Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.

Особенностью пластовых флюидов газоконденсатных месторождений является возможность выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных сооружениях в результате снижения давления и температуры. Характерным для эксплуатации газоконденсатных месторождений являются многофазность поступающей из скважин продукции и необходимость наиболее полного отделения конденсата. В связи с этим комплексное разработка газоконденсатных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с разработкой чисто газовых месторождений. В частности, разработка газоконденсатных месторождений должна обеспечивать оптимальные условия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр.

Газоконденсатные месторождения могут разрабатываться без искусственного поддержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения) или с поддержанием давления в пласте.

В мировой практике наряду с разработкой газоконденсатных месторождений без поддержания давления, т.е. методом, наиболее распространенным у нас и за рубежом, на практике используется также метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа в пласт. Этот способ называется методом обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс). Применяются также часто различные комбинации этого метода - полный сайклинг, неполный сайклинг, канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа.

Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшие значения коэффициента газо - и конденсатоотдачи за весь период разработки месторождения.

В насыщенных залежах при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит. Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут разрабатываться на истощение.

При искусственном заводнении газоконденсатного месторождения объем закачиваемой воды зависит от уровня добычи газа и значения поддерживаемого пластового давления. Если используется метод заводнения пласта, достигается одновременная добыча газа и конденсата постоянного состава, что имеет положительное значение для проектирования объектов по переработке конденсата. В то же время возникают дополнительные потери газа и конденсата, вызванные их защемлением при давлении, близком к начальному. Коэффициенты газо - и конденсатоотдачи в зависимости от коэффициента охвата и характера неоднородности пласта по площади и мощности пласта в этом случае уменьшаются.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи, возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. При этом затраты на разработку по сравнению с другими методами минимальные. Однако по сравнению с методом обратной закачки газа в пласт этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу. При сравнении различных методов разработки по весу извлекаемых углеводородов эксплуатация газоконденсатных месторождений на истощение равноценна разработке нефтяных месторождений с закачкой газа или воды в пласт.

15. Выделение объектов разработки на многопластовых месторождениях.

В результате рационального расчленения и выделения эксплуатационных объектов на многопластовых месторождениях обеспечивается увеличение извлекаемых запасов, их эффективная выработка из вскрытых пластов, существенное увеличение дебитов скважин и, как следствие, повышение коэффициента извлечения нефти (КИН). В разработку новых технологий и техники инвестируются значительные капитальные средства, которые в перспективе быстро окупятся и обеспечат высокие прибыли.

В зарубежной практике разработки месторождений при вскрытии скважинами двух или нескольких продуктивных пластов чаще всего применя­ют либо одновременную экс­плуатацию этих пластов по одной, общей для всех них колонне труб, либо эксплуатацию каждого из пластов по отдельной колонне труб малого диаметра. Существующие конструкции подземного оборудования для эксплуатации многопластовых месторождений разделяют на два вида по размещению в скважинах подъемных колонн - на многорядные и однорядные, и по числу стволов в скважине - на одноствольные и многоствольные.

Главной целью внедрения метода одновременно-раздельной эксплуа­тации нескольких пластов в скважинах является уменьшение общих затрат на разработку про­дуктивных горизонтов и ускорение ввода в разработку но­вых месторождений.Так, экономический эффект от внед­рения раздельной эксплуатации в США за пятилетний период оце­нивается в 2 млрд. долл., из них на морских месторождениях – в 0, 8 млрд. долл.

Основные виды оборудования для одновременно-раздельной до­бычи нефти и газа и закачки воды разработаны и выпуска­ются для широкого применения крупнейшими компаниями Baker Oil Tools, CAMCO, Halliburton, Weatherford, и другими.

16. Способы разработки газоконденсатных залежей.

Это комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта-коллектора. Осуществляется нагазоконденсатном месторождении посредством реализации определённой системы разработки — размещением на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных и пьезометрических скважин, соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием необходимых технологических режимов эксплуатации скважин.Добываемая газоконденсатная смесь на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства газоконденсатного промысла, включающая поверхностное оборудование для сбора газоконденсатной смеси, разделения её на газ и конденсат, отделения сопутствующих ценных компонентов, очистки, осушки, компримирования газа и подачи его потребителю или в магистральный газопровод, а также первичной переработки конденсата (разделение на фракции) и транспортирования его на конденсатный завод.

Под рациональной системой разработки газовых месторождений и обустройства промысла понимается система, при которой обеспечивается заданная добыча газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газо- и конденсатоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды.

