хасматулин.. 1. Основные источники пластовой энергии
 Скачать 133.35 Kb.
|
|
11. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Особенности разработки газовых месторождений. Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа в пласте к добывающим скважинам при помощи определенной системы размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии. Основное требование к системе разработки — обеспечение минимума затрат на добычу заданных объемов газа при заданной степени надежности и соблюдении норм охраны недр. Достижение этих условий осуществляется на стадии проектирования системы разработки оптимальным выбором и учетом всех ее элементов, основными из которых являются: -Режим разработки залежи; -Схема размещения скважин; -Технологический режим эксплуатации скважин и их конструкция; Разработка месторождения осуществляется в два этапа На первом этапе, который рассматривается как завершающий период комплексной разведки объекта, проводят опытно-промышленную эксплуатацию месторождения (ОПЭ). На втором этапе осуществляют промышленную разработку по проекту, составленному на основе достаточно полных и достоверных данных опытно-промышленной разработки. Особенности разработки газоконденсатных месторождений. Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений— возможность в результате снижения давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Конденсат — ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождения. В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления) как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте. Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с другими методами, затратах. Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения. 12. Процесс регулирования, контроля и анализа разработки месторождения. Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициент нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки. Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически. В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в 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. 13. порядок проектирования разработки месторождения. На основании опыта разработки нефтяных месторождений установлен следующий порядок проектирования и содержания основных проектных документов: 1) схема опытной эксплуатации-составляется с целью получения дополнительных данных о геолого-промысловых характеристиках пласта, пластовых жидкостях, условиях эксплуатации скважин с определением предельных депрессий и предельных дебитов, проведения исследовательских работ гидропрослушивания, изучения приемистости нагнетательных скважин. 2) технологическая схема разработки-составляется для месторождений со значительной сложностью геологического строения, когда запасы нефти утверждены в ГКЗ по невысоким категориям (В и С1), а результаты разведки и опытной эксплуатации не позволяют окончательно определить систему разработки. 3) проект разработки-составляется для месторождения, введенного в разработку на основе схемы опытной эксплуатации, когда геологическое строение месторождения несложное, или технологической схемы. 4) комплексный проект разработки-составляются при разработке крупных месторождений, в которых вместе с обоснованием системы разработки дается схема обустройства нефтяного месторождения. Составление комплексных проектов (схем) способствует ускорению ввода месторождений в разработку. 14. Методы, применяемые для исследования скважин и пластов. Изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей осуществляют в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами. К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле. К гидродинамическим методам относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте. 15. Параметры, определяемые при исследовании скважин. Исследование скважин и пластов включает в себя комплекс взаимосвязанных методов, отличающихся теоретической основой, топологией и техникой измерения. По данным этих исследований определяют следующие начальные параметры: Геометрические характеристики залежей. Коллекторские и фильтрационно-емкостные свойства пластов (ФЕС). Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Гидро-термодинамические параметры пласта. Основными параметрами, определяемыми при исследовании скважин, являются: -пластовое давление; -коэффициент гидропроводности (проницаемости); -коэффициент пьезопроводности; -приведенный радиус; -скин-фактор; -коэффициент продуктивности на 10 суток; -коэффициент продуктивности потенциальный; -радиус зоны исследования; -время стабилизации режима. -нефтегазоносность газлифт скважина нефтеотдача 16. Методика исследования скважин на установившихся режимах. Сущность исследования скважин на установившихся режимах работы заключается в замерах дебита и забойного давления скважины на нескольких (не менее трех) установившихся режимах ее работы. Изменение режима работы скважины достигается за счет изменения забойного давления. За установившееся состояние работы скважины принимается такое состояние, когда изменением величины дебита скважины и изменением величины давления на забое практически можно пренебречь. Время установления нового режима в зависимости от конкретных условий колеблется в широких пределах (от десятков минут до нескольких суток). Таким образом, считается, что при установившемся режиме работы скважины приток жидкости из пласта в скважину постоянен во времени. Замеры дебита скважины осуществляются мерником или другими, более совершенными, замерными устройствами (тахометрическими расходомерами, лопастными счетчиками, щелевыми расходомерами, дебитомерами объемного типа и т.