Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Размещено на http://www.Allbest.Ru/

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

Тюменский индустриальный университет

Многопрофильный колледж, нефтегазовое отделение имени Ю.Г. Эрвье

Специальность 21.02.01. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

КУРСОВАЯ РАБОТА

По дисциплине

«Разработка нефтяных и газовых месторождений»

На тему

Системы разработки газоконденсатных месторождений

Выполнила Репина А.Л.

Студентка группа НРт-16-(9)-1

Преподаватель Хасматулин А.А.

2019



Содержание

• Введение
• 1. Системы разработки газоконденсатных месторождений
• 1.1 Особенности разработки газоконденсатных месторождений
• 1.2 Разработка газоконденсатных месторождений на истощение
• 1.3 Разработка газоконденсатных месторождений с ППД
• 1.3.1 Разработка газоконденсатных месторождений с закачкой сухого газа (сайклинг-процесс)
• 1.3.2 Разработка газоконденсатных месторождений с искусственным заводнением
• 2. Расчетная часть
• 2.1 Проектирование закачки газа
• 2.2 Определение перемещения газоводяного контакта при разработке газовой залежи
• 3. Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных и газовых месторождений
• Заключение
• Список литературы


Введение

В отличие от чисто газовых месторождений газоконденсатные разрабатываются для получения не только газа, но и высокомолекулярных компонентов - газового конденсата, ценнейшего сырья нефтехимического производства. Нередко конденсат является основным целевым сырьем. Поэтому режимы разработки газоконденсатных месторождений следует оценивать как способы добычи и газа, и - особенно - конденсата.

Газовый конденсат - жидкая смесь высококипящих углеводородов различного строения, выделяемые из природных газов при их добыче на газоконденсатных месторождениях (ГКМ).

В пластовых условиях при высоком давлении (от 10 до 60 МПа) и температуре в недрах в парообразном состоянии находятся некоторые бензино-керосиновые фракции и, реже, более высокомолекулярные жидкие компоненты нефти.

При разработке месторождений давление в пластах падает в несколько раз - до 4-8 МПа, снижается температура. Падение давления и снижение температуры - это условие появления конденсата.

В случае снижения температуры при бурении на ГКМ (ниже точки росы добываемых углеводородов) эффект конденсирования проявляется в выделении из газа сырого нестабильного конденсата, содержащего, в отличие от стабильного, не только углеводороды С₅ и выше, но и растворенные газы метан-бутановой фракции.

Крупнейшие газоконденсатные месторождения России: Астраханское, Оренбургское, Русановское, Ледовое, Киринское.

Далее в своей курсовой работе я рассмотрю системы разработки газоконденсатных месторождений.



1. Системы разработки газоконденсатных месторождений

1.1 Особенности разработки газоконденсатных месторождений

Разработка газоконденсатных месторождений - комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта-коллектора. Осуществляется на газоконденсатном месторождении посредством реализации определённой системы разработки - размещением на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных, нагнетательных, наблюдательных и пьезометрических скважин, соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием необходимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемая газоконденсатная смесь на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства газоконденсатного промысла, включающая поверхностное оборудование для сбора газоконденсатной смеси, разделения её на газ и конденсат, отделения сопутствующих ценных компонентов, очистки, осушки, компримирования газа и подачи его потребителю или в магистральный газопровод, а также первичной переработки конденсата (разделение на фракции) и транспортирования его на конденсатный завод. Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений- возможность в результате снижения давления выпадения конденсата в пласте, стволе скважины и наземных сооружениях. Конденсат - ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождения.

В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления) как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте.

Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с другими методами, затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным.

Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закачкой сухого газа в пласт или искусственным заводнением месторождения.

Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг-процесс) обеспечивает наиболее высокую конденсато - и газоотдачу месторождения. В начальный период разработки месторождения с помощью сайклинг - процесса товарный продукт - конденсат, при этом осушенный (отбензиненный) газ возвращается в залежь. После извлечения основного количества конденсата месторождение разрабатывается как чисто газовая залежь на истощение. Применяют процессы различных видов - полный сайклинг (с закачкой всего добываемого газа), неполный сайклинг (с возвращением в пласт части добываемого газа), канадский сайклинг (газ закачивается в летний период, а отбирается в период наибольшего потребления).

Эффективность сайклинг - процесса в большей степени зависит от неоднородности коллекторских свойств пород по толщине и площади пласта. Из-за опережающего прорыва сухого газа по отдельным высокопроницаемым интервалам в неоднородных пластах конечная конденсатоотдача может оказаться низкой. Основной недостаток сайклинг-процесса - длительная консервация запасов газа и значительные затраты на компрессорное хозяйство для обратной его закачки.

