МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ
УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
САНКТ-ПЕТЕРБУРГСКИЙ ГОРНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Реферат по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений»
Тема: Особенности разработки залежей с газовой шапкой
Автор: студент группы НД-17-3 ____________ /Синкевич А.В./
(подпись) (Ф.И.О.)
Дата: _________________
Проверил: доцент ____________ /Мигунова С.В./
(подпись) (Ф.И.О.)
Санкт-Петербург
2020 г.
Оглавление
1
Кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений 1
Реферат 1
по дисциплине «Разработка нефтяных и газовых месторождений» 1
Тема: Особенности разработки залежей с газовой шапкой 1
Введение 3
1.Особенности залежей с газовой шапкой 4
2.Режим газовой шапки 5
3.Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой 7
3.1.Основные принципы разработки месторождений с газовой шапкой 7
3.2. Законтурное заводнение 8
3.3. Барьерное заводнение 9
4. Сложности, возникающие при разработке залежей с газовой шапкой 10
Заключение 12
Список литературы 13
Введение 3
1. Особенности залежей с газовой шапкой 4
2. Режим газовой шапки 5
3. Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой 7
3.1. Основные принципы разработки месторождений с газовой шапкой 7
3.2. Законтурное заводнение 8
3.3. Барьерное заводнение 9
4. Сложности, возникающие при разработке залежей с газовой шапкой 10
Заключение 12
Список литературы 13
Введение
В нефтегазовых месторождениях начальное пластовое давление значительно ниже давления насыщения, вследствие чего только часть газа растворена в нефти, остальная же находится над нефтью, образуя первичную газовую шапку.
Газовая шапка – заполненная природным горючим газом верхняя часть залежи нефти и газа. Различают газовые шапки:
естественные (образуются либо поступившим в ловушку нефти и газа свободным газом, либо за счёт дегазации предельно газонасыщенной нефти в результате тектонического подъёма территории);
искусственные (формируются в процессе разработки залежи нефти при падении пластового давления ниже давления насыщения нефти газом).
Содержание тяжёлых углеводородов в газовой шапке значительно превышает их количество в чисто газовой залежи; их сумма может достигать по массе 35-40%.
Если газовая шапка по объему составляет меньшую часть залежи, то залежь называется нефтегазовой; при обратном отношении объемов - газонефтяной.
Рис. 1. Классификация залежей по соотношению газовой шапки и нефтяной оторочки
С целью сохранения пластовой энергии залежи при её разработке газ газовой шапки отбирается, как правило, после извлечения нефти. В процессе отбора нефти из залежи газовая шапка расширяется, способствуя вытеснению нефти – режим газовой шапки.
Особенности залежей с газовой шапкой
Рис.2. Модель залежи с газовой шапкой
Разработка месторождений с подгазовыми нефтяными объектами очень специфична, что обусловлено наличием в одной залежи фактически двух неизолированных залежей — нефтяной зоны и газовой шапки. Условия залегания нефти и свободного газа в подгазовых нефтяных объектах обычно характеризуются:
наличием в одном коллекторе двух неизолированных между собой скоплений нефти и свободного газа;
близостью расположения водо- и газонефтяного контактов;
практически неизменными в процессе разработки контурами залежи (в плане);
практически равномерным распределением пластовой энергии по объему залежи;
равенством начального пластового давления и давления насыщения нефти газом.
Перечисленные особенности существенно отличают технологию разработки нефтяных объектов с газовой шапкой и методы ее проектирования от технологии разработки нефтяных залежей.
При проектировании технологии разработки месторождений с газовой шапкой возникает необходимость решения следующих задач:
выбор очередности извлечения запасов нефти и газа;
выбор оптимальной плотности сетки скважин;
величина и местоположение оптимального интервала перфорации;
обоснование оптимальной депрессии и дебита добывающих скважин.
Режим газовой шапки
В газонапорном режиме (режиме газовой «шапки») основной энергией, продвигающей нефть по пласту при газонапорном режиме, является напор газа газовой шапки. При наличии огромной газовой шапки по сравнению с залежью нефти в процессе эксплуатации залежи дебиты и давления остаются почти постоянными, если не нарушается баланс между отбором нефти и скоростью продвижения контакта газ — нефть.
