Файл: Общие сведения о разработке нефтегазовых месторождений.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 15.03.2024
Просмотров: 15
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
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 нефтегазовых месторождений _____________________________________________________________________
Рецензент:
Студент (бакалавр):
Группы 03–009
Специализация - Нефтегазовое дело
Габитов_______________________
Мират______________________________
Ильдарович___ ____________________
Доцент,
кандидат технических наук
Яраханова________________________
Диляра___________________________
Газымовна________________________
_________________________________
___________________________________
Подпись
Подпись
Казань 2023
-
что вы понимаете под нефтегазовым месторождением?
Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности.
Классификация месторождений нефти и газа:
В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г.
По величине извлекаемых запасов:
-
уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;(Самотлорское, Ромашкинское)
-
крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;(Осинское)
-
средние — от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа;( Кукмоль, Верх-Тарское)
-
мелкие — от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа;(Воронцовское)
-
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 объему условного топлива нефтяную часть залежи;
-
нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему 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]
-
какие вы знаете режимы работы залежи (с характеристиками)?
-
Режимы работы нефтяных залежей
Режимом залежей называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.
Различают пять режимов работы нефтяных залежей: упругий; водонапорный; растворенного газа; газонапорный; гравитационный; смешанные
Упругий режим или замкнуто-упругий
Нефть вытесняется из пористой среды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения
(сжатия) порового объема при снижении пластового давления. Суммарный объем жидкости. отбираемый из пласта за счет этих сил определяется упругой емкостью пород, насыщения этого объема жидкостью и величиной снижения пластового давления.
Qж = (Рпл. нач – Ртек) Vп β*
β *= m β п + β ж где:
β * - упругая емкость.
β п- упругая емкость породы.
β ж- упругая емкость жидкости.
m- пористость.
Рпл нач и Р тек – начальное и текущее пластовое давление
Главное условие упругого режима — превышение пластового давления и забойного, над давлением насыщения, тогда нефть находится в однофазном состоянии.
Если залежь литологически или тектонически ограничена, запечатана, то проявляется замкнуто-упругий режим.
В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5–10 %) по отношению к общему запасу, но он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах.
Для данного режима характерно значительное снижение пластового давления в начальный период отбора нефти и уменьшения дебитов нефти
Упруговодонапорный или водонапорный режим
Нефть из пласта вытесняется напором контурной или подошвенной воды. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным вследствие равенства количеств отобранной жидкости (нефти, воды} и вторгшейся в залежь воды.
Режим характеризуется несущественным снижением Рпл и постоянным сокращением контура нефтеносности.
Искусственно водонапорный режим
На этапе развития нефтяной промышленности преобладающее значение имеет разработка нефтяных залежей при заводнении, т. е. с помощью закачки воды. При искусственном водонапорном режиме основным источником пластовой энергии является энергия закачиваемой в пласт воды. При этом отбор жидкости из пласта должен быть равен объему закачанной воды, тогда устанавливается жесткий водонапорный режим, который характеризуется коэффициентом компенсации отбора закачкой.
Ккомп = 
Компенсация отбора закачкой это отношение объема закачиваемой в пласт воды к объему отобранной в пластовых условиях жидкости из пласта.
Если Ккомп> или = 1, то в залежи устанавливается жесткий водонапорный режим.
Ккомп <1. то упругий водонапорный режим.
Компенсация отбора закачкой бывает текущая (в данный момент времени) и накопленная (с начала разработки).
Режим растворенного газа
При низкой продуктивности пласта, ухудшенной связи с водонапорной зоной, пластовое давление, в конечном счете, снижается до давления насыщения и ниже. В результате из нефти начинает выделяться газ, который расширяется при снижении давления и вытесняет нефть из пласта, т. е. приток нефти происходит за счет энергии расширения растворенного в нефти газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.
В большинстве случаев газ выделившись из нефти всплывает под действием сил гравитации образуя газовую шапку (вторичную) и развивается режим газовой шапки.
Эффект процесса вытеснения нефти за счет энергии газа незначителен, т. к. запас энергии газа истощается намного раньше, чем успевают отобрать нефть.
Разработка залежей при этом режиме сопровождается.
быстрым снижением Р пластового и снижением дебитов скважин.
контур нефтеносности остается неизменным.
Газонапорный режим
В нефтяных залежах с большой газовой шапкой. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью.
