Типы газоконденсатных залежей

- Г - Однофазная насыщенная перегретая залежь может эксплуатироваться как обычная газовая залежь, т.е. без возврата сухого газа в пласт.

- ГК - Однофазная ненасыщенная залежь. Первое время газ в залежь не возвращают, так как давление в ней выше давления насыщения

- Н - Однофазная насыщенная залежь. В этом случае необходимо поддерживать первоначальное давление с начала разработки, чтобы не допустить выпадения конденсата в пласте.

- ГН или НГ - Двухфазная залежь. Это может быть газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой или нефтяная залежь с газоконденсатной шапкой. Такие месторождения называют нефтегазоконденсатными месторождениями (НГКМ). Такую залежь целесообразно разрабатывать совместно нефтяными и газовыми скважинами.

 

5. Опишите способы перфорации газовых скважин

 

Перфорация – техника пробивания отверстий в колонне буровой скважины, напротив имеющегося участка продуктивного пласта для усиления или получения притока газа, воды, нефти в пласт или добычную скважину.

Выбор способа перфорации скважин определяется с учётом конструкции скважины, геологии пласта, условий бурения, сопутствующих побочных эффектов и некоторых других факторов. При этом определяется плотность прострела, необходимый тип перфоратора, а также технология последующих работ. Выбранный метод перфорации сначала испытывается на стендах в условиях, приближённых к настоящим.

На сегодня есть несколько способов перфорации скважин, такие как:

· Торпедная перфорация;

· Пулевая перфорация;

· Кумулятивная перфорация;

· Пескоструйная перфорация;

 

6. Классифицируйте показатели разработки газовых месторождении

 

Процесс разработки характеризуется технологическими и экономическими показателями. При разработке газовых (газоконденсатных) месторождений к технологическим показателям относят: N- фонд скважин; Nнов – ввод новых скважин; Nвыб – выбытие скважин; qг – среднесуточный дебит газа (тыс. м3/сут); Qг – годовая добыча газа (млн. м3); темп отбора газа Т (%); - накопленная добыча газа; КИГ (д. ед.); В (выработка извлекаемых запасов) д.ед; Рпл (МПа); Рзаб (МПа); Ру (МПа); ΔР (МПа); qв (т/сут); Qв; . График разработки – это изменение показателей разработки во времени. В теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей добычи; постоянной добычи; падающей добычи. Период нарастающей добычи характеризуется разбуривпанием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающейся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добывают основные запасы газа из месторождения (60-70%). Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводненности при водонапорном режиме разработки залежи. Изменение во времени показателей разработки газового месторождения при газовом режиме и равномерном размещении скважин по площади газоносности.

 

7. Опишите температурный градиент и градиент давления

 

 

Повышение температуры горных пород с глубиной характеризуется геотермическим градиентом (величиной приращения температуры на 100 м глубины, начиная от пояса постоянной температуры)

,

где Г – температура горных пород на глубине Н, м (в 0С); Тср – средняя температура на уровне пояса постоянной годовой температуры в данном районе, 0С; h - глубина пояса постоянной годовой температуры, м (на нефтегазовых месторождениях h=25÷30м).

Геотермический градиент для различных районов меняется в пределах 1¸100С/100м. В породах осадочной толщи наблюдается более быстрое повышение температуры с глубиной, чем в изверженных и метаморфических породах. В среднем для осадочного чехла геотермический градиент принимается равным 30С/100м. Пластовую температуру на глубине Н можно рассчитать по уравнению регрессии:

,

где - пластовая температура (в 0С) на глубине , Г ‑ геотермический градиент в 0С /м.

Наряду с температурой на свойства горных пород существенное влияние оказывает давление. Горное давление обусловлено весом вышележащих пород, интенсивностью и продолжительностью тектонических процессов, физико-химическими превращениями пород и т.п. При известной мощности h и r плотности каждого слоя пород вертикальная компонента горного давления (в Па) определяется следующим уравнением:

,

где g – ускорение свободного падения; n - число слоев. Это уравнение выражает геостатическое давление.

Значение бокового горного давления определяется величиной вертикальной компоненты давления, коэффициентом Пуассона пород и геологическими свойствами пород. Коэффициент пропорциональности между вертикальной и горизонтальной (боковой) составляющими горного давления изменяется в зависимости от типа пород от 0,33 (для песчаников) до 0,70 (для прочных пород типа алевролитов).

