Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений


Стадии разработки залежей нефти



Pdf көрінісі
бет27/107
Дата30.11.2023
өлшемі2,71 Mb.
#194349
1   ...   23   24   25   26   27   28   29   30   ...   107
Байланысты:
razrabotka i ekspluataciya neftyanyh i gazovyh mestorozhdeniy dlya bngs

3.10. Стадии разработки залежей нефти 
При разработке нефтяного месторождения (залежи) выделяют 
несколько временных стадий.
Первая
 
стадия – освоение эксплуатационного объекта – харак-
теризуется ростом текущей добычи нефти до максимального уров-
ня, увеличением действующего фонда скважин (до 0,6–0,8 от мак-


 
51 
симального); снижением пластового давления, незначительной об-
водненностью добываемой продукции. Продолжительность стадии – 
до 4–5 лет. Резкий перелом кривой текущих отборов нефти в сторо-
ну ее выполаживания (выравнивания) свидетельствует об оконча-
нии первой стадии. Коэффициент извлечения нефти на первой ста-
дии может достигать 10 %. 
Вторая
стадия соответствует наиболее высокому текущему 
уровню добычи нефти, сохраняющемуся в течение некоторого вре-
мени (от 1–2 до 5–7 лет, иногда более этого срока). Фонд скважин 
в течение второй стадии увеличивается до максимального (в основ-
ном за счет резервных скважин). Обводненность продукции увели-
чивается с темпом от 2–3 до 5–7 % в год. Основная часть фонтани-
рующих скважин переводится на механизированную эксплуатацию. 
Ряд добывающих скважин переводится под нагнетание воды, начи-
нается освоение системы поддержания пластового давления.
Небольшая часть скважин из-за высокой обводненности начинает 
выводиться из эксплуатации. Коэффициент нефтеизвлечения дости-
гает 10–20 %, а для залежей с длительной по времени «полкой» – 
до 25–35 %. Отбор жидкости из залежи увеличивается с ростом об-
водненности, однако текущая добыча нефти с некоторого момента 
времени начинает постепенно уменьшаться.
Начало 
третьей
стадии соответствует существенному росту 
темпа снижения текущей добычи нефти при росте обводненности 
продукции скважин, достигающей к концу стадии 75–85 %. В пол-
ном объеме функционирует система поддержания пластового дав-
ления. Добывающий фонд скважин уменьшается из-за перевода ча-
сти скважин в нагнетательный фонд и вывода добывающих сква-
жин из эксплуатации по причине их высокой обводнененности или 
неудовлетворительного технического состояния. Практически все 
скважины эксплуатируются механизированным способом. Продол-
жительность стадии достигает 10–15 лет и более, коэффициент нефте-
извлечения увеличивается до 10–20 % при высоковязкой и 40–50 % – 
при маловязкой нефти. 


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   23   24   25   26   27   28   29   30   ...   107




©engime.org 2024
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет