Вопрос №2 Особенности поведения углеводородных систем при разработки залежи
Разработка газовых и газоконденсатных месторождений.
Вопрос №1. Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные залежи.
Залежь углеводородов — это скопление нефти, газа, конденсата и других полезных сопутствующих компонентов в едином геологическом пространстве, ограниченном поверхностями разного типа и обладающем емкостно-фильтрационными свойствами.
Залежь может быть приурочена к одному пласту-коллектору, двум-трем и более сообщающимся пластам-коллекторам геологического разреза или к большой толще пород-коллекторов месторождения. Количество залежей в разрезе месторождения может соответствовать количеству продуктивных пластов или быть меньше его.
Месторождение углеводородов — это одна или несколько залежей в геологическом разрезе, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой или с другим типом ловушки.
Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовым. Для промысловой геологии важное значение имеет расположение этих залежей относительно друг друга в плане и на площади. Они могут совпадать в плане, имея приблизительно равные размеры площадей. Залежь с большими размерами площади может сочетаться с наличием в других пластах (горизонтах) небольших залежей — единичных или нескольких. Ко всем пластам разного возраста могут быть приурочены небольшие залежи, не совпадающие в плане. Размер площади такого месторождения принимается по линии, оконтуривающей на поверхности расположение всех залежей.
|
|
|
ГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ ЗАЛЕЖЬ— единичное скопление в недрах газообразных углеводородов, в котором в парообразном состоянии находятся бензино-керосиновые и реже более высокомолекулярные компоненты; часть из них при изотермическом снижении пластового давления выпадает в виде газового конденсата. К газоконденсатной залежи обычно относят залежи с содержанием конденсата не ниже 5-10 г/м3. Газоконденсатные залежи могут быть приурочены к любым ловушкам и коллекторам.
По источнику жидких углеводородов выделяют первичные газоконденсатные залежи, образованные на повышенных глубинах (свыше 3,5 тысяч м) без участия нефтяных скоплений, и вторичные, формирующиеся за счёт обратного испарения части нефтяной смеси. По термобарическому состоянию различают насыщенные (пластовое давление равно давлению начала конденсации) и ненасыщенные (давление начала конденсации меньше пластового) газоконденсатные залежи.
Образование газоконденсатной залежи связано с ретроградными явлениями (обратным испарением и обратной конденсацией), основанными на способности жидких углеводородов при определённых термобарических условиях растворяться в сжатых газах и конденсироваться из последних при снижении давления.
|
|
|
Газоконденсатные залежи характеризуются содержанием стабильного конденсата, давлением максимальной конденсации при различных температурах и давлением начала конденсации, составом пластового газа и конденсата, потенциальным содержанием жидких углеводородов (С5Н12 +высшие) и т.д. Обычно определяют выход конденсата в г/м3 — количество жидкой фазы, выделяющееся из 1 м3 газа при определённом давлении и температуре в промысловых условиях (т.н. сырой конденсат). Содержание стабильного конденсата, из которого удалены растворённые газы, для различных газоконденсатных залежей колеблется от 5-10 до 500-1000 г/м3.
ГАЗОВАЯ ЗАЛЕЖЬ — естественное скопление природного газа в ловушке, образованной пластом-коллектором и покрышкой из непроницаемых пород. Приурочена к пористым, трещиноватым, кавернозным горным породам (песчаникам, алевролитам, известнякам и др.).
Газовые залежи различаются по составу газа, режиму разработки, условиям залегания. По последнему признаку газовые залежи подразделяются на пластовые — сводовые и экранированные (литологически, стратиграфически, тектонически); массивные и литологически ограниченные. Основные параметры газовых залежей: пластовое давление, высотное положение газоводяного контакта, этаж газоносности (общая газонасыщенная толщина), положение внутренних и внешних контуров газоносности. Кроме общей газонасыщенной выделяют эффективную газонасыщенную толщину, определяемую исключением из первой непродуктивных пропластков (например, глинистых).
|
|
|
НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНАЯ ЗАЛЕЖЬ— нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой. Отличается превышением объёма нефтяной части единой залежи над газовой частью и наличием в последней в состоянии обратного (ретроградного) испарения определённого количества бензиново-керосиновых (реже масляных) фракций углеводородов.