д.). Одновременно с замерами дебита измеряется забойное давление скважинными манометрами. В процессе исследования величина пластового давления считается постоянной. 17. Понятие коэффициента продуктивности. Продуктивность — это коэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии: n= Q/△P где n — коэффициент продуктивности [м³/(с*Па)] Q — дебит скважины м³/сек △P- депрессия 18. Характеристика смысла проведения термодинамических исследований и гидропрослушивания пластов. Гидропрослушивание заключается в изучении особенностей распространения упругого импульса (возмущения) в пласте между различными скважинами. Для этого в одной из скважин, называемой возмущающей скважиной, изменяют режим работы; это может быть остановка скважины, ее пуск в работу с постоянным дебитом или изменение забойного давления и дебита. Методы гидропрослушивания обладают большой разрешающей способностью и позволяют, кроме гидропроводности, определить в явном виде и пьезопроводность области реагирования. точность определения параметров пласта по данным гидропрослушивания зависит не только от качества используемой измерительной аппаратуры Термодинамические исследования проводятся с целью определения фазового состояния пластовой системы в пластовых условиях, давлений начала конденсации (Рн к) и максимальной (Рм к) конденсации, пластовых потерь конденсата (углеводородов С5+и), изменения состава добываемой продукции при добыче и определения конечных коэффициентов газоотдачи, конден- сатоотдачи, коэффициента извлечения нефти (КИН). термодинамические исследования углеводородов проводятся на установке PVT с пробами, отобранными при исследовании поисково-разведочнных скважин. 19. Методика исследования скважин методом восстановления забойного давления. Данный метод основан на изучении изменения забойного давления и дебита скважины во времени при переходе от одного установившегося режима ее эксплуатации к другому. Часто применяемый вариант этого метода – способ непрерывной регистрации в течение определенного интервала времени забойного давления скважины после прекращения ее эксплуатации. При этом приток жидкости из пласта в скважину прекращается или очень быстро (фонтанные скважины), или очень медленно затухает (насосные скважины). Давление же в точке вскрытия пласта скважиной возрастает (восстанавливается). Характер кривой восстановления давления (КВД) во времени зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности, пъезопроводности пласта и приведенного радиуса скважины. Влияние каждого из этих параметров на форму кривой теоретически изучено, что позволяет на основании анализа полученной кривой определять некоторые гидродинамические характеристики скважины и пласта в ее районе. По кривым восстановления давления определяют: - параметр фильтрации пласта – коэффициент гидропроводности (kh/m); - степень загрязненности призабойной зоны скважины; - тип коллекторов; - радиус активной части призабойной зоны RА. 20. Основная аппаратура, используемая при исследовании скважин. Для исследования скважин используются глубинные приборы, а также эхолоты для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве и динамографы для снятия параметров работы, как отечественных, так и импортных производителей. Используются глубинные приборы отечественного производства типа МГН2 и МСУ1 с максимальным рабочим измеряемым давлением 400 атм. Главный недостаток этих приборов – малое время действия заводки часов, приводящих в движение каретку с бланком, и как следствие повторные спускоподъемные операции и в дальнейшем возможная погрешность в расчетах. 21. Назначение поддержания пластового давления. ППД относится к гидродинамическим методам повышения нефтеотдачи и кроме повышения нефтеотдачи, обеспечивает интенсификацию процесса разработки, Поддерживает или повышает пластовое давление. На практике применяются следующие системы заводнения: 1) Законтурное заводнение – применяют на сравнительно небольших по размерам залежах с литологически однородными коллекторами, с хорошей проницаемостью в законтурной части. Нагнетательные скважины располагаются на расстоянии 1000- 1200м от внешнего ряда добывающих скважин для однородных, для неоднородных с низкой проницаемостью 600-700м. 2) Приконтурное заводнение – применяется при низкой проницаемости нагнетательные скважины размещают на небольшом расстоянии от контура нефтеносности или непосредственно на этом контуре в более проницаемых частях залежи. 3)Внутриконтурное заводнение – применяется при разработке значительных по размерам нефтяных залежей. Площадь залежи разрезается рядами нагнетательных скважин, которые разрабатываются как самостоятельные участки. При закачке воды на линии нагнетательных скважин образуются зоны повышенного. Очаги, которые образуются возле нагнетательных скважин сливаются в валы, передвижение которых можно регулировать. 4) Блоковое заводнение – залежь разрезают на самостоятельные участки рядами нагнетательных скважин, расположенных перпендикулярно оси структуры (5 рядов добывающих скважин, каждый нагнетательный ряд действует на 2,5 ряда добывающих скважин). 22. Характеристика основных видов заводнения пластов. 1. Законтурное заводнение. При этой разновидности заводнения нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой при этом примерно тот же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4–5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5 мПа*с), высокой проницаемости коллектора (0,4–0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаемостью залежи с законтурной областью. Применение рассматриваемого вида заводнения в названных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60–65 %). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забоям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину обычно приходится четыре-пять добывающих скважин. 2. Приконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи (рис. 64). Применяется в основном при той же характеристике залежей, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК или наличием под ним или на его уровне водонепроницаемого экрана. 3. Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения. Закачка воды в пласты производится через скважины, расположенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта. Рассматриваемый вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большой площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров при практически повсеместном залегании пласта-коллектора, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК. 23. Определения количества нагнетаемой воды и количества нагнетательных скважин при заводнении пластов. Предварительно рассчитав количество нагнетаемой воды, можно определить количество нагнетательных скважин, Пн = Qзак / qв(7.2) где qв - количество воды нагнетаемой в одну скважину,  (7.3)где Рдн - давление на линии водонагнетательных скважин; kв -фазовая проницаемость для воды в призабойной зоне нагнетательной скважины; όн - половина расстояния между водонагнетательными скважинами, όн = В / 2 * пн (7.4) φ - коэффициент, учитывающий загрязнение прифильтровой зоны водонагнетательных скважин, определяется по результатам опыта нагнетания воды и представляет собой отношение начальной приемистости нагнетательной скважины (qво) к средней приемистости за межремонтный период (qв ср) φ = qво / qв ср (7.5) Рзн - давление на забое нагнетательной скважины Рзн =р * g * Н + Рнас + ∆Ртр (7.6) где Н - глубина нагнетательной скважины; Рна. - давление на выходе насоса; ∆Рт - потери давления на трение. Давление нагнетания определяется типом насосного оборудования с учетом технического состояния скважин и трубопроводов, а также количеством закачиваемой воды. 24. Перечень и характеристика гидродинамических МУН. Классификация гидродинамических МУН Гидродинамические методы при заводнении позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений и др. Классификация гидродинамических МУН: Интегрированные технологии Нестационарное (циклическое) заводнение Форсированный отбор жидкости 1.Интегрированные технологии. Интегрированные технологии выделяются в отдельную группу и не относятся к обычному заводнению водой с целью поддержания пластового давления. Эти методы направлены на выборочную интенсификацию добычи нефти. Прирост добычи достигается путем организации вертикальных перетоков в слоисто-неоднородном пласте через малопроницаемые перемычки из низкопроницаемых слоев в высокопроницаемые на основе специального режима нестационарного воздействия. Цель создания Технологии. Увеличение нефтеотдачи пласта и обеспечение максимально коротких и быстрых путей вытеснения нефти. Суть Технологии. Принципиальная особенность интегрированных технологий увеличения нефтеотдачи заключается в том, что организация взаимодействия технологических и природных факторов подчинена главной цели - обеспечению максимально коротких и быстрых путей вытеснения нефти. Это означает, что система разработки месторождения, в том числе система размещения скважин, должна предусматривать возможность сочетания горизонтального и вертикального извлечения нефти, его оптимизацию на основе геологического строения эксплутационного объекта, характеристики его фильтрационной неоднородности. 2.Нестационарное (циклическое) заводнение. Суть метода циклического воздействия и изменения направления потоков жидкости заключается в том, что в пластах, обладающих неоднородностью по размерам пор, проницаемости слоев, пропластков, зон, участков и неравномерной их нефтенасыщенностью (заводненностью), вызванной этими видами неоднородности, а также отбором нефти и нагнетанием воды через дискретные точки - скважины, искусственно создается нестационарное давление. Оно достигается изменением объемов нагнетания воды в скважины или отбора жидкости из скважин в определенном порядке путем их периодического повышения или снижения. В результате такого нестационарного, изменяющегося во времени воздействия на пласты в них периодически проходят волны повышения и понижения давления. 3. Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. форсированный отбор -- рациональный вариант разработки нефтяной залежи на завершающем этапе, который надо проектировать, официально утверждать и обязательно выполнять. Для его проектирования имеется все необходимое: методика, включающая модель зонально и послойно неоднородного пласта, уравнения разработки нефтяной залежи, общий экономический критерий рациональности, методы решения обратных задач по определению основных параметров нефтяных пластов и практически примененных систем разработки; современная вычислительная техника и полученная индивидуально по скважинам информация об их эксплуатации: о дебитах жидкости и обводненности (следовательно, о дебитах нефти), забойных давлениях (следовательно, о коэффициентах продуктивности), составе солей в отбираемой воде (следовательно, о доле посторонней воды). Довольно странным представляется, что при наличии всего этого проблема форсированного отбора не исследована в полном объеме, а форсированный отбор противопоставляется рациональному. бесконтрольное форсирование отбора жидкости приводит к крупным потерям в текущей добыче нефти и конечной нефтеотдачи пластов. |