Стадії розробки нафтових родовищ і технологічні задачі в експлуатації свердловин
За водонапірного режиму розробка родовища чи, інакше, процес видобування нафти триває понад 30-50 років. Процес видобування нафти динамічний, тобто змінюється в часі. Період процесу видобування нафти, який характеризується певною закономірною зміною технологічних і техніко-економічних показників, називають стадією розробки родовища.
Під технологічними і техніко-економічними показниками розробки покладу розуміють:
1) поточний (середньорічний) і сумарний (накопичений) видобуток нафти, рідини (нафти і води), газу;
2) обводненість продукції nв (відношення поточного видобутку води до поточного видобутку рідини);
3) поточний і накопичений водонафтовий фактор (відношення видобутку води до видобутку нафти);
4) поточний експлуатаційний газовий фактор (відношення об’єму видобутого газу до кількості видобутої нафти за поверхневих умов);
5) поточне і накопичене нагнітання води, компенсацію відбирання нагнітанням (відношення запомпованого об’єму води до відібраного об’єму флюїдiв за пластових умов);
6) коефіцєнт нафтовилучення;
7) поточний пластовий і вибійний тиски;
8) кількість видобувних і нагнітальних свердловин;
9) середні дебіти видобувних і приймальності нагнітальних свердловин;
10) собівартість продукції, капітальні вкладення, експлуатаційні витрати, прибуток і т. д.
За темпами видобування нафти, рідини і обводненістю видобуваної продукції виділяють чотири стадії розробки покладу в пористих пластах на водонапірному режимі (рис. 1.6):
1) освоєння експлуатаційного об’єкта;
2) стабільного видобутку нафти (підтримування високого рівня видобутку нафти);
3) значного зменшення видобутку нафти;
4) завершальна.
Темп видобування нафти Твн і рідини Твр – це відношення відповідно середньорічного видобутку нафти і рідини до балансових запасів нафти.
Охарактеризуємо стадії розробки, а головне ті технологічні задачі, які доводиться вирішувати на кожній стадії.
Під час першої стадії розробки покладу швидко зростає обсяг діючого фонду свердловин до 60-80% від максимальної кількості, відповiдно інтенсивно зростає щорічний видобуток нафти, різко зменшується пластовий тиск (оскільки освоєння системи заводнення запізнюється в часі), появляється вода в продукцiї свердловин. Основні технологічні задачі в експлуатації свердловин – їх освоєння, підвищення продуктивності, різноманітне дослідження свердловин і пластів. Тривалість стадії становить 4-5 років і залежить від темпу розбурювання покладу.
Протягом другої стадії кількість свердловин зростає, як правило, до максимуму за рахунок резервного фонду, при цьому більшість свердловин переводять на механізоване видобування, а невелику частину свердловин відключають внаслідок повного обводнення. Головна технологічна задача – підтримати високий рівень видобутку нафти протягом тривалішого періоду. Високий рівень видобутку нафти забезпечується широким застосуванням методів інтенсифікації припливу нафти до свердловин і приймальності нагнітальних свердловин, бурінням і освоєнням резервних свердловин, оптимізацією роботи видобувних і нагнітальних свердловин. Границі між першою і третьою стадіями визначають за точками перегину кривої темпу видобування нафти. Тривалість стадії може бути дуже короткою (“піка” видобутку нафти) і сягати 5-7 років, при цьому чим більша в’язкість нафти, тим менша тривалість другої стадії.
Рис. 1.6 – Типова динаміка темпу видобутку нафти Твн, рідини Твр і обводненості продукції nв у випадку водонапірного режиму розробки з виділенням стадій розробки: І – освоєння експлуатаційного об’єкта; ІІ – стабільного видобутку нафти; ІІІ – значного зменшення видобутку; ІV – завершальна
У період третьої стадії прогресує обводненість продукції до 80-85%. Внаслідок обводнення через відключення видобувних свердловин зменшується їх фонд, практично увесь фонд переводять на механізований спосіб експлуатації. Головна технологічна задача на цій стадії – сповільнити темп падіння видобутку нафти. Основними технологічними задачами є зменшення видобутку пластової води шляхом проведення водоізоляційних робіт у видобувних свердловинах і вирівнювання профілів припливу та нагнітання води по товщині продуктивного пласта. Ця стадія є найважчою і складною для всього процесу видобування. Тривалість стадії залежить від тривалостей попередніх стадій і становить 5-10 років і більше. Границю між третьою і четвертою стадіями визначають за точкою перегину кривої обводненості продукції.
Спільно першу, другу і третю стадії називають основним періодом розробки покладу. За основний період відбирають із покладу 80-90% видобувних запасів нафти.
Протягом четвертої стадії обводненість продукції висока і повільно зростає; різкіше, ніж на третій стадії, зменшується діючий фонд свердловин через обводнення. Фонд свердловин становить приблизно 40-70% від максимального, іноді знижується до 10%. На четвертій стадії доводиться вирішувати дещо суперечливі задачі: збільшення темпів видобування рідини і зменшення відбирання пластової води. На цій стадії широко застосовують методи регулювання розробки родовища, форсованого відбирання рідини із свердловин, ізоляції припливу пластової води, вирівнювання профілів припливу нафти і запомповування води по товщині пласта, організовують площове заводнення. Внаслідок “старіння” фонду свердловин доводиться виконувати великі обсяги ремонтних робіт. Тривалість четвертої стадії порівнювана з тривалістю основного періоду розробки покладу, становить 15-20 років і більше, і визначається межею економічної рентабельності, тобто тим мінімальним дебітом по нафті, за якого ще рентабельна експлуатація свердловин. Межа рентабельності, звичайно, настає за обводненості продукції 98-99%.
Іноді третю і четверту стадії називають разом пізньою стадією (стадіями) розробки.
Таким чином, виробничий процес видобування нафти протягом усіх стадій характеризується нерівномірністю в часі дебітів та відборів нафти, нафтового газу і води, зміною складу потоку флюїдів у видобувних свердловинах, зміною тисків, зміною умов піднімання флюїдів у свердловині із вибою на поверхню.