Пластовое давление - внутреннее давление жидкости и газа, заполняющих поровое пространство породы, которое проявляется при вскрытии нефтеносных, газоносных и водоносных пластов. Образование пластового давления является результатом геологического развития региона. Оно определяется комплексом природных факторов: геостатическим, геотектоническим и гидростатическим давлениями, степенью сообщаемости между пластами, химическим взаимодействием жидкости и породы, вторичными явлениями цементации пористых проницаемых пластов и т.п. Значения пластового аномально высокого давления могут существенно различаться в разных регионах. Для большей части месторождений пластовое давление обычно равно гидростатическому.

Гидростатическое давление (в Па) – давление столба жидкости на некоторой глубине:

рг = gpжН,

где pж - плотность столба жидкости, кг/м3; Н – высота столба жидкости, м.

 

 

8. Опишите трудности возникающие при добыче газа

Нарушение условий, влияющих на установление технологического режима работы газовых скважин, или невозможность их учета в полной мере приводит к различным осложнениям при эксплуатации. Основные виды осложнений и мероприятия по их устранению.

Гидратообразование

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирования газа в которых сопровождается резким понижением температуры.

Предупреждение гидратообразования. Для предупреждения гидратообразования необходимо создать режим в соответствии с условием P? Pp и T?Tp, причем для призабойной зоны принимаются условия на забое, а для ствола скважины - условия на устье. Если безгидратный режим не представляется возможным обеспечить, особенно при расположении скважины в зоне вечной мерзлоты, то образование гидратов можно предупредить применением ингибиторов гидратообразования. Ингибитор гидратообразования снижает температуру гидратообразования. Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности - метиловый спирт СН3ОН (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, ди- и триэтиленгликоль).

Ввод ингибитора в скважину осуществляется, в основном, через затрубное пространство или на устье скважины, а также применяется ввод ингибитора в газопровод. Известны и другие методы предупреждения образования гидратов: применение забойных нагревателей, теплоизолированных стволов скважины, гидрофобного покрытия труб. Метанол или другой ингибитор вводят в газопровод каплями с помощью регулировочного вентиля из бачка высокого давления, который расположен над газопроводом. Давление газа в бачке над метанолом и в газопроводе создается одинаковым посредством сообщающей трубки.

Для предотвращения образования гидратов и их ликвидацию можно применить подогрев газа путем теплообмена с горячей водой, паром или дымовыми газами. Огневой метод подогрева опасен в пожарном отношении и приводит к порче изоляции труб, поэтому запрещается.

 

9. Опишите механизм, особенности и ограничения закачки в пласт азота и углекислого газов

В настоящее время растворенные в газе жидкие углеводороды (конденсат, пропан-бутановая фракция) являются ценнейшим сырьем для нефтехимической промышленности и уже рассматриваются не менее важным целевым продуктом, чем природный газ. В связи с этим увеличение объемов добычи конденсата становится все более актуальной задачей. Основной причиной снижения коэффициента извлечения конденсата (КИК) является выпадение тяжелых углеводородных компонентов газа в жидкую фазу при снижении давления в залежи ниже давления насыщения. Одним из способов увеличения нефте- и конденсатоотдачи пластов является поддержание пластового давления путем закачки неуглеводородных газов.

Задачей выбора рабочего агента является достижение баланса позитивных и негативных факторов, сопровождающих закачку в пласт конкретного газа в специфических условиях выбранного месторождения. Несмотря на высокие показатели вытеснения нефти при закачке углекислого газа, использование CO2 ограничено ввиду его дороговизны и высокой степени коррозионного влияния на скважинное оборудование. Лучшей альтернативой метану среди неуглеводородных газов является азот. Огромные запасы азота присутствуют в атмосферном воздухе, а методы его получения достаточно просты, дешевы и хорошо изучены. Азот обладает низкой коррозионной активностью, что очень важно для бесперебойной работы скважинного оборудования. Физико-химические свойства N2 также хорошо сочетаются со свойствами пластовых флюидов. К недостаткам применения азота стоит отнести плохую смешиваемость с нефтью, тем не менее его использование при правильном подходе к управлению разработкой технологически и экономически оправдано.

В промысловой практике азот применяется как:

– агент продавки при закачке порций углекислого газа, природного газа и других компонентов при смешивающемся вытеснении.

– альтернатива природному газу при поддержании пластового давления путем нагнетания в газовую шапку нефтяной залежи.

– вытеснение «целиков» высоковязкой нефти при реализации заводнения.

– вытеснение газа газовой шапки.

