ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ К РАЗРАБОТКЕ
Залежь, месторождение
Под ЗАЛЕЖЬЮ нефти и горючих газов понимается естественное локальное скопление жидких и газообразных углеводородов, приуроченное к одному или нескольким пластам-коллекторам с единой гидродинамической системой.
Выделяются следующие основные типы залежей по виду ловушек (Рис. 1):
Пластово-сводовая
Массивная
Литологически экранированная
Стратиграфически экранированная
Тектонически экранированная
Рисунок 1. Примеры залежей по видам ловушек
МЕСТОРОЖДЕНИЕМ называется совокупность залежей приуроченных к единому геологическому структурному элементу, связанных общим участком земной поверхности.
Типы месторождений (залежей) нефти и газа по фазовому состоянию в зависимости от состава основных углеводородных соединений в недрах подразделяются на:
· нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;
· газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи;
· нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи;
· газовые (Г), содержащие только газ;
· газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом;
· нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат.
Условные обозначения:
Залежи: а – нефтяные; б – газонефтяные; в – нефтегазовые; г – газовые; д – газоконденсатнонефтяные; е – нефтегазоконденсатные.
1 – нефть; 2 – газ; 3 – вода; 4 – газоконденсат.
Рисунок 2. Классификация залежей по фазовому состоянию углеводородов
Типы месторождений (залежей) газа по содержанию конденсата
В газовых залежах по содержанию конденсата (C5 + в) выделяются следующие группы газоконденсатных залежей:
· низкоконденсатные – с содержанием конденсата менее 25 г/ м3;
· среднеконденсатные – с содержанием конденсата от 25 до 100 г/ м3;
· высококонденсатные – с содержанием конденсата от 100 до 500 г/ м3;
· уникальноконденсатные – с содержанием конденсата более 500 г/ м3.
По сложности геологического строения месторождения (залежи) подразделяются на:
· простого строения – однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу;
· сложного строения – одно- и двухфазные, характеризующиеся невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;
· очень сложного строения – одно- и двухфазные, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов.
Месторождения могут быть однозалежными и многозалежными. Степень сложности геологического строения месторождения устанавливается по соответствующим характеристикам основных залежей, заключающих большую часть (более 70%) запасов месторождения.
Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, и дальнейшую разработку.
По величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа месторождения подразделяются на:
· уникальные – более 300 млн т нефти или 300 млрд м3 газа;
· крупные – от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 300 млрд м3 газа;
· средние – от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м3 газа;
· мелкие – от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м3 газа;
· очень мелкие – менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м3 газа.
Категории скважин
На стадиях поиска, разведки и разработки месторождений скважины бурятся и выделяются в соответствии с их назначением:
Опорные скважины проектируются и бурятся для изучения общего геологического строения и гидрогеологических условий залегания всей толщи пород и выявления закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления.
Параметрические скважины проектируются, бурятся на выявленных структурах с целью регионального изучения недр, увязкой с другими методами региональных исследований; более детального изучения геологического строения разреза с полным отбором керна и максимальными данными по ГИС для выявления наиболее перспективных площадей с точки зрения проведения на них геолого-поисковых работ.
Структурные скважины проектируются, бурятся и служат для тщательного изучения структур, выявленных при бурении опорных и параметрических скважин, и подготовки проекта поисково-разведочного бурения на эти структуры.
Поисково-оценочные скважины проектируются и бурятся на подготовленных предыдущим бурением и геолого-физическими исследованиями перспективных структурах, площадях с целью опоискования и открытия новых месторождений или новых залежей на ранее открытых месторождениях.
Разведочные скважины проектируются и бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью с целью геологического изучения и оконтуривания залежей УВС, получения исходной информации для подсчета запасов УВС и составления технического проекта.
Эксплуатационные скважины предназначены для разработки и эксплуатации месторождений и делятся на следующие группы:
1. Добывающие (нефтяные и газовые) - для организации системы разработки и извлечения из залежи нефти, газа, конденсата и воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.
