Файл: Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторождений.docx

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации
ФГАОУ ВО «Казанский (Приволжский) федеральный университет»
Институт геологии и нефтегазовых технологий
Кафедра геологии нефти и газа имени академика А.А. Трофимука

КОЛЛОКВИУМ № __1___
по дисциплине «Оператор по добыче нефти и газа»

на тему: Общие сведения о разработке нефтяных и газовых месторождений _____________________________________________________________________________

^{название}

_____________________________________________________________________________
_____________________________________________________________________________

Рецензент:	Студент (бакалавр): Группы 03-009 Специализация - Нефтегазовое дело Степанян___________________________ Фамилия Ваган____________________________ Имя Гарегинович___________________________ Отчество
Доцент, кандидат технических наук
Яраханова________________________ Диляра___________________________ Газымовна________________________
_________________________________	___________________________________
Подпись	Подпись

Казань 2023

Содержание

1. 
   Что Вы понимаете под нефтяным и газовым месторождением?
   

Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоносности. Под территориальной связанностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². Для добычи используются нефтяные и газовые скважины. Газоносный горизонт обычно располагается выше нефтяного.

---

Классификация месторождений нефти и газа

В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утверждённая приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г.
По величине извлекаемых запасов:
уникальные — более 300 млн т нефти или 300 млрд м³ газа;

крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 300 млрд м³ газа;

средние — от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа;

мелкие — от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа;

очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа

По фазовому соотношению нефти и газа:
нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объёму условного топлива нефтяную часть залежи;

нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объёму условного топлива менее 50 %;

газовые, содержащие только газ;

газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

По количеству залежей выделяют однозалежные и многозалежные месторождения. Гигантское месторождение Боливар в Венесуэле содержит 325 залежей.
По генетическому положению выделяют месторождения платформ и месторождения складчатых областей. Платформенные месторождения содержат 96 % запасов нефти и 99 % газа. Именно на платформах во всем мире сосредоточено большинство гигантских месторождений: на Восточно-Европейской, Западно-Сибирской, Северо-Американской, Аравийской, Африканской платформах месторождения содержат основные запасы и дают почти всю добычу нефти и газа в мире.[1]

2. Какие Вы знаете режимы работы залежи?

Режим эксплуатации (разработки) нефтяных и газовых залежей – совокупность природных и техногенных условий, обеспечивающих продвижение нефти и газа по пласту к забоям эксплуатирующихся скважин (правильнее говорить о режиме работы нефтяных и газовых залежей, поскольку пластовые силы, двигающие нефть и газ к забою скважин, проявляются лишь с началом эксплуатации залежей).

Малоэффективные режимы:

Режим растворенного газа – основной силой является расширение газа, выделяющегося из нефти при снижении пластового давления. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется продвижением воды в продуктивную часть пласта. Он формируется в залежах с незначительными углами наклона продуктивных пластов, характеризующихся низкими коллекторскими свойствами и содержащих нефть повышенной вязкости, при усиленном отборе жидкости, приводящем к уменьшению пластового давления до значения ниже давления насыщения нефти газом. Конечная нефтеотдача в зависимости от коллекторских свойств пласта и вязкости нефти колеблется в пределах 10-30%.

---

Система применяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной (более густой) сетке с перфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины.

Гравитационный – основной силой является сила тяжести самой нефти. Он может проявляться в условиях полной изоляции залежи от водоносной части, а также при отсутствии газа (свободного или растворенного в нефти). Различают напорно-гравитационный режим, формирующийся в высокопроницаемых и крутопадающих пластах, и гравитационный режим со свободным зеркалом нефти, формирующийся в пластах с пологим залеганием и плохими коллекторскими свойствами. Случаи проявления гравитационного режима с начала разработки весьма редки. Обычно он возникает на последней стадии разработки залежей нефти, первоначально эксплуатирующихся при режиме растворенного газа. Конечная нефтеотдача при гравитационном режиме колеблется в пределах 10-20%. Есть и другие гораздо большие оценки, но этот режим на практике проявляется редко и поэтому изучен мало.

Эффективные природные режимы:

Водонапорный (синоним: жестко-водонапорный) – основной силой, двигающей нефть к забою скважин, является напор пластовых вод, при котором происходит полное компенсирование отбора жидкости продвижением пластовой воды в продуктивную часть пласта.