Нефть притекает к забою в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки при p пл меньше Р насыщения. Разработка залежей сопровождается перемещением газонефтяного контакта, прорывом газа в скважины и ростом газового фактора. Эффективность извлечения нефти из пласта изменяется в широких пределах в зависимости от коллекторских свойств пласта, наклона пласта, вязкости нефти и т.д. Жесткий газонапорный режим возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа.
Гравитационный режим
Развивается при полном истощении всех видов энергии. Нефть из пласта под действием гравитации (силы тяжести) падает на забой скважины, после чего ее извлекают.
Выделяют такие его разновидности:
1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные;
2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.
Гравитационный режим и режим растворенного газа редко бывают основной движущей силой, однако сопутствуя процессу извлечения нефти, могут увеличивать нефтеотдачу до 0,2.
Смешанные режимы
В заключении необходимо отметить, что нефтяная залежь редко работает на каком-то одном режиме в течение всего периода эксплуатации.
Режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды, газа называют смешанным. Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима работы. Конкретный режим можно установить, поддержать или заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д.
-
Режимы работы газовых месторождений
Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.
Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).
Газовый режим (режим расширяющегося газа).
При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт — газопровод, является давление, создаваемого расширяющимся газом.. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
Водонапорный режим.
Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.
Упругий режим.
Режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.
На практике, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной.
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т.е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20–50 % запасов газа. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения. [1]
-
конструкция нефтяных и газовых скважин?
Конструкция скважины, как объекта строительства, определяется количеством, диаметром и глубиной спуска обсадных колонн, интервалами цементирования обсадных колонн.
Рисунок (2)-1 Направление, 2- Кондуктор, 3- Техническая/промежуточная колонна, 4- Эксплуатационная колонна.
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины, диаметра и толщины стенок, спущенных концентрично в скважину с зацементированными заколонными пространствами на различную высоту от забоя.
Оператору необходимо хорошо представлять себе конструкцию всех скважин промысла, эксплуатация которых входит в его служебные обязанности. Конструкция скважины должна обеспечивать:
-
достижение скважиной проектной глубины.
-
осуществление запланированных методов вскрытия продуктивного пласта и способов эксплуатации скважины.
-
предупреждение осложнений в процессе бурения и эксплуатации.
-
возможность проведения подземного ремонта и исследовательских работ.
-
минимизацию материальных затрат на строительство скважины при сохранении оптимальных показателей надежности и производительности.
Первую колонну, спускаемую в скважину, называют направлением. Направление предохраняет от размыва промывочным раствором грунта и пород вблизи устья скважины. Спускается на глубину от нескольких метров до десятков метров.
Кондуктор – второй ряд обсадных труб – перекрывает и изолирует до глубины 400 м и более трещиноватые и кавернозные пласты, которые почти всегда встречаются в верхней части разреза скважины и осложняют бурение, если их не перекрыть. Также кондуктор перекрывает водонасыщенные пласты, содержащие питьевую воду.
Техническая или промежуточная колонна спускается и цементируется только в тех случаях, когда пласты, пройденные долотом, поглощают промывочную жидкость, обваливаются или из них поступает много жидкости или газа в скважину. Спуск и цементирование такой колонны необходимы для успешного достижения заданной глубины скважины.
Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной. Она предназначена для крепления и разобщения 63 продуктивных горизонтов, служит герметичным каналом, внутри которого по насосно-компрессорным трубам продукция перемещается от забоя до устья скважины.[2]
-
что вы понимаете под системой разработки нефтегазовых месторождений?
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений.)
В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов. Продуктивный пласт может разделяться на пропластки, прослои пород-коллекторов, которые развиты не повсеместно. Надежно изолированный сверху и снизу непроницаемыми породами отдельный пласт, а также несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассматриваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки. Эксплуатационный объект (объект разработки) — это элементарный объект или совокупность элементарных объектов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.[3]
-
что такое эксплуатационный объект и как его выделяем?
Следует понимать продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сетки скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь литологические характеристики и коллекторские свойства продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных Рпл.
Основной принцип выделения конкретного объекта разработки — это объединение в один объект пластов со сходными (близкими) характеристиками по следующим факторам:
-
геолого-физические свойства пород коллекторов нефти и газа.
-
физико-химические свойства нефти и газа.
-
фазовое состояние углеводородов и режим пластов.