2. Нагнетательные - для проведения воздействия на залежь с целью ППД путем закачки воды, газа (их смеси) или других рабочих агентов вытеснения, для закачки газа или попутных полезных компонентов второй группы, выделяемых из полезных ископаемых, с целью временного хранения, а также для добычи УВС в период отработки. В соответствии с принятой системой воздействия нагнетательные скважины могут быть законтурными, приконтурными и внутриконтурными.
Специальные скважины проектируются и бурятся для взрывных работ при сейсмических методах поисков и разведки месторождения, добычи технической воды (водозаборные скважины), сброса промысловых вод в непродуктивные поглощающие пласты (поглощающие скважины), разведки и добычи воды, подготовки структур для подземных газохранилищ и закачки в них газа, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, экологического мониторинга подземных (питьевых) вод, перекачки рабочего агента в нагнетательные скважины и других целей.
Контрольные (наблюдательные и пьезометрические)скважины предназначаются:
а) наблюдательные – проектируются и бурятся для систематического наблюдения за изменением положения водонефтяного, газонефтяного и газоводяного контактов, за изменением нефтеводогазонасыщенности пласта в процессе разработки залежи;
б) пьезометрические – проектируются и бурятся для систематического измерения пластового давления и температуры.
Количество и местоположение контрольных скважин определяется в проектных документах на разработку.
Учет фонда скважин
К эксплуатационному фонду относятся добывающие и нагнетательные скважины, находящиеся в отчетный период в действующем, бездействующем фонде или в ожидании освоения.
Действующими считаются скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода независимо от числа дней их работы в этом месяце.
В действующем фонде находятся дающие продукцию (находящиеся под закачкой) скважины и остановленные по состоянию на конец месяца скважины из числа дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.
Бездействующими считаются скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце отчетного периода.
В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в отчетном году и до начала года.
К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся скважины, законченные бурением, принятые в фонд нефтегазодобывающей организации и не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в отчетном периоде.
Допустимая величина бездействующего фонда скважин в процентах от количества скважин эксплуатационного фонда устанавливаются в следующих величинах:
Фактический эксплуатационный фонд скважин, шт.
Допустимая величина бездействующего фонда скважин от эксплуатационного, %
менее 10
не регламентируется
от 11 до 50
20,0
от 51 до 200
15,0
от 201 до 500
12,5
более 500
10,0
Для газовых и газоконденсатных месторождений допустимая величина бездействующего фонда в период сокращения добычи газа, связанный с ограничением поставок газа в единую газотранспортную систему, не регламентируется при условии соблюдения допустимых технологических режимов их эксплуатации.
Для месторождений с сезонной эксплуатацией допустимые отклонения по бездействующему фонду скважин не устанавливаются.
Скважины, выбывшие из эксплуатационного фонда, могут переводиться в контрольный фонд для проведения исследовательских работ или в фонд консервации.
К законсервированным относятся скважины, не функционирующие в связи с нецелесообразностью или невозможностью их эксплуатации (независимо от их назначения), консервация которых оформлена в соответствии с действующими положениями.
Учет фонда скважин по назначению и состоянию ведется ежемесячно на основе документов первичного учета (в том числе: суточных рапортов о работе и простоев скважин, актов о принятии скважин на баланс юридического лица, осуществляющего добычу газа, и о вводе их в эксплуатацию, документов о консервации и ликвидации скважин). По окончании каждого месяца эти документы обобщаются, и фиксируется состояние всех скважин на конец месяца.
Отнесение скважин к той или иной категории производится в соответствии с действующими инструкциями и положениями.
Условные обозначения скважин на геологических картах:
Нагнетательная скважина
104 - Номер скважины;
93,0 - Приемистость воды, м3/сут.
Коэффициент использования фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, и рассчитывается как отношение скважин, составляющих действующий фонд на конец года, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте: Кисп.= Nдейств./Nэксплуат
Коэффициент эксплуатации фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда : Кэкспл.=Тэкспл./Ткаленд
Межремонтный период (МРП) – показатель, характеризующий среднюю продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.
Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле: МРП = (Т*Ф*Кэкспл) / n
Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366);
Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;
K экспл– коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год;
n – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата. Для добывающих скважин показатель n включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.); для нагнетательных скважин показатель n включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.
2020-02-04
1270
Обсуждений (0)