Широкий спектр применения азота связан с положительными результатами многочисленных лабораторных исследований. В состав установки по производству азота входят газовая турбина, компрессор, рабочий двигатель, адсорбционные емкости, теплообменник, молекулярные сита для удаления примесей, резервуары для дистилляции.

 

 

10. Опишите диаграмму фазового изменения этана

Углеводородные газы, подобно всем индивидуальным веществам, изменяют свой объём при изменении давления и температуры. На рис. 4.1 представлена диаграмма фазового состояния для чистого этана. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям при постоянной температуре и имеет три участка. Слева от пунктирной линии отрезок соответствует газовой фазе, горизонтальный участок – двухфазной газожидкостной области, левый участок – жидкой фазе. Отрезок пунктирной линии вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (или точек росы), а влево от максимума – кривой точек парообразования (кипения). В точке С пунктирной линии кривые парообразования и конденсации сливаются. Эта точка называется критической.

С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.

Рис..1. Диаграмма фазового состояния чистого этана.

Для индивидуальных углеводородов граничным давлением между жидкой и газовой фазой является давление упругости паров (при данной температуре), при котором происходит конденсация или испарение. Обе фазы (жидкость и пар) при данной температуре присутствуют в системе только в том случае, если давление равно упругости насыщенного пара над жидкостью.

 

11. Опишите влияние пластового давления на добычу газоконденсата

По термодинамическому состоянию углеводородов в залежи газоконденсатные месторождения подразделяются на две группы:

1) насыщенные, когда давление начала конденсации равно пластовому;

2) недонасыщенные (пережатые), когда пластовое давление превышает давление начала конденсации.

Разница между пластовым давлением и давлением начала конденсации влияет на распределение конденсата в пласте и в добываемой продукции, а значит, и на условия прогнозирования содержания конденсата в пластовом газе и добычи его в ходе разработки. В связи с этим задача прогнозирования изменения газоконденсатной характеристики должна решаться с учетом особенностей фазового поведения каждой газоконденсатной системы.

Вывод уравнения материального баланса рассмотрим для недонасыщенных залежей как наиболее сложного случая. Расчет материального баланса проводим для массы конденсата, приходящейся на 1 м³ запасов «сухого» газа. Здесь и далее под словом «конденсат» или «собственно конденсат» имеется в виду УВ С₅₊.

Прежде всего выделим две характерные фазы в проведении пластового газа при разработке месторождения на режиме истощения:

1) снижение давления от начального до давления начала конденсации;

2) снижение давления от давления начала конденсации до атмосферного.

При снижении давления от начального до давления начала конденсации содержание конденсата в пластовом газе будет постоянным. Количество конденсата, которое будет добыто на этот период,

 

 

где Q_нк - количество конденсата и «сухого» газа, отобранных при снижении давления от начального до давления начала конденсации; - начальное содержание конденсата в пластовом газе; Q_о - запасы сухого газа.

Интервал снижения давления от начала конденсации до атмосферного делится на n этапов так, чтобы за каждый из этапов снижения давления добывалось одно и то же количество сухого газа:

 

 

 

12. Проанализуруйте ситуацию добычи газа при скоплении воды на забой скважины

 

В газовых скважинах может происходить конденсации парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважин из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. Накопление столба жидкости на забое увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины.

Предотвращение поступления жидкости в скважину осуществляют под­держанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину, изоляцией посторонних и пластовых вод.

 

 

13. Опишите изменение температуры и давления в газовой скважине

 

В ряде случаев между забоем и устьем скважины возникают условия (состав, влажность, давление, температура и т. д.), необходимые для образования гидратов.

В большинстве же случаев температура газа на забое скважины при движении газа вверх может стать ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры газа вдоль ствола и на устье скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчетным путем по приведенным в предыдущем разделе зависимостям..

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе ее эксплуатации меняется в зависимости от дебита: с увеличением дебита температура газового потока по стволу повышается. Таким образом, при регулировании дебита можно изменять температуру образования гидратов. Давление на устье р, температура газа на устье Т и равновесная температура образования гидратов изменяются в зависимости от дебита скважины. Оптимальный дебит, обеспечивающий максимальный запас температуры, составляет примерно 3млн. м3/сут.

Температура образования гидратов в стволе при заданном расходе зависит также от диаметра колонны, а именно, режим безгидратной эксплуатации сдвигается в сторону больших оптимальных дебитов с увеличением диаметра.

