реферат минеке. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.03 Mb.
|
14. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.Газ отличается от нефти своими физико-химическими свойствами (небольшой вязкостью, высокой упругостью и большой подвижностью). В связи с этим разработка газовых и газоконденсатных месторождений имеет свои особенности, которые определяются режимом залежи. Разработка газовых месторождений характеризуется тремя последовательно сменяющими друг друга периодами эксплуатации – нарастающей, постоянной и снижающейся добычей природного газа.  Qг – годовой отбор газа; Qсум – суммарный отбор газа из залежи; Рмг – давление газа в магистральном газопроводе; n – число скважин; Р – текущее давление; Рвх – давление на входе в компрессорную станцию; Nдкс – мощность дожимной компрессорной станции (ДКС); Р*(t) – безразмерное средневзвешенное давление в залежи; I. Период нарастающей добычи природного газа – (период опытно-промышленной эксплуатации – ОПЭ) является начальным периодом промышленной разработки месторождения (3-5 лет). В этот период: ведут строительные и опытные работы, бурят скважины, наращивают темп добычи газа, уточняют запасы газа и конденсата, определяют режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи. Необходимую для проектирования исходную информацию получают в основном из материалов геологического характера, что требует больших денежных затрат и времени. Поэтому залежи начинают разрабатывать до окончания разведочных работ по объекту с таким расчётом, что недостающие сведения будут получены в процессе добычи природного газа и конденсата. Темпы роста годового отбора и продолжительность этого периода устанавливаются по каждому конкретному месторождению, зависят от объёмов промыслового строительства, капитальных вложений, необходимых для достижения планируемого постоянного годового отбора природного газа, а также зависят от характеристики основных потребителей природного газа и условий транспорта природного газа к ним. II. Период постоянной добычи природного газа (10-15 лет) характеризуется стабильным (постоянным) годовым отбором газа при некоторых изменениях отборов, обусловленных суточными или сезонными колебаниями потребления природного газа. В это время отбирают основное количество газа (60 % от извлекаемых запасов газа), добуривают скважины и строят дожимные компрессорные станции (ДКС). В начале разработки залежи давление в ней обычно достаточно высоко и ДКС не применяют. Позднее давление падает, и для отбора запланированных объемов газа приходится вводить ДКС. III. Период падающей добычи природного газа характеризуется снижающимися годовыми отборами газа. Продолжительность данного периода и минимальный дебит скважин за это время определяется рентабельностью. Он начинается с того момента, когда поддерживать постоянную добычу газа вводом новых скважин и повышением мощности ДКС становится невыгодным. При разработке газоконденсатных месторожденийбез поддержания пластового давления для любого периода его разработки устанавливается зависимость годового отбора конденсата и природного газа, обосновывается коэффициент извлечения природного газа и конденсата при достигнутом уровне техники, технологии в данный период. Если разработка газоконденсатного месторождения осуществляется с ППД, то продолжительность периода, во время которого товарным продуктом является газоконденсат, определяется полнотой отбора утвержденных к извлечению из залежи запасов конденсата. Последующая разработка газоконденсатного месторождения осуществляется как разработка чисто газового месторождения. 15. Контроль процесса разработки нефтяных и газовых месторождений: определение, задачи и виды контроля.Под контролем процесса разработки нефтяных и газовых месторождений понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной и газовой залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Задача контроля – обеспечение высокого качества первичной информации. Качество информации определяется: перечнем информации, ее объёмом, представительностью информации, точностью измерений и методами обработки информации. Первичную информацию для контроля получают на основании проведения гидродинамических, геофизических исследований скважин и пластов, лабораторных определений геолого-физических свойств пластов-коллекторов и физико-химических свойств нефти, газа и воды, промысловых замеров показателей разработки и эксплуатации. Всю собранную первичную информацию группируют по отдельным признакам и видам контроля: контроль выработки запасов нефти и газа (учет количества добытой нефти, газа и воды, закаченной воды или газа; изучение перемещения контуров ВНК, ГНК, ГВК и полноты выработки запасов; определение текущей и конечной нефте- и газоотдачи и т.д.); контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи (исследование профилей притока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение изменения пластовой температуры; исследование скважин и пластов гидродинамическими и геофизическими методами и т.д.); контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования (выявление негерметичности, смятия обсадной колонны; динамика износа и эффективность использования скважинного и наземного оборудования и т.д.); контроль осложняющих условий добычи нефти и газа (изучение изменения во времени физико-химических свойств нефти, газа и воды; изучение условий образования АСПО, солей, гидратов в пласте, призабойной зоне пласта, скважине и скважинном оборудовании; определение условий разрушения пласта в призабойной зоне и вынос песка и т.д.). Отдельно регистрируются технологические и технические мероприятия, которые осуществляются на скважинах в процессе разработки месторождений, а также технико-экономические, экономические показатели, нормативы, плановые и другие заданные параметры. После получения первичной информации, которая включает в себя огромный объем значений и параметров, проводят ее обработку с применением различных методов и методик (математическая статистика, теория ошибок, теория случайных величин и т.д.). На современном этапе разработки месторождений использование автоматизированных компьютеризированных систем сбора и обработки информации повысило её качество и надежность принимаемых решений. |