Искусственное заводнение осуществляют для поддержания пластового давления путем площадного законтурного нагнетания в залежь воды. В этом случае с начала эксплуатации месторождения ведутся совместный отбор и сдача потребителю газа и конденсата. В то же время возможны потери газа и конденсата, вызванные их защемлением в пласте водой.

Система разработки газоконденсатного месторождения выбирается на основании тщательного изучения геолого-промысловой характеристики залежи, состава и свойств газа и конденсата после сопоставления технико-экономических показателей различных вариантов и способов разработки.

О полноте извлечения газа и конденсата из залежей судят по коэффициентам газо- и конденсатоотдачи.

Коэффициентом газоотдачи в называют отношение объема извлеченного из пласта газа , к его начальным запасам :

(1)

где - остаточные запасы газа в пласте.

1.2 Разработка газоконденсатных месторождений на истощение

Из всех известных методов разработки газоконденсатных месторождении наиболее простым. легко реализуемым, не требующим больших капитальных затрат и сложного технологического оборудования, обеспечивающим высокие темпы отбора газа и возможность одновременной добычи газа, конденсата и нефти (при наличии оторочки) является метод разработки без поддержания пластового давления, на режиме естественного истощения пластовой энергии. Этот способ обеспечивает высокие коэффициенты извлечения запасов газа. Указанные преимущества составляют важную предпосылку. Определяющую тенденцию разработки газоконденсатных залежи на режиме истощения. Однако метод естественного истощения пластовой энергии имеет и существенные недостатки, резко ограничивающее область его применения. к ним относятся значительные потери конденсата, связанные с ретроградной конденсацией его в пласте при истощении энергии залежи, и значительные плановые потери нефти в случае присутствия нефтяной оторочки, в указанных случаях метод оказывается неприемлемым.

В нашей стране первые газоконденсатные месторождения были открыты в начале 50-х годов, когда потребность в газе повсюду стала резко возрастать. Это обстоятельство привело к тому, что разработку газоконденсатных месторождений стали осуществлять на режиме естественного истощения пластовой энергии. В настоящее время, когда газ получает исключительно широкое применение в народном хозяйстве, в стране стали открывать новые газоконденсатные месторождения с весьма высоким содержанием конденсата, в ряде случаев содержащие нефтяную оторочку промышленного значения. Разработка таких залежей на режиме истощения из-за крупных неоправданных потерь конденсата и нефти явно нецелесообразна. Внедрение же других более прогрессивных методов разработки, в частности сайклинг-процесса, встречает трудности, поскольку требует консервации запасов газа на многие годы. Все это значительно осложняет выбор метода разработки подобных месторождений и обусловливает необходимость всестороннего изучения геологических, технологических и экономических аспектов этой проблемы. Ниже приводится изложение этих вопросов.

Важнейшим параметром газоконденсатной залежи является величина начального содержания конденсата в пластовом газе, значение которого зависит от целого ряда геологических и термодинамических факторов.

Газоконденсатные залежи, залегающие в различных геологических условиях, даже при одинаковых термодинамических условиях, при одних и тех же значениях давления и температуры, могут содержать самые различные количества конденсата: от нескольких десятков граммов на 1 м^з газа (месторождения Восточной Туркмении) до нескольких сот граммов на 1 м^з газа (месторождения северо-западного борта Днепровско-Донецкой впадины). Это обстоятельство свидетельствует о решающей роли геологических условий формирования, определяющих характеристику газоконденсатных залежей, в том числе содержание конденсата в пластовом газе.

Рисунок 1. Зависимость начального содержания конденсата от пластового давления по основным газоконденсатным месторождениям

В тех же случаях, когда месторождения расположены в пределах единой генетической зоны формирования, можно наблюдать закономерное повышение содержания конденсата с глубиной. Наличие такой закономерности отмечается по многим нефтегазоносным областям. Она, в частности, установлена нагазоконденсатных месторождениях северо-западного борта Южно-Каспийской впадины, где содержание конденсата в диапазоне роста пластового давления от 20 до 65 МПа возрастает от 20 до 350 г/м^з. На основании этой закономерности можно утверждать, например, что в пределах указанной впадины на глубинах 4000-6000 м содержание конденсата во вновь открываемых залежах будет 200-400 г/см^з.

Аналогичная картина наблюдается и в ряде других районов.

При наличии достаточно четкой тенденции увеличения содержания конденсата с ростом пластового давления отмечается довольно заметный разброс их значений.



Рисунок 2. Зависимость начального содержания конденсата от глубины залегания залежи по основным газоконденсатным месторождениям

Это обстоятельство свидетельствует о том, что помимо величины пластового давления и температуры существуют и другие факторы, оказывающие влияние на начальное конденсатосодержание залежи. Так, чем меньше плотность конденсата, больше содержание метановых и меньше нафтеновых углеводородов, больше пропан-бутановых фракций в пластовом газе, тем при прочих равных условиях больше значение начального конденсатосодержания.

