Основні поняття про раціональну розробку родовищ.

1. Максимум ефекту.

2. Максимальний річний видобуток продукції.

3. Рентабельність, коли собівартість зрівняється з відпускною ціною.

1. Вибір раціонального способу експлуатації свердловин.

В процесі розробки родовища дебіти свердловин значно змінюються, тому для кожного періоду розробки потрібно встановити раціональний спосіб експлуатації. Під раціональним способом експлуатації потрібно розуміти такий спосіб підйому рідини від вибою до гирла свердловини, коли: 1) забезпечується заданий відбір рідини; 2) максимально використовується пластова енергія для підйому рідини; 3) забезпечуються мінімальні енергетичні затрати на підйом одиниці маси рідини; 5) забезпечується мінімальна собівартість нафти, що видобувається.

Одна з важливих характеристик – коефіцієнт експлуатації

, (25.1)

де Т_ф – фактичний час експлуатації свердловини; Т_к – календарний час. Частіше за все визначають коефіцієнт експлуатації за один місяць.

Різниця в значеннях Т_ф і Т_к вказує на час простоїв свердловин, який залежить від числа проведених ремонтних робіт, тривалості цих робіт та різних незапланованих простоїв, визваних несвоєчасним прибуттям бригад підземного ремонту, несвоєчасним отриманням інформації про необхідність проведення робіт і ін. Із зменшенням коефіцієнту експлуатації необхідно збільшити середньодобовий відбір рідини, щоб забезпечити заданий сумарний відбір. При низьких коефіцієнтах експлуатації може виявитися, що фактичні відбори рідини значно перевищують передбачені проектом розробки. В результаті цього слід знижувати вибійні тиски до такого значення, щоб в привибійній зоні почалось виділення газу, підтягування конусу води чи інтенсивне пробкоутворення. Це може призвести до необхідності проведення додаткових ремонтних робіт.

В процесі розробки родовища, як правило, відбувається обводнення продукції. Вміст води в продукції на пізній стадії розробки на рідко перевищує 90%. Неддивлячись на дію на пласт пластовий тиск постійно падає, в значній мірі збільшується в'язкість нафти і зменшується кількість проникаючого до вибою свердловини газу (вільного і розчиненого). В результаті цього збільшуються висота підйому рідини та енергетичні витрати, пов'язані з підйомом рідини на поверхню.

Існує багато способів підйому рідини, кожний із яких перш за все потрібно оцінити з точки зору КПД, так як ефективність любої установки характеризується цим показником. Коефіцієнт корисної дії

, (25.2)

де W_n – корисна робота; W_з –затрачена робота.

Найбільшу цікавість представляє визначення загального коефіцієнта корисної дії

тут – ККД окремого вузла.

Наприклад, для штангових глибинних насосів загальний ККД дорівнює добутку ККД електродвигуна, верстата-гойдалки, насосу. Приведемо дані про загальний ККД для деяких установок: гідропоршневі установки – 0,4; штангові насосні установки – 0,3; відцентрові електроустановки – 0,17; при газліфтному способі – 0,04 - 0,10.

Ці дані орієнтовні, але все одно вони дають деяке уявлення про розприділення ККД по способам видобутку.

Аналіз промислових даних показує, що із збільшенням глибини підвіски штангових насосів спостерігається значне зменшення ККД.

Таким чином на ККД впливає не лише спосіб експлуатації, але й висота підйому рідини. При визначених умовах може виявитися, наприклад, що з точки зору витрат (матеріальних і трудових) раціонально підйом рідини виконувати не штанговими, а відцентровими електронасосами.

З точки зору енергетичних затрат найбільш вигідна фонтанна експлуатація, так як при цьому способі підйом рідини відбувається виключно за рахунок пластової енергії. Але, якщо врахувати, що у ряді випадків проводиться закачування води чи газу з метою підтримання пластового тиску, то неможна стверджувати, що при фонтануванні використовується лише одна енергія. В цьому випадку в пласт штучно вводиться енергія, яка не лише сприяє покращенню процесів розробки, але й дозволяє виконувати підйом рідини. Тим не меньше при багатьох розрахунках цей фактор не враховується і вважається, що енергія, яка надходить зовні для покращення процесів розробки, не приймає участі в підйомі рідини при фонтанній експлуатації.

Останнім часом все частіше застосовується газліфтний спосіб видобування. Так, на Шкаповському родовищі при переведенні свердловин з експлуатації за допомогою відцентрових електронасосів на газліфтний спосіб дебіти виросли в три рази. Такі дебіти неможливо забезпечити при експлуатації свердловини, обладнаних відцентровими електронасосами. При цьому не слід забувати, що збільшення відборів пов'язано із зменшенням вибійних тисків, що приводить до росту насичення нафти вільним газом, а тому погіршуються умови роботи насосів.

Одна з важливих характеристик роботи установки по підйому рідини – здатність її працювати безперебійно із заданими параметрами. В процесі експлуатації свердловин може вийти з ладу наступне обладнання: 1) підземне; 2) наземне; 3) силові установки (компресорні станції, установки по подачі електроенергії).

