стійкий і неоднорідний буде застосована наступна схема входження в продуктивний пласт. Свердловина проходиться до покрівлі пласта колектора (2 262 м), встановлюється експлуатаційна колона і цементується до гирла. Далі виробляється перехід на менший діаметр буріння, змінюється щільність бурового розчину на більш важкий і розкривається продуктивний пласт на всю довжину. У пласт колектор встановлюється фільтр з висотою верхньої частини 150 м над черевиком попередньої колони і цементується на всю довжину. Далі для зв'язку продуктивного пласта зі свердловиною виробляється перфорування фільтру і цементного каменю.
.2 Стадії розробки родовищ
Стадія - це період процесу розробки, що характеризується певним закономірним зміною технологічних і техніко-економічних показників. Під технологічними і техніко-економічними показниками процесу розробки поклади розуміють поточну (середньорічну) і сумарну (накопичену) видобуток нафти, поточну і сумарний видобуток рідини (нафти і води), обводненість видобувається рідини (відношення поточного видобутку води до поточної видобутку рідини), поточний і накопичений водонефтяной фактор (відношення видобутку води до видобутку нафти), поточну і накопичену закачку води, компенсацію відбору закачуванням (відношення закачаного обсягу до відібраного при пластових умовах), коефіцієнт нафтовіддачі, число свердловин (видобувних, нагнітальних), пластовий і забойное тиску, поточний газовий фактор, середні дебіт видобувних і прийомистість нагнітальних свердловин, собівартість продукції, продуктивність праці, капітальні вкладення, експлуатаційні витрати, наведені витрати та ін. За динамікою видобутку нафти виділяють чотири стадії процесу розробки покладів пластового типу в гранулярних колекторах при водонапірному режимі (рис. 2.1).
Графіки побудовані залежно від безрозмірного часу, представляє собою відношення накопиченої видобутку рідини до балансових запасах нафти.
Рис. 2.1 Типова динаміка темпу видобутку нафти Tдн, рідини Tдж і обводнення продукції в n при водонапірному режимі з виділенням стадій розробки:
1 - освоєння експлуатаційного об'єкта; 2 - підтримка високого рівня видобутку нафти; 3 - значне зниження видобутку нафти; 4 - завершальна
Перша стадія - освоєння експлуатаційного об'єкта - характеризується:
· інтенсивним зростанням видобутку нафти до максимально заданого рівня (приріст становить приблизно 1 2% на рік від балансових запасів);
· швидким збільшенням діючого фонду свердловин до 0,6 0,8 від максимального;
· різким зниженням пластового тиску;
· невеликої обводненностью продукції (обводненість продукції досягає 3 4% при в'язкості нафти не більше 5 мПа с і 35% при підвищеній в'язкості);
· досягнутим поточним коефіцієнтом нафтовіддачі (близько 10%).
Тривалість стадії залежить від промислової цінності поклади і складає 4 5 років, за закінчення стадії приймається точка різкого перегину кривої темпу видобутку нафти (відношення середньорічного відбору нафти до балансових її запасами).
Друга стадія - підтримка високого рівня видобутку нафти - характеризується:
· більш-менш стабільним високим рівнем видобутку нафти (максимальний темп видобутку нафти знаходиться в межах 3 17%) протягом 3 7 років і більше для родовищ із маловязкими нефтями і 1 2 роки - при підвищеній в'язкості;
· зростанням числа свердловин, як правило, до максимуму за рахунок резервного фонду;
· наростанням обводнення продукції (щорічне зростання обводнення становить 2 3% при малій в'язкості нафти і 7% і більше при підвищеній в'язкості, на кінець стадії обводненість коливається від кількох до 65%);
· відключенням невеликої частини свердловин через обводнення і перекладом багатьох на механізований спосіб видобутку нафти;
· поточним коефіцієнтом нафтовіддачі, складовим до кінця стадії 30 50%, а для родовищ з піком видобутку - 10 15%.
Третя стадія - значне зниження видобутку нафти - характеризується:
· зниженням видобутку нафти (в середньому на 10 20% на рік при маловязких нафтах і на 3 10% при нафтах підвищеної в'язкості);
· темпом відбору нафти на кінець стадії 1 2,5%;
· зменшенням фонду свердловин через відключення внаслідок обводнення продукції, переведенням практично всього фонду свердловин на механізований спосіб видобутку;
· прогресуючим обводненням продукції до 80 85% при середньому зростанні обводнення 7 8% на рік, причому з більшою інтенсивністю для родовищ із н...