Влияние изменения диаметра фонтанных труб и расхода газа на температуру гидратообразования необходимо учитывать при выборе режима работы скважин. Следует сказать, что существует такой дебит, при котором температура газа на устье максимальна и дальнейшее повышение дебита приводит к понижению температуры. В данном случае создаются условия, благоприятные для образования гидратов.

Объясняется это тем, что при очень большом расходе газа потери давления увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля Томсона начинает преобладать над повышением ее за счет высоких скоростей газа в скважине.

Место выпадения гидратов в скважинах зависит от многих факторов. Определяют его по точкам пересечения равновесных кривых образования гидратов и изменения температур по стволу скважин (рис. 2.5). Образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье скважины и уменьшению дебита газа.

 

14. Охарактеризуйте свойство гидрата и как они обрузуются

 

При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой способны образовывать неустойчивые твердые кристаллические вещества, называемые гидратами.

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, на­рушить работу измерительных и регулирующих приборов. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.

Методы борьбы с гидратами могут быть как предупреждающими, так и разрушающими уже образовавшихся гидратов. Для разрушения образовавшихся гидратов в трубопроводе отключают участок газопровода, где образовались гидраты и через продувочные свечи выпускают газ в атмосферу, при этом давление в газопроводе падает и гидрат разлагается. Недостатком этого метода является медленное разложение гидрата. Он не рекомендуется при отрицательных температурах, так как образовавшаяся вода при отрицательных температурах превращается в ледяную пробку, которую можно удалить только нагревом.

Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но эффективен только в пределах промысла, так как газ при движении по трубопроводам быстро охлаждается. Для сохранения теплоты в некоторых случаях теплоизолируют газопроводы.

При введении в газопроводы ПАВ предотвращают прилипание (адгезию) кристаллов гидратов к стенкам труб из-за образования на кристаллах пленки, при этом кристаллы транспортируются с потоком газа.

Для предотвращения гидратообразования применяется осушка газа перед подачей его в газопровод при помощи одного из существующих методов.

Самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации образовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингибиторов гидратообразования.

В качестве ингибиторов применяют спирты, электролиты и их смеси - метиловый спирт (метанол), гликоли (этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ, хлористый кальций СаCl₂).

На месторождениях для борьбы с гидратами наиболее широко применяют метанол - СН₃ОН -являющийся понизителем точки замерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ, обра­зует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится значительно меньше. Метанол - дешев и недефицитен. Он растворим в спиртах, с водой смешивается в любых соотношениях, в смеси с воздухом образует взрывоопасную смесь. Температура замерзания метанола - минус 97,1⁰С, плотность 791 –793 кг/м³. Метанол и его пары весьма токсичны, поэтому при работе с метанолом следует особое внимание уделять правилам безопасной работы.

Метанол - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую системы, способен накапливаться в организме. При отравлении метанолом поражаются зрительный нерв и сетчатка глаз. 5-10 грамм вызывают отравление при попадании внутрь 30 г - смертельны. При вдыхании паров метанола возможны обмороки, тошнота, опьянение, ослабление зрения. Попадание в организм может происходить и через кожу. Пары этиленгликоля токсичны, но малолетучи, поэтому острых отравлений не бывает, но возможны хронические заболевания органов дыхания.

Расход ингибитора гидратообразования зависит от количества влаги в газе и количества конечного влагосодержания, при котором гидраты не образуются, а также от концентрации вводимого и отработанного ингибитора.

15. Перечислите условия образования давления между колоннами

 

Миграция газа в затрубном пространстве или перетоки газа между отдельными пластами при креплении скважин в процессе закачки цементного раствора представляют собой очень серьезную проблему, особенно для скважин, вскрывающих неоднородные пласты и пласты с аномально высокими пластовыми давлениями. Эти явления могут наблюдаться за обсадными колоннами в скважинах, расположенных как на суше, так и в море. Возможность поступления газа из пласта в затрубное пространство и его миграция по заколонному пространству объясняется многими причинами, часть из них очевидна и не вызывает сомнений, а другая часть, основанная на предположениях либо на недостаточно убедительной интерпретации проводившихся анализов производственного материала или экспериментальных исследований, в некоторой степени может вызывать сомнения. В статье рассмотрены и изучены причины и природа возникновения заколонных проявлений в различных горно-геологических условиях, приведены результаты исследований влияния различных факторов на герметичность заколонного пространства, проанализировано влияние геологических, технических, механических, технологических и физико-химических факторов на происхождение заколонных проявлений в скважинах. Установлено, что в качестве основного фактора, в наибольшей степени повлиявшего на возникновение вышеуказанного осложнения, следует признать геологический фактор, обусловивший образование каналов в цементном камне в процессе его твердения. На основе результатов проведенных исследований выполнена оценка соответствия технологии строительства скважины, составлено научно-обоснованное заключение о причинах заколонного проявления, произошедшего в эксплуатационной скважине после проведения работ по цементированию эксплуатационной колонны.