Разработка газовых месторождений характеризуется следующими основными технологическими и технико-экономическими показателями: зависимостями изменения во времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, необходимого числа скважин и мощности компрессорных станций, объёмов поступающей в залежь пластовой воды, технологическими параметрами системы обустройства промысла, а также необходимыми уровнями капитальных вложений и эксплуатационных расходов, себестоимостью добычи газа и конденсата. Изменение этих показателей в значительной мере зависит от режима газоконденсатной залежи.

Разработка газовых месторождений сопровождается фазовыми превращениями пластовой газоконденсатной смеси с массообменом компонентов между газовой и жидкой фазами в процессе изменения термобарических условий залежи. Разработка газовых месторождений с истощением пластовой энергии может вестись как при газовом, так и при водонапорном режимах. Снижение пластового давления при практически неизменной пластовой температуре в процессе разработки газовых месторождений приводит к повсеместному выпадению конденсата в пласте и изменению его содержания, а также содержания отдельных компонентов газоконденсатной смеси в продукции эксплуатационных скважин. Выпавший в пласте конденсат практически на поверхность не выносится. Это обусловливает его иногда большие пластовые потери, достигающие 70% от потенциального содержания конденсата в газоконденсатной смеси (разработки газовых месторождений с истощением пластовой энергии на газовом режиме). Выпавший в пласте конденсат практически не влияет на величину коэффициента газонасыщенностипродуктивного пласта-коллектора и поэтому существенно не изменяет его ёмкостные и фильтрационные параметры. Впризабойной зоне пласта имеет место двухфазная фильтрация газа и конденсата. При водонапорном режиме внедряющаяся в залежь вода частично поддерживает пластовое давление в газоносных зонах пласта и вытесняет выпавший в пласте конденсат. Однако неоднородность коллекторских свойств продуктивного пласта приводит к избирательному и нерегулируемому продвижению воды и значительному снижению газо- и конденсатоотдачи пласта (см. Газоотдача). Изменение содержания компонентов добываемой из пласта газоконденсатной смеси при снижении пластового давления меняет конденсатоотдачу даже при постоянных объёмах добычи газа.

Работа газоконденсатных скважин регламентируется технологическими режимами эксплуатации, которые осуществляются путём поддержания и регулирования на забоях (устьях) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита и давления, обеспечивающих соблюдение правил охраны окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин. Различают следующие технологические режимы эксплуатации скважин: максимально допустимая депрессия на пласт, допустимый градиент давления; постоянный дебит газа; изменяющийся во времени дебит газа, распределённый между скважинами с условием минимальных потерь давления или максимизации суммарного или допрорывного коэффициента конденсатоотдачи пласта; градиент давления, обеспечивающий безводную эксплуатацию скважин при проявлении водонапорного режима пласта или наличии подошвенной воды. На выбор технологического режима эксплуатации скважин при прочих равных условиях влияют тип залежи, начальные термобарические условия, прочность горных пород, состав пластового газа, технологические особенности эксплуатации скважин (дросселирования газа в призабойной зоне, гидратообразование в стволе скважины, удаление жидкости из ствола скважины).

Различают пассивные и активные способы разработки газовых месторождений. Пассивные способы, приводящие к истощению пластовой энергии и основанные на регулировании технологических режимов работы только эксплуатационных скважин, позволяют увеличить конечную конденсатоотдачу пласта не более чем на 5%. Активные способы, основанные на регулировании энергии пласта, предотвращающем или значительно снижающем выделение в нём конденсата, позволяют увеличить конденсатоотдачу на 15-20%. Выделяют методы глобального и локального воздействия на пласт. Глобальные методы предусматривают воздействие на весь пласт или часть его через систему нагнетательных и эксплуатационных скважин и обеспечивают поддержание пластового давления или способствуют вытеснению уже выпавшего конденсата в пласте. Для поддержания пластового давления в пласт закачивают рабочий агент: углеводородные, неуглеводородные газы или их смеси, воду. В качестве углеводородных газов используют большей частью сухой газ, добываемый из газоконденсатной смеси, прошедшей промысловую обработку с целью удаления высококипящих углеводородов С₅+высшие (см. Сайклинг-процесс), а в качестве неуглеводородных газов — двуокись углерода, азот, дымовые газы. Пластовое давление поддерживают на уровне (или выше) давления начала конденсации и ниже давления начала конденсации пластовой газоконденсатной смеси. В первом случае во всём пласте за исключением призабойных зон эксплуатационных скважин создаются условия, предотвращающие выделение конденсата. Во втором случае месторождение разрабатывают вначале в течение некоторого времени на режиме истощения и лишь затем начинают закачку в пласт газа. Для обоснования экономической целесообразности обратной закачки определяют содержание конденсата в газе, оценивают схему обработки добываемого газа и расходы на нагнетание рабочего агента. Количество закачиваемого газа может быть выше (используют газ с соседних месторождений), равным или меньшим количества отбираемого из пласта газа. В последнем случае часть отбираемого из пласта газа подаётся потребителю.