Газоконденсатная часть нефтегазоконденсатной залежи характеризуется: пластовыми термобарическими условиями (Рпл, Тпл), содержанием стабильного конденсата, давлением максимальной конденсации (Рмк) при различных температурах, давлением начала конденсации (Рнк), коэффициентом конденсатоотдачи, составом пластового газа и конденсата и т.д.; нефтяная часть нефтегазоконденсатной залежи — давлением насыщения, свойствами пластовой нефти, газовым фактором и другими параметрами.
|
|
|
Содержание стабильного конденсата в газовой части нефтегазоконденсатной залежи колеблется от десятков г/ м3 до 1000 и более г/м3 (оно выше при близких термобарических условиях, чем в газоконденсатных залежах без нефтяных оторочек) и возрастает с повышением Рпл; параллельно увеличивается плотность конденсата, содержание ароматических углеводородов и др.
Разработка нефтегазоконденсатной залежи производится с учётом наличия двухфазной системы и растворённых жидких углеводородов в газовой её части.
Газовые гидраты - твердые кристаллические соединения, образующиеся при определенных термобарических условиях из воды (водного раствора, льда, водяных паров) и низкомолекулярных газов. Внешне напоминают лед или снег. При умеренном давлении газовые гидраты природных газов существуют вплоть до 20–25 °C.
ГАЗОГИДРАТНАЯ ЗАЛЕЖЬ (а. gas-hydratedeposit; н. Erdgashydratlager; ф. gitedegazhydrate; и. depysitodegashidratado) — единичное скопление в осадочном чехле земной коры гидратов углеводородных газов; характеризуется крайне низкой их подвижностью даже при наличии активной миграции пластовых вод. Снизу газогидратная залежь контактирует с подошвенной или крыльевой водой, со свободной газоконденсатной или нефтяной залежью, сверху — со свободной газовой залежью, с газонепроницаемыми пластами, а также со свободной водой (в акватории океана). Интенсивность формирования или разрушения газогидратной залежи определяется скоростью изменения термодинамических условий в разрезе осадочных пород, наличием свободных углеводородов в зоне фазовых переходов, величиной газонасыщенности пластовых вод, контактирующих с зоной фазовых переходов и скоростью их миграции.
В акватории Мирового океана газогидратные залежи формируются в придонной части осадочного чехла из газов, генерируемых непосредственно в зоне гидратообразования (ЗГ), а также из газов, мигрирующих в ЗГ из нижележащих пластов и пластовых вод, контактирующих с ЗГ. Залежи характеризуются относительно небольшой толщиной (до 100-400 м) и большой площадной распространённостью (около 320 млн. км2). В экваториальной зоне газогидратные залежи могут быть обнаружены на глубине 400-600 м, в акватории арктических морей — начиная с глубины 100-250 м. Газогидратные залежи на материках приурочены к охлаждённым зонам земной коры, формируются, как правило, из залежей свободного газа при изменении их термодинамических параметров, характеризуются относительной локализацией и большой толщиной, соответствующей толщине ЗГ 700-1500 м. Ниже газогидратных залежей могут находиться нефтяные или газовые залежи. Общая площадь суши, перспективная для формирования газогидратных залежей, около 40 млн. км2. Ресурсы газа в газогидратных залежах на материках составляют около 105 трлн. м, в акватории Мирового океана 2-107 трлн. м3. Поиски и разведка газогидратных залежей на суше могут проводиться стандартными промыслово-геофизическими методами, на море — сейсмоакустическими (частоты 0,1-10 кГц) и геохимическими методами.
Вопрос №2 Особенности поведения углеводородных систем при разработки залежи.
Под разработкой нефтяных и газовых месторождений понимается управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи:
- определенной системы размещения установленного числа скважин по площади месторождения;
- порядка и темпа вода их в эксплуатацию;
- поддержания намеченного режима их работы;
- регулирования баланса пластовой энергии.
Рациональная система разработки залежей углеводородов – это такая система, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим при этом заданный темп добычи сырья, высокую конечную нефте– и газоотдачу, решение задач разработки при минимальных капитальных вложениях и себестоимости нефти (газа).
Системы разработки многопластовых месторождений нефти.
1. Система разработки «сверху – вниз» - в первую очередь в разработку вводится продуктивный верхний пласт, а затем ниже залегающие пласты. Применялась раньше широко, при неглубоком бурение. Характеризуется медленным темпом ввода в разработку всех пл. месторождений. Сейчас не применяется.
2. Система «снизу – вверх» - применяется при разработке многопластового месторождения, массовое бурение и освоение начиная с нижнего (опорного, базисного пласта). Он должен быть высокопродуктивным и хорошо разведанным.
Вышележащие нефтяные пласты разделяются по значимости. Эта система имеет ряд преимуществ:
1. Вскрываются все нефтеносные горизонты и имеются возможности для их полного изучения путем отбора керна и геофизическими методами.
2. Сокращение общего числа разведочных скважин.
3. Возможность одновременной эксплуатации всех объектов нефтегазодобычи т.е. ускоряются темпы освоения всего месторождения в целом.
Основной задачей разработки нефтяных месторождений является выбор схемы размещения скважин и определение их числа на площади. Она решается комплексно с учетом геологических, технических и экологических факторов.
При разработке нефтяных залежей с неподвижным контуром нефтеносности скважины размещают сплошной сеткой (по квадратам или треугольникам) по всей площади залежи.
При разработке нефтяных залежей с напорными режимами (с перемещающимися контурами нефтеносности) скважины располагаются рядами (батареями), параллельными перемещающимися контурами: при газонапорном режиме параллельно контуру газоносности; при водонапорном режиме параллельно контуру водоносности.
Большое значение при разработке нефтяных залежей имеет темп и порядок ее разбуривания. По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы разработки нефтяной залежи. При сплошной системе разбуривание производится в сравнительно короткое время (до 1 года), а при замедленной системе – в течение нескольких лет.
По порядку разбуривания залежи различают сгущающуюся и ползущую системы. При сгущающейся системе залежь вначале разбуривается разряженной сеткой скважин (равномерно), далее разбуриваются промежуточные участки плата. При ползущей системе разработки – разбуривание начинается с какой–то части площади (с заданным уплотнением), затем производится дополнительное бурение новых групп (или рядов) скважин в определенном направлении до полного разбуривания всей площади месторождения.
Важным фактором при выборе рациональной системы разработки нефтяных пластов является определение темпа отбора (т.е. суммарная добыча из пласта – суточная, месячная, годовая). При заданном числе скважин их средние дебиты и текущая добыча могут быть самыми различными и зависят от установленного режима эксплуатации скважин.
Одним из важнейших этапов проектирования системы разработки является обоснование необходимости воздействия на пласт путем закачки газа или воды, т.к. обеспечить высокие темпы отбора нефти (даже при большой в. нефтеотдачи пластов) за счет использования только естественной энергии пласта зачастую невозможно.
Таким образом, система разработки конкретной нефтяной залежи может быть самой различной:
- по сетке размещения скважин;
- порядку и темпу разбуривания площади;
- по темпам отбора нефти;
- разработка может вестись с применением методов воздействия на залежь (или без этих методов). Сами методы могут отличаться по виду рабочего агента (газ, вода и т.д.) и по схеме размещения нагнетательных скважин.
Основной особенностью разработки газовых месторождений является неразрывная связь всех элементов в системе пласт - скважины - газосборные сети на промысле - магистральный трубопровод. Отличием газа от нефти: гораздо меньшей вязкостью, плотностью, значительной сжимаемостью. Необходимостью немедленной передачи (доставки) добытого газа к потребителю.
Схему размещения скважин по площади газоносности выбирают в зависимости от формы залежи. Для полосообразной залежи скважины могут размещаться в виде параллельных цепочек вдоль продольной оси залежи или равномерно по всей площади.
При круговой или куполообразной залежи – скважины могут располагаться в виде 1,2 или 3 кольцевых батарей (или также равномерно по площади). При создании проекта разработки обычно просчитывают по газодинамическим расчетам несколько вариантов размещения скважин. На крупнейших и уникальных по запасам газовых месторождениях Российской Федерации, таких как Медвежье, Ново-Уренгойское, Ямбургское, применяется кустовой метод расположения скважин. При этом в расчетах показателей разработки куст скважин рассматривается, как одна укрупненная скважина.
Темп отбора газа из залежи зависит от ее размеров и геологических условий и может изменяться в пределах 5-10 % и выше от первоначальных запасов. В зависимости от выбранного темпа отбора газа рассчитывают технологический режим работы скважин.
Существенное влияние на выбор числа скважин по площади оказывает диаметр эксплуатационных колонн, чем он больше, тем большим может быть дебит газа скважин и меньше потери давления в стволе. С другой стороны – больше затраты на бурение и оборудование скважины (металл). Поэтому при проектировании разработки газового месторождения определяют диаметр эксплуатационных скважин по нескольким вариантом и выбирают оптимальный – т.е. который сможет обеспечить наилучшие условия добычи газа в процессе всего периода разработки месторождения.
В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр. При проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок разработки, число скважин, их диаметр и схему их размещения по площади.
Проектирование разработки газового месторождения (как и нефтяного) осуществляется комплексно – на базе геологического изучения месторождения, гидрогазодинамических расчетов, технико-экономического сравнения различных вариантов разработки.
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 1133; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!