Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
СОДЕРЖАНИЕ
Библиография 15
1.1 СХЕМАТИЗАЦИЯ ФОРМ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ
При предварительных подсчетах, для получения показателей разработки при том или ином варианте разработки усредняют геолого-физические данные и упрощают геометрию пласта.
Рисунок 1.1
Для гидродинамических расчетов любая конфигурация залежи должна быть приведена к более правильной геометрической форме. Вытянутая овальная залежь, имеющая соотношение короткой и длинной осей a : b1:3, в расчетах заменяется равновеликой по площади полосой. На полосе ряды эксплуатационных скважин параллельны (рисунок 1.1).
Рисунок 1.2
На схеме и на залежи должно быть одинаковое число скважин и рядов. Расстояние между рядами и скважинами на схеме обычно несколько занижены по сравнению с расстояниями на залежи. Определяемые дебиты скважин будут также занижены, так как чем ближе эквиваленты друг к другу, тем больше степень их взаимодействия.
Овальная залежь, имеющая соотношение осей 1 : 3 < a : b < 1 : 2 , должна быть в расчетах заменена равновеликим по площади кругом (рисунок 1.2), имеющим тот же периметр контура нефтеносности, что и на карте.
Ряды скважин и скважины также, размещают на карте реальной нефтяной залежи. На схеме ряды скважин размещаются концентрическими окружностями. Площадь между начальным контуром нефтеносности и первым рядом скважин, а также площади между последующими рядами на карте залежи и на схеме должны быть одинаковыми. Таким образом, последний ряд скважин, расположенный по оси структуры, на схеме будет представлен окружностью, внутри которой пласт отсутствует. Тогда запасы реальной залежи и круга будут, с определенной степенью достоверности, равными.
На схеме и на карте должно быть одинаковое число рядов и скважин. Дебиты на первых этапах разработки будут несколько занижены по сравнению с реальными, а на последних - завышены, но в среднем они не очень откланяются от фактических данных.
Залежь, имеющую соотношение осей а : в 1, можно схематично заменить равновеликим по площади кругом при сохранении числа скважин.
Залежь, имеющую одностороннее ограничение притока, можно схематизировать полосой с односторонней областью питания.
Залежь заливообразную (зональную) можно рассматривать как сектор круга.
Максимальное расхождение суммарных расчетных и реальных дебитов не превышает 5-7%. При сложной конфигурации залежи для получения более точных данных рекомендуется использовать электродинамическую модель.
Для определения продолжительности работы скважины необходимо следить за перемещением контура нефтеносности. Начало обводнения произойдет при подходе к скважинам внутреннего контура нефтеносности, а полное обводнение скважин - при подходе внешнего контура нефтеносности.
Рисунок 1.3
В условиях непрерывного пласта нецелесообразно эксплуатировать скважины внешних рядов до полного их обводнения, так как они экранируют передачу пластовой энергии внутренним рядам, находящимся в данное время в чисто нефтяной зоне пласта, а обводнённость продукции скважины будет весьма большой. При отключении обводненных скважин дебиты скважин внутренних рядов увеличатся и содержание воды в добываемой продукции уменьшится, а нефть, оставшаяся перед остановленным рядом, можно будет отобрать скважинами последующих рядов. Только осевой ряд или центральная группа скважин в условиях непрерывного пласта будет работать до максимального обводнения, величину которого устанавливают, исходя из экономических соображений. На рисунке 1.3 приведен расчетный контур нефтеносности, находящийся между внутренними а’, b’ , с’ и внешними а, b, с контурами.
Местоположение расчетного контура нефтеносности устанавливается путем геометрического построения после определения соотношения мощностей нефтеносной hн водоносной hв частей пласта в момент остановки скважин внешнего ряда с заданным процентом обводнения:
(1)
,
где н, в - доля нефти и воды в общем дебите скважины, при которых они отключаются (определяются из экономических и геологических соображений );
кв - фазовая проницаемость для воды в зоне замещения нефти водой;
к - проницаемость пласта;
- вязкость нефти и воды;
- в пластовых условиях.
В условиях непрерывного пласта для определения продолжительности работы рядов скважин достаточно проследить за перемещением расчетного контура. После остановки скважин 1-го ряда внешними работающими становятся скважины второго ряда.
Обычно пласты неоднородны, расчленены и содержат пропластки, не прослеживающиеся по всей залежи.
В условиях неоднородного пласта нефть, не отобранная скважинами остановленного ряда, не будет извлечена из пласта. Для получения наибольшей нефтеотдачи из такого пласта скважины каждого ряда следует эксплуатировать до обводнения, степень которого устанавливают экономическими расчетами.
Наблюдение за перемещением расчетного контура дает лишь ориентировочное представление об обводнённости. Точное представление можно получить при наблюдении за движением жидкости по линиям тока и за изменением угла обводнения. (курс подземная гидравлика).
2 СИСТЕМЫ И СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
2.1 СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН ПО ПЛОЩАДИ ГАЗОНОСНОСТИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Расположение проектных скважин на структуре и их несовершенство по степени и характеру вскрытия устанавливают исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контурных и подошвенных вод в процессе разработки с таким расчетом, чтобы можно было обеспечить заданный отбор продукции необходимым числом скважин с учетом достижения оптимального коэффициента газо- и компонентоотдачи и с наименьшими затратами на обустройство промысла при заданной степени надежности.
В теории и практике разработки газовых u газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:
1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рисунок 2.1);
2) батарейное (рисунок 2.2);
3) линейное по "цепочке" (рисунок 2.3);
4) в сводовой части залежи (рисунок 2.4);
5) неравномерное (рисунок 2.5).
Равномерное расположение скважин обычно применяют при разной неоднородности трещиноватых и трещинно-пористых коллекторов и в малопроницаемых пластах. С целью обеспечения равномерного падения
Рисунок 2.2 Схема размещения скважин в виде кольцевых батарей
Рисунок 2.1 Равномерное размещение скважин сетки:
а) квадратная; б) треугольная.
давления в залежи скважины располагают таким образом, чтобы удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, были одинаковы. Такой подход обеспечивает высокую газо- и конденсатоотдачу и в условиях проявления упруговодонапорного режима работы залежи, но требует увеличения числа скважин в зонах с низкой проницаемостью.
Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. Если газовая или газоконденсатная залежь приурочена к неоднородном по коллекторским свойствам пласту, следует принимать такую расстановку скважин по площади газоносности, которая обеспечивает в процессе разработки соблюдение условия:
(2)
где qi — дебит i-ой скважины;
αi — газонасыщенный объем дренирования i-ой скважины;
α – коэффициент газоносности;
– объём порового пространства.
Недостаток равномерной системы расположения скважин — увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.
Наиболее широко применяют схемы кустового батарейного расположения скважин. Например, на месторождениях северной части Тюменской области такое расположение скважин выбирают исходя из обеспечения из минимума затрат на сооружение дорог в условиях тундры и безгидратной эксплуатации на пути движения газа от устья до группового пункта (УКПГ).
Рисунок 2.5 Схема размещения скважин по неравномерной сетке.
Рисунок 2.4 Схема размещения скважин в центральной (сводовой) части залежи.
Рисунок 2.3 Схема размещения эксплуатационных скважин в виде цепочки.
Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса при закачке в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить наиболее благоприятный тепловой (температурный) режим работы системы пласт — скважина — промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием кристаллогидратов газа пли обеспечением оптимальных условия обработки газа. При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.
Осевое расположение скважин обычно применяют в удлиненных структурах. Для получения наибольшего дебита скважин их располагают в тех частях структуры, где продуктивный пласт обладает наилучшими коллекторскими свойствами, а для лучшей отработки всей залежи и повышения газо- и конденсатоотдачи следует, как правило, вводить дополнительные скважины на периферии.
В приконтурных частях залежи при наличии активных пластовых вод, как правило, добывающие скважины не располагают, так как они могут быстро обводниться. Это же учитывают в конструкции скважин, не совершенных по степени вскрытия, тем самым продлевая безводный период эксплуатации при продвижении подошвенных и контурных вод.
Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.
Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.
Рисунок 2.6 Профили пластового давления для вариантов равномерного, батарейного и центрального размещения скважин на залежи, однородной по коллекторским свойствам (при одинаковом добытом количестве газа).
Основными из этих причин являются:
1. Перевод ряда поисковых и разведочных скважин в эксплуатационный фонд. Известно, что разведочные скважины бурятся по продольным и поперечным профилям, проведенным через предполагаемую газонасыщенную площадь залежи. Следовательно, в случае их перевода в эксплуатационный фонд, они неизбежно наложат свой "отпечаток" на систему расположения скважин.
2. Возможности бурового парка (наличие буровых станков, которые могут работать одновременно).
3. Для крупных месторождений методика проектирования разработки залежей природных газов предусматривает разбуривание их во времени.
4. Поверхностные условия — заболоченность территории промысла, шельфовые части залежи, залежи, находящиеся под различными объектами, населенными пунктами и т.д.
Следовательно, при традиционном подходе к разработке, запроектированная система расположения скважин по площади газоносности залежи обычно достигаюсь только к концу периода постоянной добычи газа. Исходя из опыта разработки и результатов проведенных исследований месторождение следует разбуривать необходимым числом скважин с определенным шагом во времени, обеспечивающих не только принятый уровень и темпы добычи в соответствии с энергосберегающим режимом их эксплуатации, но надежную добычу с получением опережающей информации о неоднородном строении залежи.
При этом опережающее разбуривание продуктивных горизонтов и ввод скважин обеспечивают более рациональное использование их энергетических ресурсов, получение наибольших значений коэффициентов газо- и конденсатоотдачи, равномерное снижение пластового давления по всему газонасыщенному объему, включая применение не только вертикальных, но и наклонных и горизонтальных скважин.
Яркими примерами опережающего разбуривания и ввода скважин в эксплуатацию, обеспечивающих надежную эксплуатацию без осложнений и аварий и повышение газоотдачи, является разработка Газлинского и Вынгапуровского месторождений.
Для месторождения с Н.5 размещение скважин зависит от его концентрации и изменения по площади.
На размещение и ввод скважин в эксплуатацию влияют неоднородность пласта и режим работы залежи, от которых зависят темпы разработки и газоотдача пласта. Конечная газоотдача в неоднородной по коллекторским свойствам залежи будет максимальной при таком расположении скважин при энергосберегающих дебитах, когда обеспечивается равномерное дренирование как высокопроницаемых, так и низкопроницаемых коллекторов при энергосберегающих темпах разработки.
На расположение скважин, а следовательно, и газоотдачу влияют газонасыщенность микрозащемленного газа, размеры и количество целиков макрозащемленного газа в условиях проявления упруговодонапорного режима работы залежи.
Принятая при проектировании модель месторождения должна адекватно позволять рассчитывать динамику избирательного продвижения воды в залежь и возможности его регулирования при различных системах расположения скважин, их дебитах, темпах разработки. Уменьшение темпа отбора газа при соответствующем расположении скважин позволяет уменьшить избирательное языкообразование по высокопроницаемым прослоям и тем самым снизить образование макрозащемленных целиков газа, что в конечном счете ведет к росту газоотдачи. Для каждого месторождения существует свой оптимальный темп разработки залежи, при котором достигается оптимальная газоотдача, обеспечиваемая оптимальным расположением скважин при энергосберегающих дебитах.
2.2 ОСНОВНЫЕ ПЕРИОДЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождении принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей (рисунок 2.7).
Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более).
Рисунок 2.7 Изменение прогнозных показателей разработки месторождения при газовом режиме
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.
С точки зрения технологии добычи газа выделяются периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа.
С точки зрения подготовленности месторождения к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период его доразработки на завершающей стадии добычи газа.
При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю производится его доразведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов может быть различной и не превышает, как правило, трех-четырех лет.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.
В случае применения сайклинг-процесса (закачки в пласт сухого газа, добытого из этой же залежи, в целях поддержания пластового давления на уровне давления начала конденсации) следует выделять период консервации запасов газа, в процессе которого основным добываемым продуктом является конденсат.
БИБЛИОГРАФИЯ
1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учебник для вузов. – М.: Недра, 1990, 427c.
2. Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти.- М.: Наука, 1999.
3. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. – Москва – Ижевск: Институт компьютерных исследований; Удмуртский госуниверситет. 2004, 720 с.
4. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Учеб. пособие для вузов. М.: Недра, 1989.