Главная

Популярная публикация

Научная публикация

Случайная публикация

Обратная связь

ТОР 5 статей:

Методические подходы к анализу финансового состояния предприятия

Проблема периодизации русской литературы ХХ века. Краткая характеристика второй половины ХХ века

Ценовые и неценовые факторы

Характеристика шлифовальных кругов и ее маркировка

Служебные части речи. Предлог. Союз. Частицы

КАТЕГОРИИ:






Общие сведения о методах добычи нефти и газа. Основные сведения о разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин.




Основным процессом в добыче нефти и газа является подъем газожидкостной смеси на дневную поверхность. При всех способах добычи нефти газожидкостная смесь движется по насосно-компрессорным трубам (НКТ) от забоя до устья скважины. При подъеме газожидкостной смеси из нее выделяется газ.

Способы добычи нефти в зависимости от пластового давления, физических свойств нефти, коллекторских свойств продуктивного пласта и т.д. подразделяются на:

Фонтанный, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти.

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.

Нефть поднимается на поверхность с помощью насосов, таких как:

глубинных с приводом от станков-качалок (НГН);

электроцентробежных (ЭЦН);

винтовых;

гидропоршневых.

1.Разработка нефтяных месторождений

Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение залежи наивысшего количества нефти, газа, конденсата и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях.

Чаще всего нефтяные и газовые месторождения состоят из нескольких залежей, расположенных одна над другой. Но бывают и исключения, когда отдельные пласты или залежи залегают самостоятельно, независимо от других залежей.

Существует множество систем разработки нефтяных и газовых залежей, отличающихся друг от друга. Поэтому перед началом разбуривания и ввода месторождения в разработку необходимо выбрать наиболее рациональную систему, обеспечивающую получение наилучших технико-экономических показателей.

Рациональная система разработки на многопластовом нефтяном месторождении требует комплексного решения таких основных мероприятий, как:

а) Выбор основных (базисных) и возвратных горизонтов и определение сроков их ввода в разработку.

Базисный горизонт - это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный в сравнении с другими горизонтами.

К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные пласты вводят в разработку после окончания разработки основного (базисного) горизонта, возвратные пласты залегают выше основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на основной пласт.

После окончания разработки основного пласта в скважинах устанавливаются цементные мосты (отсекают основной горизонт), проводят перфорацию вышележащих возвратных горизонтов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатационные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновременно бурить скважины на основном и на возвратном объектах, т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одновременно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти и газа.

В то же время, учитывая, что на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин, потребуются значительные дополнительные капитальные вложения на бурение скважин и их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономического обоснования с рассмотрением в нем нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный.

б) Главным показателем, влияющим на конечное нефтеизвлечение и объемы капитальных вложений при вводе месторождений в разработку, является выбор сетки скважин. Учитывая, что почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин, то выбор сетки и, соответственно, количество скважин занимает важное место при выборе системы разработки. В зависимости от геологического строения залежи размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин может быть равномерным по площади или рядами.

Если залежь нефти имеет неподвижный контур нефтеносности, например массивные водоплавающие залежи с напором подошвенных вод или залежи, изолированные от напора вод, то в этом случае скважины располагаются по равномерной квадратной или треугольной сетке по всей площади. На нефтяных месторождениях с напорным режимом скважины размещаются рядами, параллельными перемещающимся контурам: при водонапорном режиме - параллельно контуру водоносности и т.д.

Расстояние между скважинами и рядами скважин выбирается всегда с учетом геологического строения залежи, а также с учетом вязкости нефти и коллекторских свойств пласта.

Темп отбора нефти из залежи, срок ее разработки будут во многом зависеть от выбранной сетки скважин, количества скважин и их размещения по площади.

Оптимальное расстояние между скважинами определяется с помощью гидродинамических расчетов по данным геологического строения месторождения, вязкости нефти, содержания в нефти газа, режима разработки залежи и т.д. При всех прочих равных условиях вязкость нефти при этом будет играть решающее значение. Порядок ввода нефтедобывающих и нагненательных скважин может быть различным. Это может быть от центра к периферийным зонам или от контура нефтеносности к центру.

Сетка скважин может быть редкой в начальный период разбуривания месторождения с последующим ее уплотнением после детального изучения залежи. Такое может быть при разработке крупных нефтяных месторождений со сложным геологическим строением коллекторских свойств нефтяных пластов.

в) Установление режима работы нефтяных и нагнетательных скважин. При этом планируются темпы отбора нефти и закачки агента воздействия в пласт для поддержания пластового давления на соответствующий период.

Дебиты нефтяных скважин и приемистость нагнетательных скважин могут быть разными и зависят от геологического строения продуктивных пластов, режимов работы залежей, системы воздействия на залежь, вязкости нефти и т.д.

Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей, на том или ином этапе времени (от состояния пластового давления, обводненности, положения контура нефтеносности, применяемой техники и оборудования в добыче нефти, закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и т.д.).

