ТЕМА:Технології розробки родовищ нафти і газу

1. Розробка нафтових пластів в умовах водонапірного режиму. Системи підтримки пластового тиску під час експлуатації нафтового родовища.

Розробку нафтових покладів в умовах водонапірного режиму можна поділити на дві основні частини:

Активний водонапірний режим підтримується водами, проявляється в покладах з добрими та однорідними ємнісно-фільтраційними властивостями, в умовах малов'язких нафт. Важлива умова - тісний гідродинамічний зв'язок водонапірної системи та покладів. Необхідно також підтримувати баланс об'ємів відбору та підступаючих до покладу вод. Тоді пластовий тиск знижується поступово, дебіти стійкі. Пластовий та вибійний тиски залишаються вищими від тиску насичення. Період максимального відбору нафти складає кілька років, об'єми її до 7-10 % видобувних запасів. Обводнення зростає незначно, після того, як коефіцієнт нафтовилучення досягає 12-16 %. На значних за запасами родовищах (в ДДЗ Гнідинцівське, Леляківське і ін.) в рік в зону відбору поступало до 3-3,5 млн в рік. Газовий фактор протягом відбору змінюється слабо і зазвичай близький до початкового об'єму розчиненого флюїду. Цей режим використовується найчастіше, особливо в ДДЗ, при цьому досягається високий коефіцієнт нафтовилучення, висока рентабельність.

Пружний водонапірний режим. При ньому зв'язок законтурних вод з покладом ослаблений, напір менший, свою частку енергії постачають пружні сили води, нафти та розчиненого газу. Падіння пластового тиску суттєве. Пластовий тиск підтримують закачуванням води, газу і розчинників нафти. Темпи відбору максимально 5-7 % у рік. Газовий фактор поступово зростає. Якщо пластовий тиск підтримується недостатньо, поклад переходить в режим розчиненого газу.

Обводнення пластів повільне, однак при заводненні може різко зростати. В цілому час обводнення пластів довший, ніж при активному режимі. Режим характерний для великих, відносно малоамплітудних структур, віддалених від областей живлення. Відновлення пластових тисків у випадках припинення розробки або ослаблення темпів відбору нафти відновлюється декілька років або десятки років.

Перш за все слід сказати, що проектування системи ППТ передбачає:

визначення обсягу нагнітаємої води; місце розташування нагнітальних свердловин; визначення числа нагнітальних свердловин; ставляться вимоги до нагнітаємої води; визначення джерела водопостачання і системи водонагнітання.

Сумарний обсяг нагнітаємої води залежить від: проектного відбору рідини з покладу,

технічних можливостей технологічного обладнання, колекторських, пружних властивостей пластів і насичуючих їх рідин. Обрана система розташування нагнітальних свердловин також впливає на обсяг нагнітаємої води.

Розташування нагнітальних свердловин для ППТ визначається особливостями геологічної будови покладу. Нагнітальні свердловини розташовуються так, щоб фронт води ефективно витісняв пластову рідину або газ.

В залежності від місця розташування нагнітальних свердловин застосовуються такі системи заводнення (тобто підтримки пластового тиску): законтурне; приконтурне; внутріконтурне; блочне і осьове (різновиди внутріконтурного заводнення); майданне; виборне; осередкове; бар'єрне. Деякі системи заводнення можуть використовуватися спільно.

2. Сучасні методи підвищення нафтовіддачі пластів. Гідродинамічні методи. Циклічне заводнення. Теплові методи розробки.

В даний час виділяють кілька груп методів підвищення нафтовіддачі пласта: гідродинамічні методи; фізико-хімічні методи; теплові, мікробіологічні та інші методи. Слід зазначити, що в Україні найбільш широко використовують перші дві групи методів.

Гідродинамічні методи. До них відносяться: нестаціонарне заводнення; форсований відбір рідини; залучення в розробку недренуємих запасів; бар'єрне та осередкове заводнення.

До першої групи відносяться методи, які здійснюються через зміну режимів експлуатації свердловин і, як наслідок, через зміну режимів роботи пласта. Ці методи об'єднуються загальним поняттям «нестаціонарне заводнення» і включають в себе: циклічне заводнення і зміну напрямку фільтраційних потоків. Вони порівняно прості в реалізації, не вимагають великих економічних витрат і отримали широкий розвиток. Методи засновані на періодичній зміні режиму роботи покладу шляхом припинення та поновлення закачування води та відбору, за рахунок чого більш повно використовуються капілярні і гідродинамічні сили. Це сприяє впровадженню води в зони пласта, раніше не охоплені впливом.

