Особенности разработки газоконденсатных месторожде. Особенности разработки газоконденсатных месторождений
 Скачать 173.57 Kb.
|
1 2 Особенности разработки газоконденсатных месторождений. Комплексная разработка газоконденсатных месторождений обладает особенностью, которая заключается в возможности выпадения конденсата в пласте, стволе скважины, а также наземных сооружениях из-за снижения давления и температуры. В связи с этим, разрабатывая газоконденсатные месторождения необходимо создать оптимальные условия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр. Самая основная и главная особенность присущая газоконденсатным месторождениям, заключается в проявлении ретроградной, обратной конденсации при их разработке. Это связано с тем, что пластовые флюиды в этих залежах характеризуются тем, что в газовой фазе жидкие углеводороды находятся в растворенном состоянии. При этом следует отметить, что газовая фаза включает в себя углеводородные и неуглеводородные (азот, сероводород, углекислый газ, гелий и т.д.) компоненты. В процессе снижения пластового давления из газоконденсатной системы начинают выпадать жидкие углеводороды (газовый конденсат), т.е. фракции С5+выс. Выпадающий в пласте газовый конденсат, в случае если разработка газоконденсатного месторождения осуществляться на режиме истощения пластовой энергии, является практически потерянным. Но его можно, в какой степени частично извлечь, если будут достигнуты давления, когда начинается процесс прямого испарения. Это возможно в зоне очень низких давлений, порядка 1 - 2 МПа и менее. Как известно, в процессе разработки месторождений природных газов наблюдается изотермическое снижение пластового давления, приводящее к увеличению влагонасыщенности парогазовой смеси. При газовом режиме, пластовое давление снижается до давления насыщенного пара при пластовой температуре, а минимальное давление в залежи будет равно давлению насыщенного пара. Это давление будет постоянным до тех пор, пока в поровом пространстве будет находиться остаточная вода. В этой связи, поскольку водяной пар является составной частью пластовой смеси, то возможно увеличение конденсатоотдачи за счёт следующих факторов: - возрастания общего объёма оставшейся в пласте парогазоконденсатной смеси за счёт испарения воды; - "поддержания" пластового давления на величину парциального давления водяного пара; - предполагаемого предпочтительного растворения высококипящих углеводородов в водяном паре. В случае проявления водонапорного режима при разработке газоконденсатного месторождения появляется ряд дополнительных особенностей. В частности, за счёт вымыва внедряющейся воды происходит увеличение количества добытого газового конденсата Опыт разработки таких месторождений выявил ещё значительное количество других факторов, имеющих место в скважинах, в призабойной зоне, в газоносной и обводненной частях пласта: - вынос инфильтрата бурового раствора; вынос остаточной воды потоком газа; увеличение или уменьшение продуктивности скважин; - частичная гидрофобизация порового пространства; - объёмное расширение остаточной воды; выделение газа из остаточной воды; испарение остаточной воды; - отложение солей; вытеснение остаточной воды; - смешение газов; снижение фазовой проницаемости для воды; - гравитационное разделение газа и воды; - накопление в скважинах конденсационной воды и конденсата; - увеличение вертикального напряжения в скелете породы; - частичное или полное разрушение коллектора т.д.. С целью получения максимальной добычи газового конденсата на многих газоконденсатных месторождениях возникает необходимость поддержания пластового давления в процессе его разработки. Поддержание пластового давления может быть осуществлено как за счёт закачки сухого (отбензиненного) газа, так и за счёт закачки воды. В первом случае это осуществляется в условиях, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения на какой-то определенный период времени. Возможность закачки воды зависит от наличия дешевых источников воды, приёмистости нагнетательных скважин и степени неоднородности пласта по коллекторским свойствам. 24. Классификация, принципиальное устройство, техническая характеристика глубинных манометров. Глубинные манометры предназначены для измерения давления в действующих и остановленных фонтанных, компрессорных, глубинно-насосных, нагнетательных, а также в пьезометрических скважинах на забое и по стволу. По принципу действия различают следующие глубинные манометры: -пружинные геликсные — в качестве чувствительного элемента применена геликсная пружина; -пружинно-поршневые — манометрический блок состоит из цилиндрической проволочной пружины и поршня, воспринимающего измеряемое давление; -пневматические — объем наполняющего прибор газа меняется пропорционально измеряемому давлению; -мембранные со струнным преобразователем — измеряемое давление действует на мембранный чувствительный элемент, изменяя натяжение прикрепленной к нему струны, колеблющейся в поле постоянного магнита. Назначение, классификация осадкогелеобразующих технологий по механизму образования осадков и гелей. С целью охвата слабопроницаемых зон пропластков и линз воздействием предложено перераспределить потоки нагнетаемой в пласт воды промытой зоны путем увеличения ее фильтрационного сопротивления, т.е. снизить проницаемость. В основном они состоят из пары реагентов, последовательно закачиваемых в пласт, где после их смешения выпадает осадок. Осадкообразование может происходить за счет взаимодействия между реагентами и компонентами воды, нефти, породы. В настоящее время существует несколько десятков селективных составов, применяемых с целью осадкообразования в водной фазе, в пластовых условиях. Например: 1) аммиачноселикатные растворы + хлористый кальций или хлористый барий; 2) нефилин + кислота + полимер; 3) алюмохлорид + щелочь + гивпан; 4) КОГОР. Наиболее применяемыми являются селикатные гели (например на основе жидкого стекла): Na2SiO3 + 2HCl → H2SiO3 + 2NaCl Регулирование процесса осадкообразования в пластовых условиях является достаточно сложной задачей, варьировать можно лишь объемами и скоростью закачивания растворов. С целью предотвращения выпадения осадка в призабойной зоне пласта применяются различные технологии закачки реагентов. Например закачка раствора карбоната натрия вывести из пластовой воды ионы Са+2 и Mg+2, что позволяет нагнетаемому вслед за ним силикатному раствору достичь в нескоагулированном состоянии заданной глубины. Затем, вследствие диффузии ионов Са и Mg из пластовой воды и взаимодействия с силикатным раствором образуется осадок. также эффективна чередующаяся закачка оторочек раствора осадкообразующих щелочных соединений и раствора соли двухвалентного металла, разделенных оторочкой пресной (умягченной) воды для предотвращения преждевременного их смешивания. Регулирование гелеобразования возможно изменением кислотность среды при использовании алюмохлорида, т.к. золи гидроксида алюминия обладают амфотерными свойствами. Существует композиции, в которых осадок образуется не сразу, а с течением времени или под воздействием пластовой температуры, что позволяет смешивать реагенты до закачки. Например: Na2SiO3+NaHCO3 Si(OH)4 Основными факторами, определяющими выбор реагента для получения водоизолирующих материалов в пласте являются химический состав и свойства пластовых вод, нефти; минералогический состав пород и их обменные свойства; химическая активность закачиваемого реагента относительно компонентов продуктивного пласта. Выбор щелочных реагентов обусловлен содержанием в сточной воде катионов Са+2 и Mg+2. В результате реакции образуются осадки CaSiO3, MgSiO3, Ca(OH)2, Mg(OH)2. Осадок CaSiO3 по природе является коллоидным и способен снизить проницаемость до 10 и более раз, а осадки гидроокисей кальция и магния снижают проницаемость лишь в полтора - два раза. В зависимости от геолого-физических условий месторождений варианты метода могут отличаться используемыми реагентами и их соотношением. Так, для проведения осадкообразования для условий Башкирии, на месторождениях девона с нефтями малой вязкости целесообразно применение растворов с повышенным содержанием гидроокиси натрия, а на месторождениях нижнего карбона - с высоким содержанием силиката натрия. Система на основе силиката натрия после контакта с минерализованной водой представляет собой объемную гелеобразную массу, которая в отличие от осадков щелочной системы более медленно оседает под действием сил тяжести и приводит снижению проницаемости почти в 4 раза. Вместе с тем, закачивание щелочной оторочки по сравнению с силикатной способствует более значительному уменьшению остаточной нефтенасыщенности породы. Поэтому для обеспечения нефтевытесняющих свойств и степени снижения относительной проницаемости породы целесообразно в условиях минерализованных вод, повышенной