Вопрос о способе разработки газоконденсатного месторождения на режиме истощения в целом ряде случаев решается однозначно и не требует всестороннего технико-экономического исследования. Условиями, обусловливающими это решение, являются: малое содержание конденсата в пластовом газе, сравнительно невысокие пластовые потери конденсата, высокие значения пластовой температуры, достигающей значения крикондетермы, заметное превышение пластового давления над давлением начала конденсации, неблагоприятные геологические условия осуществления методов поддержания пластового давления и др. Рассмотрим их более подробно.

Малое содержание конденсата в пластовом газе. Большинство газоконденсатных месторождений, находящихся на сравнительно малых глубинах (до 2500 м), характеризуется малым содержанием конденсата в пластовом газе. В ряде случаев залежи подобной характеристики встречаются и на больших глубинах. Только в нашей стране известны более 100 залежей с содержанием конденсата менее 100 г/м^з. Эти месторождения, как правило, содержат легкий, небольшой плотности конденсат, состоящий в основном из низкокипящих углеводородов . Как уже отмечалось, при их эксплуатации на режиме истощения из-за небольших ретроградных потерь достигается достаточно высокое извлечение потенциальных запасов конденсата. Поэтому в подобных случаях эффект, полученный от поддержания пластового давления, оказывается незначительным и не может оправдать затраты, связанные с осуществлением этого процесса. Об этом свидетельствуют многочисленные примеры технико-экономических оценок, выполненных в нашей стране и за рубежом, подтверждающих целесообразность разработки газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата около 100 г/м^з на режиме истощения. Аналогичным образом следует поступить и с залежами, содержащими небольшие запасы газа и конденсата.

В зарубежной и отечественной практике имеются многочисленные примеры разработки газоконденсатных месторождений на режиме истощения, в том числе залежей мелких и крупных, с малым и большим содержанием конденсата, с нефтяной оторочкой и без оторочки, залежей, обладающих различными характеристиками и режимами. Изучение поведения залежей в процессе эксплуатации позволяет раскрыть сущность особенностей, сопровождающих разработку на режиме истощения. Наряду с этим обобщение имеющегося опыта, сопоставление результатов технико-экономических показателей дают возможность определить область применения этого способа разработки, совершенствовать технологические приемы. С указанных позиций изучение опыта разработки месторождений приобретает исключительно важное значение.

При разработке газоконденсатных залежей на режиме истощения давление в пласте по мере отбора газа и конденсата снижается. Этот процесс в зависимости от характеристики залежи протекает при двух режимах - газовом и упруговодонапорном.

В условиях газового режима разработка обычно продолжается до полного истощения залежи, когда пластовое давление снижается от начального его значения до нескольких атмосфер (теоретически до 0,1 МПа). При этом, разумеется, обеспечивается наиболее полное извлечение запасов газа. Что касается извлечения конденсата, то оно определяется ретроградными изменениями.

При упруговодонапорном режиме, обусловленном наличием активных краевых вод за контуром залежи, снижение пластового давления в соответствии с отбором газа и конденсата происходит только в начальную стадию разработки. В ходе дальнейшей эксплуатации происходит заметное отставание темпа снижения пластового давления от величины отбора, обусловленное вторжением краевых вод в залежь.

Обводнение газоконденсатных скважин, как правило, происходило внезапно резко. Оно сопровождалось прекращением фонтанирования. Причина такого явления связана с наличием значительных перепадов давления между водоносной и газоконденсатной (тем более призабойной) зонами, достигающих по данным исследования скважин 5-8 МПа. В этих условиях вторжение воды в призабойную зону скважин приводило к существенному росту давления и прекращению притока газа. Кроме того, специальные исследования позволили установить, что обводнению скважин предшествовало образование конусов в призабойной зоне. Поэтому восстановить нормальную работу обводнившихся скважин удалось только после изоляционных работ.

При разработке залежи на режиме истощения газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата до 200- ЗОО г/м^з, особенно залежей, содержащих в газовой зоне связанную нефть, увеличение коэффициента продуктивности скважин должно быть заметным, что дает возможность сократить число эксплуатационных скважин и повысить эффективность разработки.

1.3 Разработка газоконденсатных месторождений с ППД

1.3.1 Разработка газоконденсатных месторождений с закачкой сухого газа (сайклинг-процесс)

В отличие от чисто газовых залежей, при разработке газоконденсатных месторождений возникает дополнительная и важная задача, связанная с необходимостью обеспечения достаточно высоких коэффициентов извлечения запасов конденсата. Если бы в пласте не происходило ретроградных изменений, то добыча конденсата была бы пропорциональна количеству извлекаемого газа, а пластовое давление уменьшалось бы линейно с ростом общего отбора.