-
техника и технология эксплуатации скважин.
Эксплуатационные объекты выделяют на основе геологических, технологических и экономических анализов в период проектирования разработки.
Выделяют:
-
раздельную разработку - каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой.
-
совместная разработка - при которой два и более пластов эксплуатируются одной сеткой скважин.
-
совместно-раздельная - при которой добывающая и нагнетательная скважины оборудуются установками для совместно-раздельной добычи и закачки воды. Эта система позволяет сохранить преимущества первых двух и преодолеть их недостатки.
-
последовательная разработка сверху вниз ведется, когда каждый нижележащий объект разрабатывается после вышележащих. Не рациональна по техническим причинам.
-
разработка снизу вверх - разработка с нижнего-базисного объекта , а затем переходят на возвратные объекты. Наиболее приемлема.
Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологического оборудования (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащие промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определённой группы скважин или других горизонтальных сооружений.[4]
Список использованных источников
-
https://studfile.net/preview/4520718/#:
:text=Нефтяные%20и%20нефтегазовые%20месторождения%20–,землей%20и%20различные%20геолого-физические%20свойства
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 нефтегазовых месторождений _____________________________________________________________________
| Рецензент: | Студент (бакалавр): Группы 03–009 Специализация - Нефтегазовое дело Габитов_______________________ Мират______________________________ Ильдарович___ ____________________ |
| Доцент, кандидат технических наук | |
| Яраханова________________________ Диляра___________________________ Газымовна________________________ | |
| _________________________________ | ___________________________________ |
| Подпись | Подпись |
Казань 2023
-
что вы понимаете под нефтегазовым месторождением?
Месторождение нефти и газа — скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоностности.
Классификация месторождений нефти и газа:
В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г.
По величине извлекаемых запасов:
-
уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;(Самотлорское, Ромашкинское) -
крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;(Осинское) -
средние — от 3 до 30 млн т нефти или от 3 до 30 млрд м³ газа;( Кукмоль, Верх-Тарское) -
мелкие — от 1 до 3 млн т нефти или от 1 до 3 млрд м³ газа;(Воронцовское) -
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 объему условного топлива нефтяную часть залежи; -
нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему 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]
-
какие вы знаете режимы работы залежи (с характеристиками)?
-
Режимы работы нефтяных залежей
Режимом залежей называется проявление преобладающего вида пластовой энергии в процессе разработки.
Различают пять режимов работы нефтяных залежей: упругий; водонапорный; растворенного газа; газонапорный; гравитационный; смешанные
Упругий режим или замкнуто-упругий
Нефть вытесняется из пористой среды за счет упругого расширения жидкостей (нефти и воды), а также уменьшения
(сжатия) порового объема при снижении пластового давления. Суммарный объем жидкости. отбираемый из пласта за счет этих сил определяется упругой емкостью пород, насыщения этого объема жидкостью и величиной снижения пластового давления.
Qж = (Рпл. нач – Ртек) Vп β*
β *= m β п + β ж где:
β * - упругая емкость.
β п- упругая емкость породы.
β ж- упругая емкость жидкости.
m- пористость.
Рпл нач и Р тек – начальное и текущее пластовое давление
Главное условие упругого режима — превышение пластового давления и забойного, над давлением насыщения, тогда нефть находится в однофазном состоянии.
Если залежь литологически или тектонически ограничена, запечатана, то проявляется замкнуто-упругий режим.
В объеме всего пласта упругий запас нефти составляет обычно малую долю (приблизительно 5–10 %) по отношению к общему запасу, но он может выражать довольно большое количество нефти в массовых единицах.
Для данного режима характерно значительное снижение пластового давления в начальный период отбора нефти и уменьшения дебитов нефти
Упруговодонапорный или водонапорный режим
Нефть из пласта вытесняется напором контурной или подошвенной воды. Когда наступает равновесие (баланс) между отбором из залежи жидкости и поступлением в пласт краевых или подошвенных вод, проявляет себя водонапорный режим, который еще называют жестким водонапорным вследствие равенства количеств отобранной жидкости (нефти, воды} и вторгшейся в залежь воды.
Режим характеризуется несущественным снижением Рпл и постоянным сокращением контура нефтеносности.
Искусственно водонапорный режим
На этапе развития нефтяной промышленности преобладающее значение имеет разработка нефтяных залежей при заводнении, т. е. с помощью закачки воды. При искусственном водонапорном режиме основным источником пластовой энергии является энергия закачиваемой в пласт воды. При этом отбор жидкости из пласта должен быть равен объему закачанной воды, тогда устанавливается жесткий водонапорный режим, который характеризуется коэффициентом компенсации отбора закачкой.
Ккомп =
Компенсация отбора закачкой это отношение объема закачиваемой в пласт воды к объему отобранной в пластовых условиях жидкости из пласта.
Если Ккомп> или = 1, то в залежи устанавливается жесткий водонапорный режим.
Ккомп <1. то упругий водонапорный режим.
Компенсация отбора закачкой бывает текущая (в данный момент времени) и накопленная (с начала разработки).
Режим растворенного газа
При низкой продуктивности пласта, ухудшенной связи с водонапорной зоной, пластовое давление, в конечном счете, снижается до давления насыщения и ниже. В результате из нефти начинает выделяться газ, который расширяется при снижении давления и вытесняет нефть из пласта, т. е. приток нефти происходит за счет энергии расширения растворенного в нефти газа. Пузырьки этого газа, расширяясь, продвигают нефть и сами перемещаются по пласту к забоям скважин.
В большинстве случаев газ выделившись из нефти всплывает под действием сил гравитации образуя газовую шапку (вторичную) и развивается режим газовой шапки.
Эффект процесса вытеснения нефти за счет энергии газа незначителен, т. к. запас энергии газа истощается намного раньше, чем успевают отобрать нефть.
Разработка залежей при этом режиме сопровождается.
быстрым снижением Р пластового и снижением дебитов скважин.
контур нефтеносности остается неизменным.
Газонапорный режим
В нефтяных залежах с большой газовой шапкой. Под газовой шапкой понимают скопление свободного газа над нефтяной залежью.
Нефть притекает к забою в основном за счет энергии расширения газа газовой шапки при p пл меньше Р насыщения. Разработка залежей сопровождается перемещением газонефтяного контакта, прорывом газа в скважины и ростом газового фактора. Эффективность извлечения нефти из пласта изменяется в широких пределах в зависимости от коллекторских свойств пласта, наклона пласта, вязкости нефти и т.д. Жесткий газонапорный режим возможен только при непрерывной закачке в газовую шапку достаточного количества газа.
Гравитационный режим
Развивается при полном истощении всех видов энергии. Нефть из пласта под действием гравитации (силы тяжести) падает на забой скважины, после чего ее извлекают.
Выделяют такие его разновидности:
1) гравитационный режим с перемещающимся контуром нефтеносности (напорно-гравитационный), при котором нефть под действием собственного веса перемещается вниз по падению крутозалегающего пласта и заполняет его пониженные части; дебиты скважин небольшие и постоянные;
2) гравитационный режим с неподвижным контуром нефтеносности (со свободной поверхностью), при котором уровень нефти находится ниже кровли горизонтально залегающего пласта. Дебиты скважин меньше дебитов при напорно-гравитационном режиме и со временем медленно уменьшаются.
Гравитационный режим и режим растворенного газа редко бывают основной движущей силой, однако сопутствуя процессу извлечения нефти, могут увеличивать нефтеотдачу до 0,2.
Смешанные режимы
В заключении необходимо отметить, что нефтяная залежь редко работает на каком-то одном режиме в течение всего периода эксплуатации.
Режим, при котором возможно одновременное проявление энергий растворенного газа, упругости и напора воды, газа называют смешанным. Природные условия залежи лишь способствуют развитию определенного режима работы. Конкретный режим можно установить, поддержать или заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д.
-
Режимы работы газовых месторождений
Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.
Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).
Газовый режим (режим расширяющегося газа).
При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт — газопровод, является давление, создаваемого расширяющимся газом.. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
Водонапорный режим.
Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.
Упругий режим.
Режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.
На практике, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной.
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т.е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается не сразу, а после отбора из залежи 20–50 % запасов газа. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения. [1]
-
конструкция нефтяных и газовых скважин?
Конструкция скважины, как объекта строительства, определяется количеством, диаметром и глубиной спуска обсадных колонн, интервалами цементирования обсадных колонн.
Рисунок (2)-1 Направление, 2- Кондуктор, 3- Техническая/промежуточная колонна, 4- Эксплуатационная колонна.
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины, диаметра и толщины стенок, спущенных концентрично в скважину с зацементированными заколонными пространствами на различную высоту от забоя.
Оператору необходимо хорошо представлять себе конструкцию всех скважин промысла, эксплуатация которых входит в его служебные обязанности. Конструкция скважины должна обеспечивать:
-
достижение скважиной проектной глубины. -
осуществление запланированных методов вскрытия продуктивного пласта и способов эксплуатации скважины. -
предупреждение осложнений в процессе бурения и эксплуатации. -
возможность проведения подземного ремонта и исследовательских работ. -
минимизацию материальных затрат на строительство скважины при сохранении оптимальных показателей надежности и производительности.
Первую колонну, спускаемую в скважину, называют направлением. Направление предохраняет от размыва промывочным раствором грунта и пород вблизи устья скважины. Спускается на глубину от нескольких метров до десятков метров.
Кондуктор – второй ряд обсадных труб – перекрывает и изолирует до глубины 400 м и более трещиноватые и кавернозные пласты, которые почти всегда встречаются в верхней части разреза скважины и осложняют бурение, если их не перекрыть. Также кондуктор перекрывает водонасыщенные пласты, содержащие питьевую воду.
Техническая или промежуточная колонна спускается и цементируется только в тех случаях, когда пласты, пройденные долотом, поглощают промывочную жидкость, обваливаются или из них поступает много жидкости или газа в скважину. Спуск и цементирование такой колонны необходимы для успешного достижения заданной глубины скважины.
Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной. Она предназначена для крепления и разобщения 63 продуктивных горизонтов, служит герметичным каналом, внутри которого по насосно-компрессорным трубам продукция перемещается от забоя до устья скважины.[2]
-
что вы понимаете под системой разработки нефтегазовых месторождений?
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Система разработки включает комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих управление процессом разработки залежей нефти и направленных на достижение высокой выработки запасов нефти из продуктивных пластов при соблюдении условий охраны недр. Система разработки нефтяных месторождений определяет: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; сетки размещения скважин на объектах и их число; темп и порядок ввода их в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений.)
В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов. Продуктивный пласт может разделяться на пропластки, прослои пород-коллекторов, которые развиты не повсеместно. Надежно изолированный сверху и снизу непроницаемыми породами отдельный пласт, а также несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассматриваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки. Эксплуатационный объект (объект разработки) — это элементарный объект или совокупность элементарных объектов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации.[3]
-
что такое эксплуатационный объект и как его выделяем?
Следует понимать продуктивный пласт, часть пласта или группу пластов, выделенных для разработки самостоятельной сетки скважин. Пласты, объединяемые в один объект разработки, должны иметь литологические характеристики и коллекторские свойства продуктивных пластов, физико-химические свойства и состав насыщающих их флюидов, величины начальных Рпл.
Основной принцип выделения конкретного объекта разработки — это объединение в один объект пластов со сходными (близкими) характеристиками по следующим факторам:
-
геолого-физические свойства пород коллекторов нефти и газа. -
физико-химические свойства нефти и газа. -
фазовое состояние углеводородов и режим пластов. -
техника и технология эксплуатации скважин.
Эксплуатационные объекты выделяют на основе геологических, технологических и экономических анализов в период проектирования разработки.
Выделяют:
-
раздельную разработку - каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой. -
совместная разработка - при которой два и более пластов эксплуатируются одной сеткой скважин. -
совместно-раздельная - при которой добывающая и нагнетательная скважины оборудуются установками для совместно-раздельной добычи и закачки воды. Эта система позволяет сохранить преимущества первых двух и преодолеть их недостатки. -
последовательная разработка сверху вниз ведется, когда каждый нижележащий объект разрабатывается после вышележащих. Не рациональна по техническим причинам. -
разработка снизу вверх - разработка с нижнего-базисного объекта , а затем переходят на возвратные объекты. Наиболее приемлема.
Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологического оборудования (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащие промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определённой группы скважин или других горизонтальных сооружений.[4]
Список использованных источников
-
https://studfile.net/preview/4520718/#:
https://students-library.com/library/read/50285-konstrukcia-neftanyh-i-gazovyh-skvazin
https://kpet.profiedu.ru/file/download?id=1297#::text=Под%20системой%20разработки%20нефтяных%20месторождений,при%20соблюдении%20условий%20охраны%20недр
https://studfile.net/preview/2474374/