Поддержание пластового давления осуществляется также путём закачки в пласт воды (см. Заводнение). Возможное преждевременное обводнение залежи и скважин вследствие неоднородности коллекторских свойств пласта по площади и толщине, а также неравномерное дренирование отдельных пачек и пропластков, осложняемое неравномерной закачкой воды по вскрытой толщине пласта в нагнетательных скважинах, резко ограничивают перспективы закачки воды на газоконденсатных месторождениях. Этот метод поддержания пластового давления используют на месторождениях с аномально высокими пластовыми давлениями, разработка которых связана с проявлением повышенной деформации продуктивного коллектора (см. Разработка газовых месторождений). Закачку рабочего агента осуществляют через нагнетательные скважины, при высоком сопротивлении которых проводят очистку призабойной зоны и забоя продувкой газом, кислотной обработкой, торпедированием, дополнительной перфорацией, гидроразрывом пласта.

Вытеснение из пласта выпавшего газового конденсата производят после разработки газовых месторождений на режиме истощения. В качестве рабочего агента используют воду или различные углеводородные (этан-пропановая смесь, широкая фракция лёгких углеводородов) или неуглеводородные (двуокись углерода, мицеллярные растворы) растворители.

Методы локального воздействия позволяют предотвратить или снизить потери конденсата в призабойной зоне эксплуатационных скважин. Это достигается прогревом призабойной зоны в первом случае до температуры, превышающей крикондентерму пластовой смеси, и во втором случае выше пластовой температуры, но ниже крикондентермы. Извлечение на поверхность выпавшего в призабойной зоне конденсата осуществляется также в результате периодической закачки в эксплуатационные скважины и отбора из них каких-либо растворителей. При выборе способа воздействия на пласт учитывают особенности изменения свойств пластовой газоконденсатной смеси и количества добываемого конденсата при изменении пластового давления, геологическое строение залежи и степень изменения коллекторских свойств продуктивного пласта, технические и экономические ограничения.

Разработки газовых месторождений можно вести в 2 стадии: циркуляция газа с полным или частичным восстановлением пластового давления и истощение продуктивного пласта. Выбор последовательности определяется экономическими факторами. При высоком пластовом давлении разработки газовых месторождений начинают в режиме истощения. Когда пластовое давление приблизится к давлению начала обратной конденсации смеси, осуществляют процесс циркуляции; после прорыва сухого газа к эксплуатационным скважинам разработку завершают в режиме истощения.

Основанием для проектирования разработки газовых месторождений служат данные геологоразведочных работ (см. Разведка газовых месторождений). Исходя из запасов месторождения и состояния углеводородов в пласте, определяют добычу, схему разработки и направление использования продукции. Установив технико-экономическую целесообразность осуществления процесса циркуляции и назначив оптимальные давления нагнетания, определяют число эксплуатационных и нагнетательных скважин с учётом возможности использования разведочных, оконтуривающих, непродуктивных. При разработке газовых месторождений на режиме истощения возможны следующие системы размещения скважин по площади газоносности: равномерное — по квадратной, треугольной сетке или в виде кольцевых батарей, цепочек скважин; неравномерное — в центральной (сводовой) части залежи.

При проявлении водонапорного режима выбор системы размещения скважин проводят с учётом возможного неравномерного дренирования продуктивных отложений по толщине пласта. При активных методах разработки газовых месторождений нагнетательные и эксплуатационные скважины располагают в виде цепочек или батарей. Выбор системы размещения скважин обосновывается технико-экономическими расчётами, при этом учитывают размещение пробуренных разведочных скважин, поверхностные условия и геологические особенности залежей. На выбор схемы размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин и расстояния между ними влияет возможность достижения наибольшего коэффициента охвата по объёму пласта нагнетаемым рабочим агентом при наименьших пластовых потерях конденсата в призабойной зоне эксплуатационных скважин и в зонах пласта, не охваченных процессом вытеснения.

17. Основные положения проекта разработки месторождения

Основными разделами проекта разработки газового месторождения являются:

1. Геологическое строение месторождения и водонапорного бассейна. В этот раздел входят вопросы:

1) общие сведения о районе, орогидрография;

2) история разведки месторождения;

3) стратиграфия;

4) тектоника;

5) газонефтеносность, запасы газа, характеристика газов;

6) гидрогеологическая характеристика пластовой водонапорной системы,

результаты анализов проб воды;

7) характеристика продуктивных отложений по коллекторским свойствам

2. Характеристика потребителя. Отбор газа из месторождения.

3. Обоснование исходных геолого – промысловых данных. Уточнение параметров водоносного пласта. В этом разделе отражены следующие вопросы:

1) обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и

специальных исследований скважин и пластов;

2) обоснование допустимых технологических режимов эксплуатации

скважин, определения параметров “средней” скважины;

3) определение емкостных, фильтрационных параметров газоносных и

водоносных пластов и т.д.;

4) уточнение параметров водоносного пласта с использованием карты

гидроизопьез;

5) обоснование объектов эксплуатации.

4. Обоснование расчетных вариантов (или величин):

1) по отборам газа из месторождения, из отдельных эксплуатационных

объектов (в случае многопластового месторождения);

2) по системе разработки месторождения (по размещению скважин, их

конструкциями, рабочим депрессиям на пласт и т.д.);

3) по системе обустройства промысла (по числу и размещению групповых

пунктов, по системе и методам сбора, обработки и подготовки газа к

дальнейшему транспорту).

5. Определение показателей систем разработки месторождения и обустройства промысла. В данном разделе освещаются использованные расчетные методы и формулы. Приводятся результаты показателей разработки и обустройства для всех рассматриваемых вариантов и подвариантов.

6. Определение экономических показателей. Выбор рационального варианта разработки месторождения и обустройства промысла.

7. Обоснование системы размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин (с учетом результатов технико – экономических расчетов, наличия болот, населенных пунктов и т.д.).

8. Мероприятия по интенсификации добычи газа.

9. Рекомендации по контролю за разработкой месторождения.

……………………………………………………………………………………….

Тестовые вопросы

1. Что такое коэффициент продуктивности нефтяных скважин?

это ее дебит нефти, поделенный на разность пластового и забойного давлений, то есть на величину депрессии, производимой по разрабатываемым нефтяным пластам

2. Что такое скин-фактор?

гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическоенесовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

3. Что такое абсолютная проницаемость?

Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе

4. Что такое фазовая проницаемость?

проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем

5. Что такое относительная фазовая проницаемость?

отношение эффективной проницаемости к некоторой базовой проницаемости (чаще всего к абсолютной)

6. В каких породах проводятся кислотные обработки для интенсификации дебитов?

Кислотные обработки (КО) скважин применяют для интенсификации дебитов скважин в карбонатных коллекторах, а так же в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния

7. Для чего применяют кислотные ванны?

Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин

8. В чем заключается технология ГРП?

Технология ГРП включает следующие операции: промыву скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу

9. Какими свойствами должна обладать жидкость разрыва используемая при ГРП?

Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины

10. Что понимается под термином расклинивающие агенты?

Проппант предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Проппант добавляется к жидкости глу­шения и закачивается вместе с ней.

11. Какими свойствами должны обладать расклинивающие агенты используемые при ГРП?

Главный фактор, влияющий на конечный результат операции по разрыву, — это сохранение хорошо раскрытой трещины. Для того, что­бы поддержать проницаемость, созданную путем расклинивания, при­меняется расклинивающий агент. Расклинивающий агент должен обеспечивать и поддерживать проход с высокой проницаемостью для потока жидкости по направлению к стволу скважины.

12. Что понимается под технологией многократного гидроразрыва пласта?

Гидроравлический разрыв пластов- одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для освоения скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т. д.

13. Положительный скин-фактор означает …

Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин - фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной

14. Нулевой скин-фактор означает …

Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)

15. Отрицательный скин-фактор означает …

Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД

16. Какие исследования позволяют оценить величину скин-фактора?

В зависимости от величины притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании использовался метод " установившихся" отборов, регистрировалась индикаторная диаграмма (ИД). После последнего максимального режима работы скважины снималась кривая восстановления давления (КВД).

Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ). Изменение давления на забое регистрировалось глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли испытываемого объекта.

17. Что такое проппант?

гранулообразный материал для расклинивания, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП)

18. В каком направлении будет происходить развитие направления трещины ГРП?