вязкости нефти и умеренной температуре пластов использовать смесь щелочных и силикатных растворов. Силикат способствует "связыванию" отдельных частиц гидроокиси и их укрупнению. Кроме того, применение силикатов возможно для глубокозалегающих высокотемпературных пластов, т. к. их свойства сохраняются даже при высоком давлении 30-95 МПа и температуре до 2000С. В качестве силиката щелочного металла может использоваться ортосиликат, метасиликат и пентогидрат натрия и калия, которые при взаимодействии с хлоридом кальция образуют гелеобразный осадок. Для месторождений Западной Сибири, характеризующихся высокой послойной неоднородностью пластов и повышенной температурой, предложен способ воздействия на основе неорганических солей, который заключается на способности системы "соль алюминия-карбамид-вода" генерировать в пласте неорганический гель и СО2. Получаемый гель гидроксида алюминия является тиксотропным псевдопластическим твердообразным телом коагуляционной структуры. На основе лабораторных исследований показано, композиция снижает коэффициент проницаемости для воды до 70 раз. Композиция испытывалась на месторождениях Западной Сибири, удельная технологическая составила 40-60 т/т. ( При применении сульфат алюминия в терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов Татарии удельная эффективность достигает 100т/т.) Технологии осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР) В последнее время находят применение комбинированные технологии осадкогелеобразующих реагентов (КОГОР) – композиции из силиката натрия, щелочей, алюмохлорида, глинопорошка. Около 95% всех воздействий на пласты с помощью ОГОТ осуществляется через нагнетательные скважины. Условно можно выделить три вида воздействия на пласты через нагнетательные скважины: - на призабойную зону с целью снижения проницаемости промытых пропластков; - на межскважинную зону пласта с целью увеличения охвата пласта заводнением; - на призабойную зону с целью селективной изоляции выработанного пласта. На месторождениях применяется большое количество технологий и их модификаций, выбор которых зависит от ряда геологопромысловых факторов: обводненности продукции скважин; выработанности НИЗ; слоистости и неоднородности пластов; физических свойств нефти и пластовых вод и др. К эффективным, хорошо зарекомендовавшим себя технологиям относятся гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пласта (ПНП). Эти методы сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат. По выполнению и интенсивности воздействия гидродинамические методы ПНП делятся на две группы: 1). Осуществляемые через изменение режимов эксплуатации скважин, следовательно, режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием “нестационарное заводнение”. К ним относятся циклическое заводнение, изменение направления фильтрационных потоков, форсированный отбор жидкости, ступенчато-термальное заводнение, закачка минерализованной воды повышенной температуры из нижележащих горизонтов, ограничение и прекращение закачки воды в завершающей стадии разработки. 2). Методы, основанные на изменении первоначально принятого размещения скважин и системы воздействия. К методам второй группы относятся: перенос фронта нагнетания, создание дополнительных очагов заводнения и рядов нагнетательных скважин, разукрупнение эксплуатационных объектов, бурение боковых стволов (БС) и боковых горизонтальных стволов (БГС). Особое внимание заслуживает опыт внедрения горизонтальных скважин, так как число их с каждым годом растет. В условиях истощения крупных нефтяных месторождений России главным становится разработка трудноизвлекаемых запасов. К этой категории относятся месторождения с высоковязкой нефтью, где используются тепловые методы ПНП, а эффективность других методов резко падает. Тепловые методы широко применяются на месторождениях Удмуртии. При изучении настоящей темы следует обратить внимание на современные технологии вибросейсмического, микробиологического, теплоциклического и других методов воздействия. Волновые методы представлены гидровибровоздействием (ГВВ), дилатационно-волновым воздействием, вибросесмовоздействием. При осуществлении данных технологий используются различные источники возбуждения, которые создают упругие колебания и напряжения, воздействующие на пласт. Это приводит к увеличению степени извлечения нефти из месторождений, находящихся в поздней стадии разработки. 1 2 |