Темп отбора нефти зависит от дебитов нефтяных скважин, качественного и количественного проведения исследовательских работ, по результатам анализа которых регулируется процесс разработки (перемещение водонефтяного или газонефтяного контакта от контуров водо- и газоносности и т.д.).

Темп отбора нефти из залежи в конце первой и начале второй стадии разработки месторождения (активный период ее эксплуатации) достигает 8-10% от начальных извлекаемых запасов.

2. Разработка газовых месторождений

Отличие разработки газовых месторождений от разработки нефтяных месторождений заключается в различии свойств газа от свойств нефти. Газ имеет значительно меньшую (в 100 и более раз меньше, чем вязкость легкой нефти) вязкость и обладает большей степенью сжижаемости. Газ, добытый со скважин, тут же подается в магистральные газопроводы, по которым он транспортируется до газоперерабатывающих заводов или непосредственно к местам его потребления.

Чаще всего основная особенность разработки газовых месторождений, особенно с большими запасами, заключается в неразрывной цепи в системе пласт - скважина - газосборные сети на газовом промысле - магистральный газопровод - пункты потребления - пункты переработки и потребления. В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения максимального газоизвлечения и высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях с соблюдением условий охраны недр и окружающей среды. В технологической схеме разработки (проект разработки) определяют темп разработки месторождения по годам, общий срок разработки, сетку скважин и их диаметр, размещение скважин по площади и т.д.

При разработке газовых месторождений и определении сетки скважин большое значение имеет определение диаметра эксплуатационной колонны скважин. Из газовой скважины газ добывается по эксплуатационной колонне, поэтому, чем больше диаметр ствола скважины, тем больше будет дебит скважины и меньше потерь на трение по ее стволу. Это значит, что на месторождении можно извлечь то же количество газа меньшим числом скважин.

Однако с увеличением диаметра растут осложнения при бурении, увеличиваются сроки бурения, а главное - это ведет к удорожанию скважин за счет увеличения ее металлоемкости.

Сжатый газ, обладая большой упругостью, всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. Этот запас будет иметься даже при минимальном пластовом давлении, близком к атмосферному. На газоизвлечение влияет множество факторов. Основным из них является остаточное давление в залежи на последней стадии разработки.

Наибольшее газоизвлечение может быть получено при снижении пластового давления до минимального значения, близкого к атмосферному. Но при этих условиях дебиты газа становятся низкими из-за небольших перепадов между пластовым и забойным давлениями и эксплуатация их становится нецелесообразной.

Обычно разработку газовых залежей с учетом экономических показателей прекращают при давлениях на устьях газовых скважин несколько выше атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи на газовых месторождениях в технологических схемах обычно принимается 0,75-0,85.

Режимы газовых месторождений. Под режимом газовых месторождений понимается влияние движущихся сил в пласте, обеспечивающих приток газа к эксплуатационным скважинам. Существует два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный (или упруговодонапорный). Приток газа к забоям скважин при газовом режиме обеспечивается упругой энергией сжатого газа. При этом контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь.

При водонапорном режиме в газовую залежь в процессе разработки поступает контурная или подошвенная вода. При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается упругой энергией сжатого газа и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Приток воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. При водонапорном режиме сравнительно часто пластовое давление в начале разработки залежи падает (как при газовом режиме).

Затем, по мере поступления воды в залежь, падение пластового давления замедляется. Замедление в начале поступления воды в газовую залежь может быть связано с проявлением в водоносном пласте предельного градиента давления. При расчетах пластового давления пользуются понятием средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления на данный период времени. Смысл этого понятия заключается в следующем. Это такое давление, которое установится в газовой залежи после длительной остановки добывающих скважин. От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. От темпов падения пластового давления зависит темп падения дебитов газа в газовых скважинах, а отсюда и количество скважин, необходимых для обеспечения запланированных объемов добычи газа.

Как и при разработке нефтяных месторождений, неоднородность продуктивных коллекторов приводит к продвижению воды по наиболее проницаемым пропласткам, что вызывает преждевременное обводнение газовых скважин. В итоге ухудшаются технико-экономические показатели разработки газового месторождения. В этом случае приходится проводить геолого-технические мероприятия, в т.ч. и бурение дополнительных скважин.

При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы получение наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.

Различают три периода разработки газовых залежей: I - период нарастающей добычи газа; П - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа; Ш - период падающей добычи газа.

В первом периоде нарастающей добычи газа ведется разбуривание месторождения, обустройство газового промысла, ввод месторождения в планомерную разработку и в конце первого периода - выход на максимально запланированную (предусмотренную проектом разработки) добычу газа. Этот период в зависимости от размеров залежи и запасов длится от 2-3 лет до 5-7 лет и более. Период постоянной добычи газа продолжается до отбора из залежи 65-75% запасов газа, а иногда и более.

Период падающей добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора газа из месторождения, который зависит от цены на газ и существующего закона по налогообложению.

 






Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных