Разработка нефтяных и газовых месторождений. Разработка нефти газа


Системы разработки месторождений нефти и газа — Мегаобучалка

Система должна отвечать требованиям максимального извлечения нефти или газа из недр в кратчайший срок при минимальных затратах. Проектом разработки определяются число и система расположения эксплуатационных и нагнетательных скважин, уровень добычи нефти и газа, методы поддержания пластового давления и т. п. Разработка отдельных залежей нефти или газа производится посредством системы эксплуатационных и нагнетательных скважин обеспечивающих добычу нефти или газа из пласта. Комплекс всех мероприятий, обеспечивающих разработку залежи, определяет систему разработки. Основными элементами системы разработки залежей являются: способ воздействия на пласт, размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин, темп и порядок разбуривания эксплуатационных и нагнетательных скважин. Важнейшими элементами системы разработки являются методы воздействия на пласт, так как в зависимости от них будут решаться остальные вопросы разработки залежи. Для повышения эффективности естественных режимов залежи и обеспечения наиболее рациональной разработки необходимо применять различные методы воздействия на пласт. Такими методами могут явиться различные виды заводнения, закачка газа в газовую шапку или в нефтяную часть пласта, солянокислотные обработки, гидроразрывы и ряд других мер, направленных на поддержание пластового давления и повышение продуктивности скважин. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых водприменяют для нефтяных залежей пластового типа с природным водонапорным или активным упруго водонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в основном в чисто нефтяной части залежи замкнутыми рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности, соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами скважин могут устанавливаться несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенной толщины пласта обычно не перфорируют. В скважинах внутренних рядов нефтенасыщенный пласт перфорируют по всей толщине. Рассмотренные размещение скважин и их перфорация наилучшим образом отвечают процессу внедрения в залежь краевых вод, восполняющих отбор жидкости из нее. Из водонефтяной зоны, имеющей обычно небольшую величину, нефть вытесняется водой к скважинам. В процессе разработки происходит "стягивание" контуров нефтеносности, размеры залежи уменьшаются. Соответственно постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, затем, через определенные этапы, скважины последующих рядов.

Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод применяется для нефтяных залежей массивного типа (обычно на всей или почти на всей площади такие залежи подстилаются водой), которые обладают водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. При разработке таких залежей вытеснение нефти водой сопровождается повсеместным подъемом ВНК, т.е. последовательно обводняются интервалы залежи, расположенные примерно на одних гипсометрических отметках; объем залежи уменьшается. Размещение скважин на площади залежи и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от высоты и других параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров (рис. 59). При высоте залежи, составляющей 200 — 300 м и более (что свойственно некоторым массивным залежам в карбонатных коллекторах), предпочтительнее располагать скважины по сетке, сгущающейся к центру залежи, выдерживая принцип равенства запасов нефти, приходящихся на одну скважину. При этом подход к вскрытию продуктивной части разреза в скважинах зависит от фильтрационной характеристики залежи. При низкой вязкости нефти — до 1—2 мПа-с, высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно вскрытие в скважинах верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении пород-коллекторов или при повышенной вязкости нефти может быть реализовано последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх.

Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии выделяющегося из нефти газаприменяется при режиме растворенного газа и предусматривает разбуривание эксплуатационного объекта обычно по равномерной сетке сперфорацией во всех скважинах всей нефтенасыщенной толщины. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки 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 со 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. Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи 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 объемов 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. Методы обоснования оптимальных интервалов перфорации при разработке нефтяной части газонефтяных залежей рассмотрены в главе. Система разработки с нейтрализацией действия энергии газовой шапки успешно применяется при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта.

megaobuchalka.ru

Системы разработки залежей нефти и газа — Мегаобучалка

Термины и определения

к дисциплине «Разработка и проектирование нефтяных месторождений»

для студентов потока БГРз 12

 

Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов

Абсолютная проницаемость –проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертных по отношению к породе (синоним: физическая проницаемость) (1973) [1].

Закон Дарси – линейная зависимость между скоростью фильтрации и градиентом давления (1973) (синоним: линейный закон фильтрации) [1].

Коэффициент проницаемости–числовое выражение абсолютной и фазовой проницаемости, обычно определяемое при линейном законе фильтрации (1973) [1].

Коэффициент относительной проницаемости –отношение коэффициента фазовой проницаемости к коэффициенту абсолютной проницаемости (зависит от физических свойств породы, физико-химических свойств жидкостей и газа, а также степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз) (1956) [1].

Пласт (продуктивный) – стратиграфически выделенный геологический объект, представленный породами-коллекторами и породами-неколлекторами, ограниченный непроницаемыми кровлей и подошвой, выделенными в региональных и локальных осадочных комплексах [5].

Фазовая проницаемость –проницаемость породы для одной из фаз движущейся в порах двухфазной или многофазной системы (зависит от физических свойств породы, физико-химических свойств жидкостей и газа, а также степени насыщенности пустотного пространства каждой из фаз) (1956) [1].

2 Геолого-промысловое изучение продуктивных пластов

Вероятностная математическая модель – математическая модель механизма явления в случае, если участвующие в явлении составляющие относятся к случайным величинам или случайным событиям (1978) [1].

Геологическая (графическая) модель залежи (эксплуатационного объекта)– комплект геологических схем, профилей, карт в изолиниях (и в других видах) и др., отражающих на основе имеющихся исходных данных максимально близкую к истинной характеристику залежи (начальную или в процессе разработки), ее форму и свойства (1957) [1].

Геологическая (цифровая) модель – представленный в электронном виде аналог месторождения (залежи, эксплуатационного объекта), характеризующий продуктивные пласты и содержащиеся в них флюиды в виде статического цифрового трехмерного массива геолого-физических данных [5].

 

Свойства нефти и газа в пластовых условиях

Углеводородное сырье – основные полезные ископаемые и попутные полезные ископаемые первой группы, добываемые эксплуатационными скважинами с использованием различных технологий разработки месторождений [5].

(Полезные ископаемые, содержащиеся в залежах углеводородов, подразделяются на основные, попутные полезные ископаемые и попутные полезные компоненты.

Основные полезные ископаемые – нефть и свободный газ, газ газовых шапок.

Попутные полезные ископаемые – ископаемые, содержащиеся в одних пластах с нефтью и газом и извлечение которых технически возможно и экономически эффективно. Попутные полезные ископаемые делятся на две группы:

К первой группе относятся попутные полезные ископаемые, заключённые в полезном ископаемом и выделяемые при его добыче (сепарации) в самостоятельные продукты. В нефтяных залежах это растворённый (попутный) газ, а в газоконденсатных – конденсат.

Ко второй группе - попутные полезные ископаемые в виде подземных вод продуктивных пластов и горизонтов, содержащих попутные полезные компоненты с повышенными концентрациями, а также подземных вод, пригодных для бальнеологических, теплоэнергетических и иных целей.

Попутные полезные компоненты – компоненты, выделяемые из нефти, конденсата, горючих газов, подземных пластовых вод (далее – пластовых вод) в результате промысловой подготовки и/или переработки. Концентрация попутных полезных компонентов может достигать промышленных значений (таблица) [6].)

Нефтегазоконденсатоотдача пластов

Коэффициент извлечения углеводородного сырья (нефти, конденсата и газа) (текущий) – отношение количества извлекаемых из залежи углеводородов к их начальным геологическим запасам [5].

Коэффициент извлечения углеводородов (конечный) – отношение начальных извлекаемых запасов к начальным геологическим запасам, выражается в долях единицы [6].

 

Системы разработки залежей нефти и газа

Воздействие на залежь углеводородов– комплекс технологических и технических мероприятий, связанных с нагнетанием в пласт рабочих агентов и направленных на создание благоприятных условий для вытеснения углеводородов из пород коллекторов к забоям добывающих скважин с целью интенсификации добычи и увеличения коэффициента извлечения углеводородов [5].

Гидродинамическая модель –совокупность цифрового трехмерного массива геолого-физических параметров, характеризующая моделируемое месторождение (залежь, эксплуатационный объект), и управляющих воздействий на него в процессе разработки, описывающая основные закономерности фильтрации пластовых флюидов под влиянием этих воздействий и применяемых технико-технологических решений [5].

Методы разработки нефтяных залежей– применяемые при разработке эксплуатационных объектов методы вытеснения нефти из продуктивных пластов – методы с использованием природных видов энергии (при различных естественных режимах залежей) и методы искусственного воздействия: заводнение (стационарное или циклическое, с нагнетанием обычной воды или воды с растворами химреагентов), теплофизического воздействия (нагнетание горячей воды, пара), термохимического воздействия (внутрипластовое горение, жидкофазное окисление), смешивающегося вытеснения (нагнетание в пласт газа под высоким давлением, обогащенных газов, растворителей и т.п.), шахтные, карьерные и др. [1].

Плотность сетки скважин –отношение площади эксплуатационного объекта к количеству проектных (пробуренных) вертикальных (или наклонно-направленных) скважин (стволов) [5].

Разработка месторождения углеводородного сырья– совокупность технологических процессов, направленных на рациональное извлечение из недр углеводородного сырья и попутных полезных компонентов на основе проектного технологического документа [5].

Система разработки – обоснованный в проектном технологическом документе комплекс технико-технологических решений, направленный на достижение максимально возможного экономически целесообразного коэффициента извлечения углеводородного сырья (нефти, газа, конденсата) [5].

Система обустройства месторождения– технологический комплекс сооружений, предназначенный для сбора, подготовки и транспорта углеводородного сырья и попутных полезных ископаемых [5].

Эксплуатационный объект (самостоятельный) – залежь, часть залежи или несколько залежей углеводородов, разрабатываемой единой сеткой эксплуатационных скважин [5].

Эксплуатационный объект (возвратный) – эксплуатационный объект, самостоятельная разработка которого нерентабельна, что обосновано в проектном технологическом документе [5].

Темп разработки – процентное отношение годовой добычи нефти (газа) из эксплуатационного объекта (пласта, залежи, месторождения) к его начальным извлекаемым запасам (синонимы: темп добычи нефти (газа), темп отбора нефти (газа), темп отбора извлекаемых запасов, темп выработки) [1].

megaobuchalka.ru

Разработка - нефтяное газовое месторождение

Разработка - нефтяное газовое месторождение

Cтраница 1

Разработка нефтяных и газовых месторождений при определенных условиях ( несоблюдение правил охраны окружающей среды и нарушение технологической дисциплины) может вызвать значительное загрязнение объектов внешней среды не только в пределах самих месторождений, но и на прилегающих территориях. При этом охрана окружающей среды практически существует на всех стадиях бурения, добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции скважин.  [1]

Разработка нефтяных и газовых месторождений связана с бурением большого числа нефтегазодобывающих и водогазо-нагнетательных скважин. Поэтому одним из самых ответственных моментов строительства скважин является ее заканчивайте, включающее в себя вскрытие пласта бурением, крепление скважины обсадными трубами, ее перфорацию к соединение с продуктивным пластом, освоение и пуск скважины а эксплуатацию. Задачи вскрытия продуктивного пласта сводятся к следующему.  [2]

Разработка нефтяных и газовых месторождений представляет собой комплекс работ по извлечению нефти ( газа, конденсата) из недр на поверхность, предусмотренных соответствующими проектными и другими документами. В процессе разработки осуществляется управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к забоям скважин путем выбора системы размещения скважин, установления их числа, порядка ввода в эксплуатацию, режима работы и регулирования баланса пластовой энергии. В процессе разработки осуществляется дальнейшее, более глубокое изучение залежей на каждой стадии по данным более плотных сеток добывающих скважин, пробуренных первоначально в соответствии с технологической схемой разработки нефтяного месторождения или проектом опытно-промышленных работ газового месторождения, а затем в соответствии с проектами разработки этих месторождений. На основе такого изучения уточняются запасы залежей, планируются мероприятия по совершенствованию их разработки.  [3]

Разработка нефтяных и газовых месторождений, в продукции которых содержатся высокоагрессивные компоненты - сероводород и углекислый газ, связана с увеличением коррозионного разрушения нефтегазопромыслового оборудования, которое стало одной из основных причин снижения его долговечности. В связи с этим к конструкционным материалам для нефтегазодобывающего оборудования и способам защиты от коррозии предъявляются чрезвычайно высокие требования.  [4]

Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется не единичными скважинами. Для обеспечения необходимого уровня добычи жидкости или газа нужно определенное количество скважин. Сумма дебитов этих скважин должна обеспечить заданный отбор из месторождения. Поэтому в фильтрационных расчетах, связанных с разработкой месторождний, необходимо рассматривать множество скважин, размещенных определенным образом на площади нефтегазоносное, в зависимости от параметров пластов и свойств насыщающих их флюидов. При этом возникают гидродинамические задачи определения давлений на забоях скважин при заданных дебитах или определения дебитов скважин при заданных из технических или технологических соображений забойных давлениях. Аналогичные задачи возникают при рассмотрении системы нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления. В этих случаях также целесообразно схематизировать геометрию движения. При этом рассматриваются наиболее характерные плоские нерадиальные потоки. Проанализировать все возможные геометрии фильтрационных течений на представляется возможным, да в этом и нет необходимости, так как владея общей методологией расчета, можно определить основные характеристики таких потоков.  [5]

Разработка нефтяных и газовых месторождений, в продукции которых содержатся высокоагрессивные компоненты - сероводород и углекислый газ, связана с увеличением коррозионного разрушения нефтегазопромыслового оборудования, которое стало одной из основных причин снижения его долговечности. В связи с этим к конструкционным материалам для нефтегазодобывающего оборудования и способам защиты от коррозии предъявляются чрезвычайно высокие требования.  [6]

Разработка нефтяных и газовых месторождений тесно связана с состоянием природных ресурсов территории, окружающей эти месторождения. При недостаточном обустройстве месторождений, особенно на стадии их освоения, имеет место загрязнение атмосферы вредными газами, образующимися при выпуске газа в атмосферу и сжигании попутного ( нефтяного) газа в факелах. Нередко отмечается сильное загрязнение земной поверхности ( и естественных водоемов) пластовыми ( сточными) водами, нефтью вокруг скважин и других промысловых сооружений.  [7]

Разработка нефтяных и газовых месторождений с высокими пластовыми давлениями первоначально происходит в результате рационального использования природной энергии - фонтанным способом. В последующей применяют механизированную ( компрессорную и насосную) эксплуатацию скважин.  [8]

Разработка нефтяных и газовых месторождений, эксплуатация подземных хранилищ газа оказывают существенное влияние на ход современных геодинамических процессов. Природное неустойчивое равновесие среды нарушается, в пластах происходят взаимодействия типа: вмещающие породы-подземные воды-органическое вещество-растворенные газы, формирующиеся в ходе сложного сочетания разнообразных факторов, в том числе частично или полностью не поддающихся контролю. Как отбор, так и закачка флюидов в пласт изменяют объем трещинного и порового пространства, внутрипластовое давление, свойства самого флюида; эти процессы протекают гораздо быстрее и контрастнее, чем естественные геодинамические, и, таким образом, возникает несогласованность техногенных воздействий на среду с ее естественным состоянием. Достаточно сложные и неуравновешенные распределения напряжений в участках пересечения векторов приводят к зональному разуплотнению горных пород, сверхгидростатическим давлениям, нарушению природного баланса напряжений как в зоне коллектора, так и в окружающей толще.  [10]

Поскольку разработка нефтяных и газовых месторождений на данном этапе развития науки и техники не обеспечивает 100 % - ного извлечения балансовых запасов нефти, газа и конденсата из недр, в последних, включая и содержащиеся в них компоненты, выделяются извлекаемые запасы, которые можно получить при наиболее полном и рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом утвержденных замыкающих затрат и соблюдением требований охраны недр и окружающей среды.  [11]

Эффективность разработки нефтяных и газовых месторождений во многом определяется состоянием призабойной зоны скважин в период заканчивания.  [12]

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа.  [13]

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений, особенно применение физических и физико-химических методов воздействия на пласт, свидетельствует о том, что в процессах извлечения нефти и газа остаточная вода играет большую роль. По степени гидродинамической подвижности применительно к процессам вытеснения нефти водой ее можно классифицировать на фазово-подвижную, влияющую на показатели разработки в начальный период эксплуатации скважин, и фазово-неподвижную, перемещающуюся лишь благодаря смешению с водой, вытесняющей нефть.  [14]

Практика разработки нефтяных и газовых месторождений, в том числе и в Ноябрьском регионе Западной Сибири, свидетельствует о том, что главной причиной газоводопроявлений является негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн. Эти осложнения могут возникать по многим причинам, а именно из-за недоворота резьбовых соединений и перекоса их при на-вороте в процессе спуска труб, плохого качества выполнения резьбовых соединений, механических дефектов, отсутствия или низкого качества герметизирующей смазки, знакопеременных нагрузок в процессе проведения технологических операций в колонне, коррозии резьбового соединения и ряда других.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Разработка нефтяных и газовых месторождений

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка нефтяного или газового месторождения — это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы. Всякая нефтяная и газовая залежь, обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки залежи переходит в кинетическую, и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.

 

3.1 ПРИРОДНЫЕ РЕЖИМЫ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

 

Природным режимом залежи называют совокупность естественных сил (видов энергии), которые обеспечивают перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин.

В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся:

  • напор контурной воды под действием ее массы — водонапорный режим;
  • напор контурной воды в результате упругого расширения породы и воды — упруговодонапорный;
  • давление газа газовой шапки — газонапорный (режим газовой шапки);
  • упругость выделяющегося из нефти растворенного в ней газа — растворенного газа;
  • сила тяжести нефти — гравитационный.
В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы.

Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой.

На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. При использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой.

Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи.

Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.

Ниже рассмотрим режимы с преобладанием одного из видов природной энергии.

 

3.2 РЕЖИМЫ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

 

filling-form.ru