Рис. 3. Схема режима газовой шапки
В этих условиях пластовое давление зависит от суммарного отбора жидкости из пласта и непрерывно снижается. Газовые факторы остаются постоянными, если не нарушается баланс между отбором жидкости из пласта и скоростью продвижения контакта газ — нефть (т. е. давление в отдельных участках пласта не снижается ниже давления растворимости газа в нефти). В процессе эксплуатации залежи наблюдается непрерывное перемещение контура газоносности (и контакта газ — нефть).
Эффективность газонапорного режима зависит от соотношения размеров газовой шапки и залежи нефти, а также от коллекторских свойств пласта и характера структуры. Благоприятными условиями для проявления этого режима являются высокая проницаемость коллекторов (особенно вертикальная, вкрест напластова-ия), большие углы наклона пластов (хорошая выраженность структуры) и малая вязкость нефти.
По мере извлечения нефти из пласта и снижения давления в нефтяной зоне газовая шапка расширяется, и газ продвигает нефть в пониженные части пласта к забоям скважин. Даже при наличии в пониженной части пласта краевых вод газ
как источник энергии на первом этапе эксплуатации преобладает. Однако при некотором напоре краевых вод по мере снижения давления в газовой шапке может начаться перемещение нефти из нефтяной зоны пласта в газовую шапку.
Такое перемещение нежелательно, так как нефть, смачивающая сухие пески газовой шапки, может быть безвозвратно потеряна. В связи со сказанным выпуск газа из газовой шапки, а также эксплуатация скважин с высоким газовым фактором при газонапорном режиме недопустимы; газ газовой шапки нужно всемерно беречь, а в случае необходимости надо закачивать газ в газовую шапку для того, чтобы предотвратить продвижение в нее нефти из нефтяной зоны пласта.
Коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме колеблется в пределах 0,5—0,7.
Рис. 4. График эксплуатации при газонапорном режиме (режиме газовой шапки)
Месторождениями, имеющими огромную газовую шапку с оторочкой нефти, являются, например, Бугурусланское (Новостепановский район и Калиновский участок) и др.
Особенности разработки нефтяных залежей с газовой шапкой Основные принципы разработки месторождений с газовой шапкой
На выбор системы и технологии разработки нефтегазовой залежи влияют условия залегания нефти и газа, соотношения объемов нефтяной оторочки и газовой шапки, толщина нефтяной оторочки, ширина (по площади) нефтяной оторочки,
чисто нефтяной, газо- и водонефтяной зон, структурная форма ловушки, активность пластовой воды.
Основное требование, предъявляемое при разработке нефтегазовых месторождений, состоит в том, что нефть не должна перемещаться в сторону газовой шапки. Иначе говоря, разработка нефтегазовых месторождений должна осуществляться таким образом, чтобы газонефтяной контакт не перемещался в сторону газовой шапки.
Углеводороды, содержащиеся в таких залежах, относят к трудноизвлекаемым запасам. При их разработке в режиме истощения выделяются три системы добычи углеводородов, которые отличаются очередностью извлечения из недр нефти, газа и конденсата:
опережающая отработка газонасыщенной зоны залежи при отставании разработки нефтенасыщенной зоны:
опережающая добыча нефти из нефтенасыщенной зоны при газонапорном режиме;
одновременная разработка газовой и нефтяной частей залежи.
Если залежь разрабатывается с целью опережения добычи газа, то создается градиент давления, направленный в сторону газовой залежи, который способствует перемещению нефти и ее рассеиванию в газонасыщенной части пласта, что приводит к потерям более 50 % углеводородов. Эта система крайне нерациональна.
При опережающей разработке нефтяной оторочки за счет вытеснения нефти газом и водой создаются более благоприятные условия для повышения нефтеотдачи. Но и в этом случае возможно искривление поверхности газонефтяного контакта, особенно в районе добывающих нефтяных скважин, что неизбежно приведет к прорыву газа с последующей блокировкой нефтенасыщенных интервалов.
Существенная разница имеется в размещении нефтяных скважин и установлении технологических режимов их работы. На нефтегазовых залежах с краевой водой размещение скважин аналогично размещению на нефтяных залежах. Для нефтегазовых залежей с подошвенной водой характерно размещение скважин по сравнительно плотной равномерной сетке (не более 300—400 м) . В зависимости от местоположения нефтяных скважин на залежи назначается технологический режим их работы. Для скважин в нефтяных зонах можно задать режим работы, характерный для обычных нефтяных залежей. В остальных случаях скважины должны работать при условии предотвращения преждевременных прорывов воды (водонефтяные зоны) газа (газонефтяные зоны), или воды и газа (двухконтактные газоводонефтяные зоны).
Когда газовая шапка граничит с краевыми водами, не рекомендуется помещать эксплуатационные скважины вблизи контакта вода - газ. Однако нагнетательные скважины могут заканчиваться внутри водонасыщенной зоны, или можно использовать в качестве таковых сухие скважины, расположенные вблизи контакта вода - газ. Таким путем можно подвергнуть вытеснению сухим газом все содержимое газовой шапки, а мертвые площади, не охваченные вытеснением, свести к минимуму. Закачка сухого газа ниже контакта газ - вода применялась довольно успешно. При этом не было получено доказательств, что водонасыщенная зона над забоями нагнетательных скважин оказывает постоянное и серьезное сопротивление течению газа в пласте.
3.2. Законтурное заводнение
Наиболее эффективна система при одновременном отборе нефти и газа, при которой ГНК остается в неизменном положении на начальной отметке. Объем добычи определяется из условия равновесного давления на ГНК.
К недостаткам этой системы можно отнести сложность регулирования отбора нефти и газа при недопущении перепада давления между нефте- и газонасыщенной частями.
При восполнении пластовой энергии применение законтурного заводнения эффективно при хорошей гидродинамической связи нефтяной залежи с законтурной областью. Технологические принципы в этом случае не отличаются от применяемых при разработке чисто нефтяных залежей. Однако необходимо поддерживать давление на уровне ниже первоначального, чтобы в законтурную область не уходила закачиваемая вода. Поэтому на первом этапе залежь разрабатывается в режиме расширения газовой шапки или в режиме истощения отбора нефти и газа. Затем осуществляется нагнетание воды и разработка нефтегазовой залежи ведется при неизменном объеме газовой шапки.
3.3. Барьерное заводнение
Рис.5. Схема размещения скважин при барьерном заводнении
Более эффективно воздействие на нефтегазовую залежь водой, закачиваемой в нагнетательные скважины на линии внутреннего контура газоносности (барьерное заводнение). Водяной барьер разделяет основные запасы нефти и свободного газа и позволяет одновременно отбирать нефть из нефтяной оторочки и газ из газовой шапки. Барьерное заводнение можно успешно применять на залежах большими газовыми шапками и со сравнительно узкой газонефтяной зоной. Оно нашло применение на Коробковском, Бехметьевском, Бузовны-Маштагинском и других месторождениях. Барьерное заводнение можно дополнять законтурным заводнением (Бахметьевское месторождение), при этом предотвращается возможный уход нефти в законтурную зону. Возможны также другие варианты разработки конкретных нефтегазовых залежей. Для поддержания давления в залежах с подошвенной водой может применяться либо законтурное заводнение, либо закачка воды под водонефтяной контакт.
4. Сложности, возникающие при разработке залежей с газовой шапкой
Исходя из статистических данных, запасы нефтяных оторочек газонефтяных и газоконденсатно-нефтяных залежей разрабатываются малоэффективно, что обуславливается частым образованием газовых конусов из газовой шапки и последующими прорывами газа в нефтяные добывающие скважины. Подобные прорывы являются причинами потери части запасов газовой шапки, а пренебрежение разработкой нефтенасыщенной части приводит к расформированию нефтяной оторочки. По причине сложности и трудоемкости разработки углеводородные запасы нефтяных оторочек относят к ТИЗ (трудноизвлекаемым запасам нефти).
В процессе разработки залежи контакты перемещаются, толщина нефтяного слоя уменьшается, поэтому положение интервала перфорации, установленное в начальной стадии эксплуатации, уже не будет оптимальным. Смещение интервала перфорации в сторону любого контакта приводит к уменьшению предельного дебита, причем при смещении его к ГНК снижение дебита больше, чем при смещении к ВНК. Если интервал вскрытия сместился в сторону одного контакта, то предельный дебит будет определяться предельным устойчивым состоянием конуса этого контакта в то время, когда противоположный конус еще не достиг предельного устойчивого состояния.
Рис.6. Конусообразование придренировании нефтяной оторочки
Для решения задачи определения технологических показателей разработки нефтегазовых залежей было предложено несколько приближенных аналитических методов, которые в основном базируются на использовании уравнений материального баланса для нефти, газа, воды или уравнений материального баланса и уравнений одномерного движения в системе галерей. В настоящее время для этих целей применяют численные методы моделирования, в частности методику ВНИИ-2. Значительная часть запасов нефти (от 20 до 50 %) нефтяных месторождений сосредоточена в водонефтяных зонах. Как и в случае нефтегазовых залежей, отличительная особенность разработки водонефтяных зон заключается в том, что течение нефти и воды носит сложный пространственный характер, практически с начала эксплуатации добывается обводненная нефть.
Эффективность разработки водонефтяных зон меньше, чем нефтяных — объем добываемой воды намного больше, а конечная нефтеотдача существенно ниже. В практике разработки залежей нефти с водонефтяными зонами взято направление на системы с активным воздействием, обеспечивающие развитие послойного течения, особенно в условиях неоднородных коллекторов. Промысловым опытом доказано, что более эффективна разработка обширных водонефтяных зон самостоятельной сеткой скважин и автономным внутриконтурным заводнением, чем законтурным заводнением.
Заключение
Запасы, содержащиеся в залежах с газовой шапкой относятся к трудно-извлекаемым, поэтому их разработка требует специальных условий. Разработка нефтяных и нефтегазовых месторождений имеют ряд отличий, описанных выше.
При стандартной схеме разработки газоконденсатно-нефтяных и газонефтяных месторождений на режиме истощения КИН (коэффициент извлечения нефти) составляет в лучшем случае около 10 %. Одновременно с этим, попытки использования вторичных методов увеличения нефтеотдачи путем ППД (поддержания пластового давления) методом заводнения при освоении нефтяных оторочек также демонстрируют малую степень эффективности.
На сегодняшний день извлечено менее 2 % от общих запасов российских газонефтяных месторождений. Столь малая цифра обуславливается неэффективной добычей нефти, тормозящей дальнейший ввод запасов газовой шапки в эксплуатацию. Поэтому, при разработке месторождения с газовой шапкой и нефтяной оторочкой часто пренебрегают запасами нефти, что, хотя и не соответствует требованию государства о достижении максимального уровня извлечения углеводородных запасов из недр, является неизбежным ввиду нерентабельности добычи нефти. Остро стоит вопрос о разработке инновационных технологий, способных обеспечить более высокие коэффициенты нефтеизвлечения.
Список литературы
Амиян В.А. Повышение производительности скважин. – М.: Гостоптехиздат, 1961. – с. 95-96
Бойко В. С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1990. – с. 91-97
Боксерман А. А. Востребованность современных методов увеличения нефтеотдачи – обязательное условие преодоления падения нефтеотдачи в стране // Нефтяное хозяйство – 2004. - №10. – с. 34-38.
Желтов Ю. П. Разработка нефтяных месторождений. – М.: Недра, 1986. – с. 183-200
Закиров С. Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: Струна, 1998. – 628 с.
Рахмонкулов М. Т. Анализ и разработка месторождений с подгазовыми нефтяными объектами // Молодой ученый. — 2016. — № 14 (118). — С. 261-263.
Суслова А. А. Газоизоляция в пластах нефтегазовых месторождений // диссертация: 02.00.11. – Москва, 2015.- 125 с.
|
Скачать 1.43 Mb.