Он обычно формируется в водонапорных комплексах литологически однородных и выдержанных высокопроницаемых пластов при относительной близости залежей к областям питания водонапорного комплекса. Конечная нефтеотдача в зависимости от коллекторских свойств пласта колеблется в пределах 65-80%.

Упругий (синоним: упруго-водонапорный) - основной силой является упругое расширение пластовой жидкости и породы при снижении пластового давления. В начальный период разработки залежей эти силы превалируют, а по мере увеличения отбора жидкости и снижения пластового давления в движение вовлекаются удаленные от залежи пластовые воды, а напор этих вод становится преобладающим видом пластовой энергии. При этом режиме отбор жидкости не компенсируется полностью продвижением законтурных вод к залежи. Режим типичен для залежей большой площади, продуктивные пласты которых характеризуются значительной изменчивостью коллекторских свойств. Конечная нефтеотдача в зависимости от коллекторских свойств пласта колеблется в пределах 50-70%. Водонапорный и упруго-водонапорный режимы встречаются в трех модификациях - связанных с использованием

---

напора краевых или подошвенных вод, а также в комплексе напора тех и других вод.

Системы разработки газонефтяных залежей с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки.

Система разработки нефтяной части газонефтяной залежи предусматривает использование смешанного режима залежи и вытеснение нефти контурной водой и газом газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них лишь часть нефтенасыщенной толщины с значительным отступлением от ВНК и ГВК во избежание конусообразований.

Поскольку вода обеспечивает лучшее вытеснение нефти из коллектора по сравнению с газом, систему предпочтительнее применять для залежей с относительно небольшими газовыми шапками.

Системы разработки газонефтяных залежей с совместным использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК.

Система предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи (с потенциально смешанным природным режимом) только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки.

Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных обьемов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации в скважинах может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа.

Однако и здесь при выборе интервала перфорации следует учитывать возможность образования конусов газа и воды и необходимость продления периода безводной эксплуатации скважин в условиях подъема ВНК.

Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта. [Муслимов, 2014]

3. Конструкция нефтяных и газовых скважин.

Конструкция скважины – это расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины установки, высоты подъема цемента и диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну.




Конструкция скважины должна обеспечивать:

---

1) охрану недр и окружающей среды;

2) устойчивую гидродинамическую связь ствола скважины с пластом;

3) безопасное ведение работ на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

4) возможность применения соответствующего внутрискважинного оборудования и инструмента для бурения, проведения всевозможных исследований и эффективной эксплуатации.
Типы обсадных колонн:

Направление – первая колонна обсадных труб с наибольшим диаметром (630 мм), служащая для предотвращения размыва и обрушения горных пород вокруг устья скважины, изоляции верхних водоносных пластов, перекрытия избыточно льдистых мерзлых горных пород, а также для соединения скважины с желобной системой. Глубина спуска направления от 20 до 60 м, определяется конкретными геолого-техническими условиями региона. Встречается крепление скважин двумя направлениями, одно из которых называется «удлиненным». Их применяют в случаях, если верхняя часть разреза представлена насыпным песком, имеются карсты.
Кондуктор – вторая колонна обсадных труб (426 мм), спускаемая в скважину после направлениия и служащая для разобщения верхних интервалов разреза, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнений, монтажа ПВО и подвески последующих обсадных колонн. Глубина спуска кондуктора определяется из условия перекрытия верхних неустойчивых отложений (350 м), изоляции водоносных горизонтов.
Промежуточная (техническая) колонна – служит для изоляции интервалов слабосвязанных неустойчивых пород и зон поглощения промывочной жидкости (пример с соляными отложениями Оренбургского месторождения, разная плотность БР); глубина спуска колонны зависит от местоположения осложненных интервалов. Если для разбуривания пород в одной зоне требуется такая по составу промывочная жидкость, применение которой в смежной зоне недопустимо из-за опасности возникновения серьезных осложнений или экономически невыгодно, в конструкции скважины может быть предусмотрена дополнительная промежуточная колонна, разобщающая эти зоны. Буровые растворы на основе пресной воды непригодны для разбуривания солевых отложений, т.к. они растворяют соли, сами коагулируют, а в скважине образуются большие каверны.
Эксплуатационная колонна (146 мм или 168 мм) – образует канал для транспортировки пластовых флюидов на земную поверхность или закачки в пласт; глубина ее спуска определяется положением продуктивного объекта. В интервале продуктивного пласта эксплуатационную колонну перфорируют или оснащают фильтрующей системой.

---