По мере заполнения скважины жидкостью и создания на поверхности давления, давление жидкости в порах породы возрастает и действует равномерно во всех направлениях. При повышении давления жидкости до момента, когда разрывающая сила жидкости, действующая на породу, превысит силы сцепления этой породы, скала расколется и произойдет разрыв. Трещины могут быть горизонтальными, вертикальными и наклонными. Пространственная ориентация трещины определяется напряженным состоянием горных пород в зоне скважины и изменениями обусловленными распределением напряжений. Напряжения формируются главным образом под действием гравитационных сил.

Принято считать, что на глубине свыше 300 м вертикальное напряжение гораздо выше двух других составляющих. Поэтому трещина всегда должна быть вертикальной, в силу того, что образование трещины происходит в направлении перпендикулярном наименьшей из нагрузок.

19. Виды проектных документов на разработку нефтяных и газовых месторождений.

Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций.
2. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов М 1: 2500

3. Сводный геолого-геофизический разрез.

4. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин.

5. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.

6. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов с нанесением пробуренных скважин М 1: 25000.

7. Карты распространения продуктивных пластов с размещенными на них проектными и пробуренными нефтяными и нагнетательными скважинами и сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов.

8. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, характеристики вытеснения.

9. Таблицы параметров продуктивных пластов, запасов нефти и газа, технико-экономических показателей вариантов разработки.

20. Задачи проекта пробной эксплуатации (ППЭ).

Опытная эксплуатация разведочных и опережающих добывающих скважин — одно из мероприятий по детальной разведке месторождения, проводимых с целью получения исходных геолого-промысловых данных для подсчета запасов и проектирования разработки. К ним относятся:
дебиты нефти и газа, газовые и конденсатные факторы, содержание пластовой воды и др.;
физические свойства коллекторов и характер неоднородности продуктивного разреза;
величина и характер изменения пластового давления во времени; режим залежи;
физико-химические свойства флюидов и товарные свойства нефти, газа и конденсата;
условия работы скважин (разрушение призабойной зоны, пробко- и гидратообразование, выпадение конденсата, парафина и т.д.);
возможности перетоков нефти, газа и воды в другие пласты, а также межколонные пропуски; коррозионная агрессивность нефти, газа и конденсата, скорости и характер коррозии.

21. Цель составления проекта опытно-промышленных работ.

На месторождениях, разведка которых незавершена, а также на сложно построенных залежах (независимо от утверждения запасов в ГКЗ), в случае необходимости получения дополнительной информации для подсчета и экономической оценки запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них ценных компонентов, определения возможности и целесообразности подержания пластового давления, других исходных данных, требуемых для составления технологической схемы разработки, может проводиться пробная эксплуатация залежей или представительных их участков. Под пробной эксплуатацией залежей или их отдельных участков следует понимать временную (сроком не более 3 лет) эксплуатацию разведочных, а при необходимости, и специально пробуренных опережающих добывающих и нагнетательных скважин.

22. Что включает технологическая схема разработки.

Включает основные элементы системы разработки и материалы, на основе которых эта система запроектирована:
- краткое описание геологического строения месторождения и детальное – нефтяного пласта, для которого составляется технологическая схема разработки
- физические свойства коллекторов, а также нефти, газа и воды в пластовых условиях
- варианты расстановки эксплуатационных скважин с выбором оптимального варианта
- обоснование метода поддержания пластового давления и расстановки эксплуатационных скважин
- расчеты добычи нефти и закачки воды
- основные экономические показатели разработки.
Составление технологической схемы осуществляется на основе всесторонних комплексных исследований нефтяного пласта и научнообоснованных расчетов с учетом природных условий данного пласта и в особенности его режима. Особое внимание уделяется вопросам повышения извлечения нефти из недр, продления фонтанного периода эксплуатации, сокращения сроков эксплуатации и повышения эффективности капиталовложений при экономии затраты труда.

23. Основные цели и задачи проекта разработки

Основная цель разработки проекта состоит в восстановлении транспортно-эксплуатационного состояния участка дороги для обеспечения защиты жизни и здоровья граждан, государственного или муниципального имущества, охраны окружающей среды.

24. Причины выполнения новых проектных документов.

Необходимость выполнения настоящего проекта обусловлена потребностью в повышении эффективности операционной деятельности компании и создании информационно-технологического фундамента для дальнейшего развития бизнеса.

Потребность во внедрении ERP -системы связана со следующими причинами:

1. отсутствие интегрированной системы, которая предоставляет данные для принятия решения всем уровням управления;

2. большие операционные и временные издержи ввиду отсутствия общего электронного документооборота и создания отчетности;

3. существующая система обмена информацией не соответствует структуре предприятия;

4. наличие недостатков в основных бизнес-процессах предприятия.

