Курсовая работа: Геолого-промислова характеристика нафтогазового родовища

Таблиця 1.4 - Результати фізико-хімічних досліджень газу в продуктивних горизонтах свердловини №3 (при стандартних умовах Т= 20 ˚С, Р=760 мм рт. ст.)

1.3Характеристика і стан фонду свердловин

На державний баланс родовище прийняте у 1966р. Всього пробурено 13 пошукових і розвідувальних свердловин, якими розкрито розріз від мейоз-кайнозою до кристалічного фундаменту протерозою.

В 1968р. розпочата дослідно-промислова експлуатація, а в 1971 р.—розробка покладів. Максимального видобутку газу досягнуто в 1972 р. (11,2% від початкових запасів). Річний відбір газу—1,4-2,0 млрд. куб. м газу утримувався на протязі 1970-1974 рр. і забезпечувався 21 експлуатаційною свердловиною. Поклади розроблялися окремими сітками свердловин (лише горизонтів С-13 і С-15 спільно) в режимі природного виснаження з високим темпом зниження пластового тиску і виходу стабільного конденсату. З родовищ відібрано 77,2% початкових запасів газу і 60% конденсату.

З 1984 р. родовище використовується як підземне газосховище.

2. Аналіз розробки покладу

2.1 Система розробки

Система розробки - це комплекс технологічних і технічних заходів з метою управління рухом газу від свердловини до споживача, що включає розміщення і порядок введення видобувних, нагнітальних і спостережних свердловин; встановлення і підтримання технологічних режимів експлуатації свердловин, наземних споруджень і багатьох інших заходів, спрямованих на здійснення і керування розробкою покладу. Система розробки родовища вважається раціональною, якщо вона забезпечує виконання заданих обсягів видобутку газу і конденсату з найбільшою економічною ефективністю. Раціональна система розробки передбачає досягнення максимальної економічно виправданої повноти вилучення газу і конденсату із пластів, дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища.

Залежно від рівня газових відборів газу прийнято виділяти три періоди: наростання видобутку, стабілізація і його падіння.

Для того щоб уникнути консервації значних матеріальних ресурсів, розробку родовищ починають ще під час їхнього розбурювання й облаштування. Із введенням в експлуатацію нових свердловин, пунктів внутрішньопромислового збору, компресорних станцій, газопроводів видобуток, газу з родовища зростає. Тому період розбурювання і облаштування родовища, називають періодом зростаючого видобутку.

Після введення в експлуатацію всіх потужностей щодо видобутку газу, величина яких визначена техніко-економічною доцільністю, настає період постійного видобутку. З великих родовищ за цей період відбирається 60 і більше відсотків запасів газу. У міру виснаження запасів газу і пластової енергії дебіти свердловин знижуються, виводяться з експлуатації обводнені свердловини, видобуток газу з родовища зменшується. Цей період розробки родовища називають періодом спадного видобутку. Він продовжується доги, поки відбір газу не стає нижче рентабельного рівня.

Періоди зростаючого постійного і спадного видобутку газу характерні для великих родовищ, запаси яких обчислюються мільярдами кубометрів. Для середніх за запасами родовищ період постійного видобутку газу часто відсутній, а для малопотужних можуть бути відсутні як період зростаючого,

Рис. 2.1 Основні показники розробки Пролетарського родовища

На початку розробки родовищ пластовий тиск буває достатнім, щоб за його рахунок транспортувати газ від свердловин до устаткувань підготовки газу, а від них подавати газ прямо в газопровід для далекого транспортувань. Цей період розробки називають безкомпресорним У цей час для далекого транспортування використовуються труби, розраховані на робочий тиск 5,5 і 7,5 МПа, проектуються газопроводи з робочим тиском 10... 12 МПа. У міру падіння пластового тиску настає час, коли для подавання газу в магістральний газопровід виникає необхідність використання дотискної компресорної станції. З цього періоду починається компресорний період розробки родовища.

Система розробки нафтових родовищ охоплює комплекс технологічних і технічних заходів з управління процесом розробки покладів нафти, направлених на досягнення високого вироблення запасів нафти з продуктивних пластів і дотриманні умов охорони надр. Система розробки встановлює кількість об'єктів самостійної розробки в розрізі родовищ, кількість, розміщення свердловим, а також послідовність їх буріння, обґрунтовує необхідність і вибір методу штучного впливу на продуктивні пласти, визначає спосіб експлуатації свердловин і основні заходи щодо регулювання процесу розробки для досягнення високої нафтовіддачі, встановлює комплекс заходів з дослідницьких робіт на покладах нафти і з контролю за станом вироблення.

Таблиця 2.1 Основні показники розробки Пролетарського родовища

Оскільки для одного й того ж родовища може бути безліч систем розробки, які відрізняються кількістю видобувних свердловин, розташуванням свердловин на структурі, методом впливу на продуктивні пласти тощо, необхідно сформулювати поняття раціональної системи розробки. Воно формулюється таким чином: раціональна система розробки повинна забезпечувати потреби держави з видобутку нафти і газу з мінімальними витратами і, у міру можливості, високими коефіцієнтами нафтовіддачі.

