Особенности разработки нефтяных залежей на завершающей стадии.

Существует 4 стадии разработки нефти:

1- стадия ввода месторождения в эксплуатацию;

2- стадия поддержания достигнутого максимального уровня добычи нефти;

3- стадия падающей добычи нефти.

4- 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.

Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:

· малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти (в среднем около 1 %);

· большими темпами отбора жидкости (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 %.

К особенностям разработки залежей нефти на завершающих стадиях относится следующее:

– сокращение чисто нефтяной площади разработки, вывод до-бывающих скважин из эксплуатации, отключение добывающих ря-дов скважин;

– в добывающей продукции большую часть занимает вода (об-водненность доходит до 60–70 % и выше), остановка добывающих скважин в связи с высоким содержанием воды в продукции добы-вающих скважин (98–99 %);

– снижаются дебиты скважин и общая добыча нефти, годовые темпы отбора нефти 1 % и менее;

– организация форсированного отбора жидкости по некоторым добывающим скважинам (особенно по высокодебитным);

– организация барьерного заводнения для предотвращения прорыва газа из газовой шапки;

– бурение резервных скважин, бурение новых скважин, горизонтальное бурение, бурение вторых стволов, ввод их в эксплуата-цию;

– ввод новых нагнетательных скважин, организация выработки невовлеченных и остаточных запасов путем организации очагового заводнения;

– главным мероприятием на данном этапе является максимальное извлечение нефти, достижение проектного коэффициента неф-теотдачи;

– замедление темпов снижения добычи нефти;

– проведение мероприятий по сокращению добычи воды;

– изменение технологических режимов работы скважин;

– опережающее обводнение некоторых скважин, образование

«языков обводнения», неравномерное продвижение ВНК (рис. 3.9)

– выравнивание профилей приёмистости и отдачи в скважинах;

– изменение направлений фильтрационных потоков;

– перевод скважин с других горизонтов и др.

 

 

Распределение температуры в газовых пластах и скважине

Значение температурного фактора для эксплуатации месторождений. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа водой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают режим эксплуатации и приводят к уменьшению и даже прекращению подачи газа. Учёт температурного режима работы скважин необходим также и при высокой пластовой температуре, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб.

Изменение температуры

Определение температуры в простаивающей скважине. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле определения температуры в горных породах. Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине - полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород.

Распределение температуры в стволе работающей скважины. В случае отсутствия зоны многолетней мерзлоты распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формуле:

, где L - глубина скважины, м; D_i - коэффициент Джоуля - Томсона, К/МПа; Т_х - температура газа на глубине х, К; Т_пл – пластовая температура на глубине L середины перфорации, К; р_з и р_у – давления на забое и на устье, Мпа; Г – средний геотермический коэффициент на участке от L до х, град/м; А – термический эквивалент работы (А =1/427 ккал/кгм); С_р – теплоемкость газа, ккал/кг*К; DТ – падение температуры газа в призабойной зоне вследствие дроссель-эффекта, К.

Параметры, определяющие изменение температуры и их характеристика. Для расчета распределения температуры необходимо знать геотермический градиент Г, пластовую температуру р_пл, теплоёмкость горных пород С_П, теплопроводность горных пород l_п, теплоёмкость газа С_Р, коэффициент Джоуля - Томсона D_i.

Геотермический коэффициент. Изменяется (0.015 - 0.09град/м), его значение необходимо определять для данного месторождения путём непосредственного замера температур пласта и нейтрального слоя по формуле:

где пластовое значение температуры Т_пл определяются при непосредственном замере.

Теплоёмкость горных пород. Обычно изменяется незначительно: в пределах 75.4 - 83.9 Дж/К для сухой породы /К.

Теплопроводность горных пород. Существенно зависит от плотности пород и определяется из формулы:

, где h_i - толщина i-го горизонта.

Теплоёмкость газа С_Р. Можно определить по графикам в зависимости от давления, температуры и удельного веса природного газа, а также используя уравнение для коэффициента сверхсжимаемости по формуле:

 

.

Коэффициент Джоуля -Томсона D_in. Характеризует изменение температуры с расширением газа, происх при отсутствии передачи тепла.