У першому випадку вихід з ладу обладнання може бути визваний невідповідністю його умовам експлуатації, неправильним режимом роботи установки і ін. Наприклад, до вибою свердловини разом з рідиною надходить велика кількість піску, а насос, встановлений в свердловині, не розрахований на відкачування рідини з піском.

В іншому випадку причина виходу з ладу обладнання легко знешкоджується, так як це пов'язано з його ремонтом чи заміною.

А.Н. Адонін вважає, що ймовірність безвідмовної роботи підземного обладнання орієнтовно оцінюється наступними цифрами (у відсотках): при фонтанному способі (без ремонтів) – 100; при газліфтному способі (один ремонт за два роки) – 96; при використанні ЕВН (три ремонта за рік) – 78; при використанні штангових насосів (шість ремонтів в рік) – 61.

Важливим також при виборі способу експлуатації є експлуатаційні витрати, які залежать від способу видобутку нафти. В середньому ці затрати розприділяються наступним чином:

• витрати на енергію – 23%;

• витрати на поточний підземний ремонт – 28%;

• витрати на ремонт наземного обладнання – 6%;

• амортизація основних засобів – 21%;

• заробітна плата основного виробничого персоналу – 22%.

При компресорній експлуатації затрати на стиск газу складають близько 60% від всіх експлуатаційних затрат.

Розглянемо принципи вибору способу експлуатації свердловин. Припустимо, що задані відбори рідини та газу, відомі властивості газорідинної суміші, глибина свердловини і т ін. Задача вибору способу експлуатації вирішується в такій послідовності. В першу чергу встановлюють можливість фонтанування. Якщо фонтанування не можливе, то при наявності природного газу розраховується безкомпресорний (чи компресорний) спосіб експлуатації. Для порівняння виконуються розрахунки, пов'язані з ЕВН та штанговими установками. Для кожного варіанту розраховується економічні показники. Остаточно вибирається той варіант, де затрати на підйом рідини мінімальні. У всіх випадках необхідно враховувати наявність ускладнюючих умов.

Вирішення проблеми раціональної розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ вимагає перш за все наукового розуміння умов, в яких виконується розробка нафтогазоносних пластів, а також фізичних явищ та законів, які визначають процеси експлуатації покладу.

Сучасне уявлення про нафтогазове родовище завжди пов’язують сам нафтогазовий поклад з загальною гідрологічною системою в одне ціле, в яке цей поклад входить як основна частина.

Така просторова гідрологічна система, яка розповсюджується на весь продуктивний шар аж до його виходів на поверхню, якщо такі є, включає в себе, крім газоносної та нафтоносної областей, також водоносну область.

Регіональна геометрична будова та літологія нафтогазового шару визначають геометричні розміри та форму гідрологічної системи.

При експлуатації нафтогазового покладу одночасно йдуть процеси:

3. рух рідин та газу під дією пластових сил в цій системі через пористе середовище гірських порід, які створюють нафтогазоносний шар;

4. подальшого підйому газу та рідин по стовбуру свердловини на поверхню.

Обидва процеси нерозривно взаємопов’язані та керовані. Активне втручання в процес руху рідин та газу в шарі починається з моменту розкриття його деяким числом свердловин, відомим чином розташованих на покладі і у визначеному порядку, які вводяться в експлуатацію.

Умови експлуатації цих свердловин, їхні режими роботи, доступні повсякденному регулюванню, також є одними із засобів свідомого втручання в цей процес.

Нарешті, у ряді випадків виявляється можливим змінити хід процесу та збільшити його ефективність, шляхом штучного регулювання запасів пластової енергії через нагнітання в пласт води та газу.

Режим роботи свердловин найбільш легко піддається керуванню. Він підлягає прагненню досягнути як можна більшого видобутку нафти чи газу із даної свердловини.

В залежності від застосованого способу експлуатації і геолого-промислових умов, які примушують підтримувати при експлуатації свердловини деяку визначену депресію, чи вибійний тиск, із свердловини може бути видобута тільки деяка частина їх потенційного дебіту.

Таким чином, встановлений з урахуванням цих даних режим роботи свердловин стає заданою умовою для руху рідин та газу в пластах до вибою експлуатаційних свердловин.

Інакше виглядає справа з кількістю свердловин та їх розташуванням на покладі. Зміна кількості свердловин у процесі розробки покладу пов’язана з додатковими капіталовкладеннями.

Тому, правильне рішення питання кількості та порядку їх розташування стає вирішаючим фактором впливу на процес експлуатації пласта.

Що стосується регулювання запасів пластової енергії, яке здійснюється шляхом нагнітання води чи газу в пласт, та застосування цих способів вирішальним чином змінює картину і характер руху рідин.

Усі вище перераховані положення дають можливість (основну) сформулювати поняття про розробку.

Під розробкою покладу у технологічному значенні цього поняття мається на увазі керування процесом руху рідин та газу в пласті до вибоїв експлуатаційних свердловин за допомогою розташування свердловин, визначення їх кількості та порядку введення в експлуатацію, режиму їх роботи та балансу пластової енергії. Сукупність цих умов, при яких виконується розробка покладу і визначається систему розробки.

Система розробки родовища (нафтового чи газового) вважається раціональною, якщо вона забезпечує завдання по видобутку нафти (газу) при мінімальних затратах і можливо більш високої нафтогазоконденсатовіддачі пластів.