Проектування розробки нафтового родовища полягає в розгляді великої кількості варіантів розробки, які відрізняються кількістю і темпом розбурювання родовищ, методом підтримування пластового тиску та способами експлуатації, а потім серед них вибирається варіант, який би відповідав вимогам раціональної системи розробки.

2.2 Режими роботи нафтових і газових покладів

Водонапірний режим пов'язаний з витісненням нафти і переміщенням її по капілярах в пласті за рахунок підпору води, що з нею контактує. Розрізняють жорсткий і пружний водонапірний режими. При жорсткому водонапірному режимі нафта до свердловин переміщується за рахунок підпору крайніх і підошовних пластових вод. При цьому в процесі експлуатації покладу кількість води в пласті поновлюється за рахунок атмосферних опадів і поверхневих водойм. У такому режимі експлуатації вода витісняє нафту з капілярів у пласті. При жорсткому водонапірному режимі експлуатації досягають найвищого коефіцієнта нафтовіддачі пласта 0,5—0,8. Коефіцієнт нафтовіддачі пласта характеризує собою повноту виймання нафти з покладу і є відношенням об'єму видобутої з покладу нафти до її початкового об'єму в пластах покладу. Чим вищий коефіцієнт нафтовіддачі, тим більша ефективність розробки нафтового родовища. Пружний водонапірний режим експлуатації базується на пружному стисненні рідини (води) і гірських порід пласта в природному стані і накопиченні ними пружної енергії. При відборі рідини (нафти) із пласта відбувається пружне розширення гірської породи і самої рідини, що зумовлює її переміщення капілярами пласта до вибою свердловини. Хоч пружне розширення гірських порід і рідини щодо одиниці їх об'єму незначне, але враховуючи величезні об'єми гірських порід і рідини, їх пружна енергія досягає значних величин. При пружному водонапірному режимі коефіцієнт нафтовіддачі пласта приблизно однаковий з коефіцієнтом при жорсткому водонапірному режимі.

Стан пружної рідини та пористості пласта залежно від тиску записується таким рівнянням:

(2.2.1)

(2.2.2)

де βр, βс - коефіцієнти об'ємної пружності рідини і породи;

mo,po - пористість і густина породи за початкового тиску.

Газонапірний режим експлуатації пов'язаний з переміщенням нафти в капілярах пласта під тиском газу, що з нею контактує. Газ, на відміну від води, розміщується у верхній частині пласта, утворюючи так звану газову шапку. Природно, що газ в газовій шапці перебуває під високим тиском. Під час видобування нафти зі свердловин тиск у пласті буде знижуватись, газ розширюватись і за нафтою буде проникати в пори пласта, витісняючи при цьому нафту із пласта в свердловину. В'язкість газу набагато менша, ніж нафти, і тому газ через капіляри пласта може прориватися через шари нафти. Якщо вибій свердловини знаходиться недалеко від границі газової шапки, то газ проривається в свердловину. Це спричинює даремну витрату пластової енергії (енергії стиснутого газу) і зниження плипливу нафти до вибою свердловини. У цьому випадку складно підтримувати оптимальні режими експлуатації свердловин з метою збереження пластової енергії. Тому коефіцієнт нафтовіддачі при газонапірному режимі менший, ніж при водонапірному, і становить 0,4-0,7.

Режим розчиненого газу характерний для нафтових родовищ, у яких вільний газ в покладі відсутній, а в нафтову частину пласта практично не надходить пластова вода. Рушійною силою, яка переміщує нафту в пласті до вибою свердловини є розчинений газ. При видобутку нафти зі свердловини і зниженні тиску в пласті розчинений газ виділяється з нафти і розширюється у вільному стані. Вільний газ випереджає рух нафти по капілярах пласта і тільки частково виносить її за собою.

Ефект дії цього механізму незначний через інтенсивну дію сил тертя. Тому до вибою свердловини надходить тільки частина нафти з пласта, а енергія газу швидко знижується. Коефіцієнт нафтовіддачі при режимі розчиненого газу дуже низький і становить 0,15-0,3.

У дійсних умовах режим розчиненого газу, як правило, розвивається і функціонує в покладах на самому початку їх розробки, коли проходить розбурювання покладу свердловинами, а тому загальні показники розробки для покладу в цілому визначаються сумуванням дебітів окремих свердловин з урахуванням різночасності введення їх в експлуатацію.

Гравітаційний режим експлуатації нафтових свердловин настає при повній втраті пластової енергії. При гравітаційному режимі однією рушійною силою переміщення нафти по капілярах пласта є сила тяжіння нафти в пласті. В цьому випадку переміщення нафти відбувається тільки в похилих (спадних) пластах до свердловин, розміщених в їх нижніх точках.

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6