Фізико-хімічні методи. Використання фізико-хімічних методів підвищення нафтовіддачі пластів - один з найбільш перспективних напрямків у процесах розробки нафтових родовищ. Науковими організаціями галузі розроблено, випробувано і здано понад 60 технологій з використанням фізико-хімічного впливу.Одним з методів впливу на продуктивні пласти, особливо низькопроникні, є гідравлічний розрив пласта (ГРП). Він впливає не тільки на при-забійну зону пласта, а й сприяє підвищенню нафтовіддачі. При ГРП створюється система глибокопроникних тріщин, в результаті чого значно збільшується дренована свердловиною зона і підвищується продуктивність свердловин. Тривалість ефекту від ГРП досягає 3-5 років, коефіцієнт успішності - 85%.Провідне місце у фізико-хімічних методах впливу на пласт займає полімерне заводнення. Отримання композицій полімерів в поєднанні з різними реагентами істотно розширює діапазон застосування полімерів. Основне призначення полімерів в процесах збільшення нафтовіддачі пластів - вирівнювання неоднорідності продуктивних пластів і підвищення охоплення при заводненні.

На сучасному етапі завдання підвищення нафтовіддачі пластів екологічно чистими технологіями може вирішити метод мікробіологічного впливу на пласт. На відміну від хімічних реагентів, які втрачають активність в результаті розведення їх пластовими водами, мікроорганізми здатні до саморозвитку, тобто розмноження і посилення біохімічної активності в залежності від фізико-хімічних умов середовища.

Одними із пріоритетних методів підвищення нафтовіддачі пластів, найбільш підготовленими технологічно і технічно, є теплові, коли в продуктивний пласт вводиться тепло. При цьому в'язкість нафти знижується, а нефтовіддача збільшується. Серед теплових методів впливу на нафтові пласти виділяють два напрями: закачування в пласти пари і нагрітої води; внутрипластового горіння.

Гідродинамічні дослідження свердловин (ГДВ) - сукупність різних заходів, спрямованих на вимірювання певних параметрів (тиск, температура, рівень рідини, дебіт тощо) і відбір проб пластових флюїдів (нафти, води, газу і газоконденсату) в працюючих або зупинених свердловинах та їх реєстрацію в часі. Інтерпретація ГДВ дозволяє оцінити продуктивні і фільтраційні характеристики пластів і свердловин (пластовий тиск, продуктивність або фільтраційні коефіцієнти, обводненість, газовий фактор, гідропровідність, проникність, пьезопровідність, скін-фактор), а також особливості околосвердловинної і віддаленої зон пласта. Розрізняють ГДВ на усталених режимах фільтрації - метод зняття індикаторної діаграми (ІД) і на несталих режимах - методи кривої відновлення тиску (КВТ), кривої падіння тиску (КПТ), кривої відновлення рівня (КВР) або кривої припливу (КП). Ось деякі з них:

Випробувач пластів на трубах (ВПТ). Це технологічний комплекс робіт у свердловині, пов'язаний зі спускопідйомними операціями інструменту, створенням глибокої депресії на пласт, багатоцикловим викликом припливу пластової рідини і відбором глибинних проб з реєстрацією діаграм зміни тиску і температури на вибої і в трубах автономними манометрами.

Крива відновлення тиску (КВТ. Застосовується для свердловин, фонтануючих з високими і стійкими дебітом.Дослідження методом КВТ полягає в реєстрації тиску у зупиненій свердловині, яка була закрита шляхом герметизації гирла після короткочасної роботи з відомим дебітом або після встановленого відбору.

Крива відновлення рівня (КВР). Застосовується для свердловин з низькими пластовими тисками (з низькими статичними рівнями), тобто нефонтануючих (без переливу на гирлі свердловини) або нестійкий фонтануючих.Виклик припливу в таких свердловинах здійснюється шляхом зниження рівня рідини в стовбурі свердловини методом компресування..

Індикаторні діаграми (ІД). Застосовуються з метою визначення оптимального способу експлуатації свердловини, вивчення впливу режиму роботи свердловини на величину дебіту. Індикаторні діаграми будуються за даними сталих відборів і являють собою залежність дебіту від депресії або вибійного тиску.

Гідропрослухування. Здійснюється з метою вивчення параметрів пласта (п’єзопровідності, гідропроводності), ліній виклинювання, тектонічних порушень. Суть методу полягає в спостереженні за зміною рівня або тиску в реагуючих свердловинах, обумовленим зміною відбору рідини в сусідніх збурюючих свердловинах.

