Файл: саратовский национальный исследовательский государственный университет имени н. Г. Чернышевского геологический колледж.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 08.11.2023
Просмотров: 105
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
При опытно-промышленной эксплуатации наряду с поставкой газа потребителю проводят до разведку месторождения с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов как правило не превышает трех — четырех лет.
В период промышленной эксплуатации месторождений основная задача — выполнение плановых поставок газа потребителю.
В период до разработки месторождения добываемый газ используют обычно для местных нужд, дальний транспорт его становится экономически нецелесообразным.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений выделяют также периоды разработки без поддержания пластового давления и с его поддержанием.
Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей.
Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. B период постоянной добычи, продолжающийся до экономической целесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60% запасов и более).
Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счет их добуривания для выполнения запланированных объемов добычи газа или для разработки обнаруженных «целтков» обойденного пластовой водой газа.
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.
Схемы размещения нефтяных скважин.
При равномерном размещении скважин удельные площади дренирования скважин в однородных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин, в неоднородных коллекторах соблюдается постоянство отношения дебита скважин к запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении происходит лучшее изучение геологических условий, меньше интерференция скважин, более полное извлечение газа и конденсата.
Осушествление контроля и поддержание оптимальных режимов разработки.
Процесс разработки месторождения условно делится на четыре этапа. Для управления процессом разработки нефтяной залежи и регулирования продвижения контуров нефтеносности необходимо вести систематический контроль за работой каждой скважины и залежи в целом. Такой контроль заключается в наблюдении за дебитами нефти, газа и воды по каждой скважине и за распределением пластового давления по всей залежи и по отдельным ее зонам. Положение водонефтяного контакта определяется по содержанию воды в продукции скважин.
Для постоянного наблюдения за подъемом зеркала воды в промежуточной водонефтяной зоне залежи служат специальные контрольные или наблюдательные скважины. Обычно для этой цели используют обводнившиеся нефтяные скважины или ранее пробуренные разведочные скважины.
Пластовое давление в действующих скважинах измеряют глубинными манометрами. Чтобы получить ясную картину о величине пластового давления в разных частях нефтяной залежи, замеряют пластовое давление в возможно большем числе скважин. По полученным данным строят карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями). Для этого на плане размещения скважин точки (скважины) с одинаковыми давлениями соединяют линиями. При правильной разработке пласта давление в пласте равномерно уменьшается от максимальной величины в законтурной зоне (или на линии нагнетательных скважин) при водонапорном режиме работы пласта до минимальной в центральных областях. Карта изобар в этом случае будет представлена группой замкнутых концентрических кривых, тождественных по своей конфигурации контуру питания. В большинстве случаев это — линия размещения нагнетательных скважин или линия водонефтяного контакта. Чтобы проследить изменение пластового давления во времени карты изобар для данной площади строят периодически. Изучение и анализ этих карт позволяют определять темпы падения пластового давления по отдельным участкам площади, находить причины резких снижений давления по этим участкам и осуществлять мероприятия по выравниванию давления.
Карты изобар, их построение.
Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.Карты изобар составляют обычно на конец каждого квартала. В периоды продолжительной стабилизации давления их можно составлять раз в полугодие. Полугодовой интервал может быть установлен также в исключительно сложных для исследования скважин условиях — при резкой пересеченности рельефа, заболоченности местности, в условиях шельфа и др.
По картам разработки, изобарам, а также графикам, характеризующим изменение добычи нефти, воды, газа, пластового давления во времени оценивают состояние разработки залежи нефти и намечают мероприятия по регулированию разработки для достижения более высокой нефтеотдачи.
Величина пластового давления.
В
еличина пластового давления, его распределение по площади, динамика изменения во времени несут ценную информацию о режиме работы пласта, условиях разработки отдельных участков залежи. Но измеренное в различных частях залежи пластовое давление будет отличаться за счет разной глубины залегания пласт в сводовой и крыльевых зонах. Для того, чтобы исключить влияние глубины залегания пласта, измеренное в скважинах давление приводят к одной плоскости, за которую обычно проникают начальное положение водонефтяного контакта контакта (ВНК).Пластовое давление, положение к одной плоскости, называет приведенным пластовым давлением.
Например, если пластовое давление, измеренное в трех скважинах, р1, р2 и р3, то приведенное пластовое давление вычисляют по формулам:
Где h1, h2, h3 - расстояние от середины пласта в скважинах до ВНК; рн и рв - соответственно плотность нефти и воды.
В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования. Важная часть анализа сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, предыдущего анализа, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений (режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды), допущениями расчетной методики и др. Большей обоснованности выводов анализа можно достичь при выполнении отдельных расчетов и исследований процесса разработки с использованием уточненных исходных данных.
Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.
Анализ технологических показателей разработки (по месторождению, отдельным объектами и участками):
a) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих накопленных отборов с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и нагнетательных скважин (с установлением динамики добычи флюидов и фонда скважин по способам эксплуатации); распределение добычи флюидов по площади и толщине пласта (соотношения накопленной и текущей добычи и закачки по месторождению и пласту с выделением характерных участков месторождения по интенсивной их работки);
6) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействие пластов, месторождения с соседними месторождениями и скважин по распределению пластового давления, степени охвата пласта влиянием закачки);
в) состояния обводненности месторождения (определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции; изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтяносности; оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды):
г) состояния выработки запасов нефти (определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данным и картам изохрон обводнения потерь, нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).
Расчет основных показателей разработки пласта методом ВДОГ.
ВДОГ. Сущность этого метода следующая: нефтяной пласт рассматривается как готовый газогенератор, в котором после зажигания нефти тем или иным способом у забоя зажигательной (нагнетатель-ной) скважины, при условии постоянного притока воздуха, в пласте создается движущийся очаг горения; образующиеся вереди фронта горения газы и пары нефти, а также нагретая нефть пониженной вязкости движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.
Наиболее изученной технологической схемой внутрипластового передвижного очага горения является прямоточная схема на пяти-скважинных участках с нагнетательной скважиной в центре. Разработка нефтяного пласта производится последовательным включением отдельных его участков. При такой схеме осуществляется следующий порядок операций.
При помощи глубинного нагревательного устройства на забое нагнетательной скважины нагревается участок пласта и создается высокотемпературная зона. Для создания очага горения применяют различные глубинные нагревательные устройства, обычно электрические или газовые.
После нагрева призабойной зоны в скважину подается окислительный агент для воспламенения нефти, содержащейся в пласте, и возбуждается исходный очаг горения. В качестве окислительного агента используются воздух, смесь воздуха с природным газом, обо-гашенный кислородом воздух и т. п.
При непрерывной подаче окислительного агента начинается движение очага горения в пласте в направлении потока окислителя.
После того как очаг горения получил достаточную стабильность и начал передвигаться к эксплуатационным скважинам, зажигательная скважина становится только нагнетательной, забой ее охлаждается, а нагревательный глубинный агрегат извлекается на поверхность.
При горении в пласте выделяется достаточное количество тепла, которым нагревается нефть, находящаяся в пласте впереди фронта горения. Вязкость ее сильно уменьшается, а давление нагнетаемого