25. Понятия запасы и ресурсы.

Весь последовательный ход изучения нефтегазоносных объектов направлен в первую очередь на их локализацию и выявление залежей нефти и газа в горизонтах и пластах в подготовленных к поисковому бурению ловушках. До того момента, пока первая скважина не вскрыла пласт или горизонт, можно лишь предполагать возможность обнаружения в нем залежи на основе аналогии с соседними залежами той же структурно-фациальной зоны.

Когда скважины прошли этот пласт или горизонт, наличие в нем залежи устанавливается опробованием или с помощью комплекса промыслово-геофизических и других исследований. Факт установления продуктивности горизонтов и пластов, т. е. факт выявления залежей, служит границей, разделяющей запасы и ресурсы.

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату подсчета в выявленных, разведанных и разрабатываемых залежах, приведенные к стандартным условиям, называются запасами.

На подсчитанную величину запасов влияют объем и качество информации, полученной при поисковых и разведочных работах и разработке, а также применяемые методы подсчета.

Подсчитываемые запасы одной и той же залежи по мере накопления фактических данных на разных стадиях геологоразведочных работ или с учетом данных эксплуатационного разбуривания и разработки могут претерпевать существенные изменения. Естественно, чем выше степень изученности, чем больше фактических данных и выше их качество, тем достовернее подсчитанные запасы. Если объем и качество информации получаемой по выявленным залежам в процессе поисков, разведки и разработки, увязать с определенными стадиями изученности залежей, то станет понятной сущность разделения запасов на категории.

Наряду с выявленными залежами в нефтегазоносных горизонтах и пластах, а также в литолого-стратиграфических комплексах объектов, не изученных поисковым бурением, могут содержаться скопления УВ, наличие которых предполагается на основании геолого-геофизических исследований и сложившихся представлений о геологическом строении. Это предполагаемые залежи в продуктивных, но не вскрытых бурением пластах на установленных месторождениях или на подготовленных к бурению площадях, а также в литолого-стратиграфических комплексах с доказанной и предполагаемой нефтегазоносностью в пределах крупных геоструктурных элементов (1 порядка).

Масса нефти и конденсата и объем газа на дату оценки, приведенные к стандартным условиям, в указанных выше объектах, называются ресурсами.

Оцененные ресурсы отличаются от запасов, а также друг от друга не только различной степенью изученности, но и разной степенью обоснованности. Например, обоснованность запасов в продуктивных пластах, пройденных бурением и характеризующихся благоприятной в отношении нефтегазоносности геолого-геофизической характеристикой, значительно выше обоснованности ресурсов в продуктивных пластах, еще не вскрытых бурением.

В Классификации запасов и ресурсов 1983 г. впервые законодательно введено понятие «ресурсы». Ресурсы по степени обоснованности разделены на категории, образующие с категориями запасов единый ряд А - Д. Четкое ограничение ресурсов от запасов является свидетельством более низкой степени изученности и обоснованности, а в конечном счете и достоверности ресурсов.

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные (промышленные) категории А, В, C1 и предварительно оцененные - категория С2.

Ресурсы этих же полезных ископаемых и содержащихся в них компонентов по степени их изученности и обоснованности подразделяются на перспективные - категория С3 и прогнозные - категории Д1 и Д2.

Запасы полезных компонентов, содержащихся в нефти и газе в промышленных количествах, а также их перспективные и прогнозные ресурсы соответственно подсчитываются или оцениваются по тем же категориям и в тех же границах, что и содержащие их полезные ископаемые.

26. Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата.

Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата), которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН). для газа и конденсата (КИК) соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается ГКЗ Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0, 8. Методы ОЦЕНКИ КИН: метод аналогии, многофакторного статистического моделирования, эмпирического (покоэффициентного) моделирования, экстраполяционные методы (характеристики вытеснения), гидродинамические методы.

Остановимся подробнее на физической сущности коэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность (Q _извл ) - к геологическим запасам нефти залежи (Q_бал) КИН=Q_извл/ Q_бал

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки – текущим.

27. Что такое эксплуатационный объект.

это пласт или группа продуктивных пластов, которые объединяются в силу геологических и экономических условий для разбуривания и эксплуатации единой сеткой скважин

28. Что понимается под объектом разработки.

это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин

Зав. кафедрой РЭНГМ С.И. Грачев