Циклічне заводнення може використовуватися при різній формі сіток видобувних і різному розміщенні нагнітальних свердловин. Метод особливо ефективний на пізній стадії розробки. Можливе його застосування і на сильно обводнених родовищах, навіть після досягнення межі рентабельності експлуатації свердловин в умовах стаціонарного заводнения. Циклічне заводнення полягає в періодичній зміні режиму роботи покладу шляхом періодичної зміни витрат (тисків) води, при безперервному або періодичному видобутку рідини з покладу із зсувом фаз коливань тиску по окремим групам свердловин. В результаті через пласти проходять хвилі підвищення, пониження тиску і відбувається зміна фільтраційних потоків в пласті. При підвищенні тиску в першій половині циклу (в період закачування води) нафта в малопроникних прошарках стискається і туди входить вода. При зниженні тиску в другій половині циклу (зменшення витрати або припинення закачування води) вода утримується капілярними силами в малопроникних прошарках, а нафта витісняється з них. Тривалість циклів становить 4 - 10 діб і збільшується в міру віддалення фронту витіснення до 75 - 80 діб.

Теплові методи розробки нафтових родовищ поділяються на два принципово різних види. Перший, заснований на внутрипластових процесах горіння, створюваних шляхом ініціювання горіння коксових залишків в привибійній зоні нагнітальних свердловин (із застосуванням забійних нагрівальних пристроїв) з наступним переміщенням фронту горіння шляхом нагнітання повітря (сухе горіння) або повітря і води (вологе горіння). Другий, найбільш широко застосовуваний в Україні і за кордоном, заснований на нагнітанні (з поверхні) теплоносіїв в нафтові пласти. Методи нагнітання теплоносіїв в нафтові пласти мають дві принципові різновиди технології. Перша - заснована на витіснення нафти теплоносієм і його оторочками. Такий різновид отримав в залежності від виду використовуваного теплоносія найменування: паротеплового впливу на пласт (ПТВ) і впливу гарячою водою (ВГВ). Друга - на паротепловому обробленні привибійної зони видобувних свердловин. В цьому випадку в якості теплоносія використовується насичений водяний пар.

3. Основні принципи розробки газових родовищ. Етапи розробки родовищ природних газів.

Сучасна концепція розробки родовищ природних газів, яка, забезпечує нормативний прибуток, на перше місце ставить проблему надійності видобутку газу, газо-і газоконденсатовіддачі і, як наслідок цього, висуває на перший план технології розробки, що забезпечують заощадження енергетичного запасу газового покладу вцілому і енергозберігаючі режими роботи окремих свердловин.

Ключовими принципами розробки газових родовищ є забезпечення надійної рентабельності видобутку газу та досягнення максимальної газо-і конденсатовіддачі пласта, які вимагають проведення широкого комплексу гідродинамічних, акустико-гідродинамічних, термодинамічних та геофізичних досліджень пористих середовищ, свердловин і пластів з метою створення розрахункових моделей, що наближаються до реальних умов протягом усього терміну роботи покладу починаючи з дослідно-промислової експлуатації.

В теорії та практиці розробки родовищ природного газу розрізняють:

I - період наростаючого видобутку;

II - період постійного видобутку;

III - період зменшення видобутку.

Ці періоди характерні в основному для середніх, великих і унікальних за запасами родовищ, наявних для далекого газопостачання.

Малюнок 1. - Приклади залежностей зміни в часі річних відборів газу з родовищ

Невеликі за запасами родовища часто відразу розробляються з періоду постійного видобутку газу, зазвичай невеликого за тривалістю. При розробці таких родовищ основним може виявитися період зменшення видобутку газу (лінія 1 на мал.1). Зустрічаються випадки, коли родовищу притаманний тільки період зменшення видобутку (лінія 3) або мають місце періоди наростання і зменшення видобутку (лінія 2). Період постійного видобутку триває до сумарного відбору з родовища близько 60 - 70% запасів газу і більше (з початку розробки). Для періоду зменшення видобутку газу характерно практично незмінне (або менше в зв'язку з обводненням) число видобувних свердловин. Цей період триває до досягнення мінімального рентабельного відбору з родовища.

При відборі газу з газового (газоконденсатної) покладу тиск в процесі розробки безперервно зменшується. Згодом власного тиску стає недостатньо для подачі газу споживачеві із заданою витратою. Починається період компресорної експлуатації газового покладу за допомогою промислових дотискних компресорних станцій (ДКС). Безкомпресорним періодом експлуатації називається період, коли подача газу в магістральний газопровід відбувається без використання компресорів, за рахунок пластової енергії.

Дата добавления: 2015-08-10