблюють фільтраційні потоки, змінюють їх напрямок, внаслідок чого залучаються в розробку ділянки родовища, що раніше не дренуються, і відбувається збільшення темпів відбору нафти, зменшення видобутку попутної води і збільшення коефіцієнта кінцевої нафтовіддачі. Методи регулювання розробки нафтових родовищ: збільшення продуктивності свердловин рахунок зниження вибійного тиску (переведення на механізований спосіб експлуатації, встановлення форсованого чи оптимального режиму роботи свердловин); відключення високообводнених свердловин; підвищення тиску нагнітання; додаткових видобувних свердловин (резервних) чи повернення свердловин з інших горизонтів; перенесення фронту нагнітання; використання осередкового та виборчого заводнення; проведення ізоляційних робіт; вирівнювання профілю припливу або ємності свердловини; вплив на привибійну зону для інтенсифікації припливу (гідророзрив пласта, гідропіскоструминна перфорація, кислотна обробка); застосування фізико-хімічних методів збільшення нафтовіддачі пластів (закачування в пласт сірчаної кислоти, поверхнево-активних речовин та ін.). Розробку пластів, що неглибоко залягають, насичених високов'язкою нафтою, в деяких випадках здійснюють шахтним способом (див. ).