 

16. Опишите основные методы борьбы с межтрубным давлением

 

Действительно, давление газа в скважинах доходит до 100 МПа, температура газа достигает 523 К, горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине. В завершенных строительством скважинах должны быть обеспечены герметичность обсадных колонн, зацементированного заколонного и межколонного пространств, устьевой обвязки. Однако в некоторых скважинах в процессе испытания и эксплуатации появляются межколонные давления. Причинами межколонных давлений могут быть термогидродинамические и биологические процессы в межколонном пространстве, перетоки по негерметичному цементному кольцу непосредственно из продуктивного пласта или из вышележащих газоводонефтяных пластов,а так же вероятные каналы утечки в элементах крепи, в том числе достаточно малых размеров. Этим объясняется низкая эффективность их изоляции.

Оценка возможных путей поступления пластовых флюидов в межколонное пространство и потенциальных последствий начинается с момента появления межколонного давления (Р_м.к.). Для этого устанавливается постоянный контроль за давлением в межколонных пространствах между всеми колоннами. Обеспечивается возможность безопасного регулируемого сброса (стравливания) давлений из межколонных пространств, оборудованных регулирующим устройством и дублирующей запорной арматурой. При установившемся межколонном давлении производится осмотр приустьевой части скважины. Фиксируется наличие или отсутствие давления в межколонном пространстве за технической колонной и кондуктором. При наличии давления контролируется территория, непосредственно примыкающая к скважине. При обнаружении поверхностных проявлений, необходимо сбросить давление из последнего межколонного пространства и визуально оценить характер изменения проявлений. Наличие связи между величиной межколонного давления и интенсивностью поверхностных проявлений свидетельствует о негерметичности кондуктора или его заколонного пространства.

 

 

17. Опишите трудности при разработке газовых месторождении с низким давлением

 

Газовые залежи, как и нефтяные, находятся под воздействием горного давления вышележащих горных пород. Это давление воспринимается непосредственно скелетом продуктивного (нефтяного, газового, газоконденсатного) пласта. А содержащиеся в скелете пласта нефть или газоконденсат находятся под так называемым начальным пластовым давлением. От величины этого давления и последующего его снижения во многом зависят показатели разработки месторождения (нефтяного, газового, газо-конденсатного). Под величиной пластового давления следует понимать внутрипоровое давление, под которым нефть или газ находятся в данной точке залежи. Внутрипоровое давление в залежи противостоит горному давлению. В процессе разработки горное давление остается постоянным. Изменение внутрипорового давления сказывается (кроме изменения показателей разработки) на деформационных изменениях продуктивного коллектора, т.к. из-за увеличения разницы между горным и поровым давлениями возрастает нагрузка на него. Следствием этого является уменьшение внутрипорового пространства (коэффициента пористости). Кроме этого, уменьшение пористости в каждой точке пласта интегрально приводит к изменению толщины продуктивного пласта.

 

 

18. Опишите систему разработки месторождения и его параметры.

 

Системы разработки нефтяного месторождения различают по двум наиболее характерным признакам:

1. Наличию или отсутствию методов воздействия на пласт с целью
извлечения нефти из недр.

2. Расположению скважин на месторождении.

Наиболее применимыми параметрами характеризующими системы разработки считаются:

Параметр плотности сетки скважин S_c — площадь объекта разработки, приходящаяся на одну скважину. Если площадь нефтеносности месторождения равна , а число добывающих и нагнетательных скважин на месторождении , то

Размерность — м²/скв. В ряде случаев используют параметр равный площади нефтеносности, приходящейся на одну добывающую скважину.

Удельный извлекаемый запас нефти или параметр А.П. Крылова N_кр — отношение извлекаемых запасов нефти по объекту к общему числу скважин.

Размерность параметра N_кр — т/скв.

Параметр — отношение числа нагнетательных скважин к числу добывающих скважин, т.е. . Этот параметр, характеризует интенсивность системы заводнения.

Параметр — отношение числа резервных скважин к числу добывающих скважин основного фонда, т.е. .

Резервные скважины бурят с целью вовлечения в разработку частей пласта, не охваченных разработкой в результате выявившихся в процессе эксплуатационного его разбуривания не известных ранее особенностей геологического строения этого пласта, а также физических свойств нефти и содержащих ее пород (литологической неоднородности, тектонических нарушений, неньютоновских свойств).

В многопластовом месторождении необходимо прежде всего выделить в разрезе объекты разработки (их еще могут называть – эксплуатационные объекты). Следующей задачей, которую необходимо решить при проектировании системы разработки, является порядок ввода объектов в разработку.

Существуют как бы две системы разработки многопластового месторождения:

· Система «сверху вниз», при которой каждый нижележащий пласт разрабатывается после разработки вышележащего.

· Система «снизу вверх», при которой нефтеносные пласты вводятся в разработку в порядке последовательности их залегания, начиная с нижнего. При этом вышележащие пласты могут вводиться в разработку до окончания выработки нижележащего.

Наиболее распространена в настоящее время система разработки «снизу вверх», как наиболее рациональная. Система «сверху вниз» применяется только при разработке неглубоко залегающих пластов, характеризующихся слабой проницаемостью.

Систему разработки «снизу вверх» начинают с нижнего, так называемого опорного горизонта.

 

19. Опишите распространение давления в коллекторе

Коллектор нефти и газа бывает промышленным, из которого есть возможность получать достаточные по величине притоки флюидов, и, соответственно, не промышленным, получение таких притоков из которого на этом этапе не представляется возможным.

Основными свойствами коллекторов, которые используются для их промышленной оценки, являются полезная ёмкость и проницаемость.Нижние пределы этих параметров зависят от:

· состава флюида;

· типа коллектора.

Поскольку газ отличается от нефти своей подвижностью, то значения этих нижних пределов у него значительно ниже, чем у нефти-сырца.

Пластовое давление изменяется как по площади распространения пласта, так и по глубине нефтяных и газовых залежейи по мощности водоносных горизонтов, увеличиваясь с возрастанием её пропорционально плотности подземного флюида. Сопоставления пластового давления относят к какой-либо одной плоскости сравнения (уровень моря, первоначальное положение водонефтяного контакта) — т.н. приведённое пластовое давление. При эксплуатации скважин в Призабойной зоне образуется область пониженного пластового давления. Измеряется пластовое давление глубинным манометром или рассчитывается исходя из отметок пъезометрических уровней пластовых флюидов в скважине или другой горной выработке при статическом состоянии. Точность измерения пластового давления глубинным манометром даёт до 1% ошибок, расчётный способ при благоприятных условиях в газовых и водяных залежах обеспечивает значительно большую точность (0,01-0,02%). Достоверность инструментального измерения зависит от его точности и от того, насколько давление в скважине соответствует пластовому, для чего необходима хорошая гидродинамическая сообщаемость скважины с пластом. Наиболее благоприятны для измерения пластового давления фонтанирующие скважины, в случае слабых притоков флюидов требуется большее время для восстановления пластового давления.

 

20. Опишите системы сбора и подготовки газа на промысле

 

Системы сбора и подготовки газа на промыле подразделяются на индивидуальные и групповые. При этих схемах каждая скважина имеет отдельную технологическую нитку и комплекс прискважинного оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристаллогидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метанола в поток газа и т. д.). А индивидуальная система сбора в свою очередь подразделяется на: линейные, лучевые и кольцевые.

Линейная схема применяется на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема — при раздельной эксплуатации газовых пластов с различ­ными начальными давлениями и составом газа, кольцевая схема — на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.

Вышеописанные схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооружениями и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа для каждой скважины имеют следующие недостатки:

- Промысловое оборудование установлено на большей территории.

- Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.

- Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реагентов.

- Сложность устройства и функционирования систем дистанционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного оборудования.

- Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.

Групповую схему сбора внутрипромыслового транспорта газа и конденсата при­меняютпри разработке газоконденсатных месторождений. В этом случае отделение твер­дых взвесей от газа, получение углеводородного конденсата, измерение объемов сухого газа и конденсата проводят на газосборном пункте (ГП), который стал называться установкой комплексной подготовки газа—УКПГ, которая размещается, как правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения магистрального газопровода (ГС). При получении сухого газа и стабильного конденсата возможны две схемы промысловой обработки газоконденсатной смеси:

- децентрализованная

- централизованная.

Если сухой газ и стабильный конденсат приобретают товарные кондиции на групповых пунктах сбора и обработки газа (УКПГ