По данным лабораторных исследований отечественного и зарубежного опыта, при разработке газоконденсатных залежей на режиме истощения пластовой энергии ретроградные потери конденсата обычно составляют 50-55% его потенциальных запасов, хотя в целом ряде случаев возможны значительные отклонения от этих цифр. При высоком и весьма высоком содержании конденсата в газе и большой плотности его эти потери достигают 70-80%.

Для предотвращения или значительного сокращения потерь конденсата в пласте в процессе разработки следует не допускать снижения пластового давления ниже давления начала конденсации. Этого можно достичь путем искусственного поддержания пластового давления на уровне первоначального. С этой целью и был предложен способ рециркуляции газа, получивший название «сайклинг-процесса», впоследствии оказавшийся одним из самых эффективных способов борьбы с пластовыми потерями конденсата.

Сущность этого способа заключается в следующем. Добываемый из газоконденсатных скважин газ после полной сепарации освобождения от конденсата при помощи специальных компрессоров через нагнетательные скважины закачивается обратно в разрабатываемый пласт. В результате такой непрерывной циркуляции газа из пласта добывают только тяжелые углеводороды - конденсат, а весь сухой газ возвращается обратно пласт.

Разработка газоконденсатных залежей при сайклинг-процессе осуществляется в два этапа. На первом этапе извлекается основная часть запасов конденсата. Поскольку при этом добытый газ нагнетается обратно в пласт, давление пласта в процессе разработки снижается незначительно, и поэтому первый тап разработки протекает почти без ретроградных потерь. Однако, по мере извлечения запасов конденсата пластовый газ постепенно беднеет, и количество тяжелых углеводородов в нем непрерывно уменьшается. В результате газоконденсатные факторы скважин значительно возрастают. Когда основная часть конденсата (50-7096 запасов) уже извлечена и дальнейшее ведение циркуляционного процесса является нерентабельным, обратное нагнетание сухого газа в пласт прекращают, и залежь продолжают эксплуатировать как газовую. Так начинается торой этап разработки, в процессе которого добываются газ остаточные запасы конденсата.

Основным преимуществом сайклинг-процесса является обеспечение достаточно высокого извлечения конденсата из пласта достижении этой цели практика разработки кроме сайклинг процесса не располагает другими более или менее равноценными технологическими схемами. Однако несмотря на огромное преимущество, сайклинг-процесс имеет следующие существенные недостатки: требуются большие капитальные затраты, вязанные со строительством специальных компрессорных станций с компрессорами высокого давления, бурением нагнетательных скважин, сооружением специальных наземных установок, необходимых для осуществления сайклинг-процесса; неизбежна консервация запасов природного газа залежи, охваченной сайкинг-процессом, необходимая для первоочередного извлечения запасов конденсата (в среднем на 10-15 лет).

В зарубежной практике кроме полного сайклинг-процесса, когда в залежь возвращается весь добытый из пласта газ, применяются различные модификации этого процесса, в частности так называемый частичный сайклинг-процесс. Сущность его заключается в том, что в процессе циркуляции газа в пласт возвращается только часть добываемого газа.

Остальное количество газа, а также весь конденсат реализуются. При частичном сайклинг-процессе давление в залежи снижается, что в свою очередь приводит к частичному выделению в пласте жидкого конденсата. Однако в процессе непрерывной циркуляции сухого газа поры пласта с выпавшим жидким конденсатом как бы «промываются» газом, в результате чего жидкие углеводороды частично испаряются. Механизм обратного испарения жидких углеводородов нагнетаемым сухим газом приводит к существенному снижению ретроградных потерь конденсата в процессе реализации частичного сайклинг-процесса. Этим и следует объяснить причину сравнительно небольшого расхождения в величинах фактического конденсатоизвлечения при полном и частичном сайклинг-процессах.

В свете указанных особенностей можно отметить следующие у частичного сайклинг-процесса преимущества: наряду с обеспечением достаточно полного извлечения потенциальных запасов конденсата существенно сокращаются (на 25-50%) находящиеся в длительной консервации промышленные запасы газа. Это обстоятельство, в свою очередь, обусловливает значительную экономическую эффективность и заметно расширяет область применения сайклинг-процесса. Сокращение объемов нагнетания газа приводит к заметному снижению капитальных затрат, вязанных с уменьшением числа нагнетательных скважин, количества компрессоров и т.д.

К модификациям сайклинг-процесса относится также способ разработки газоконденсатных месторождений путем закачки пласт сухого газа и воды. Нагнетательные водяные скважины располагаются при этом так, чтобы вода вытесняла сухой газ, который в свою очередь должен вытеснять газоконденсатную вазу к забоям эксплуатационных скважин. При этом из общего количества нагнетаемых в пласт агентов существенная часть приходится на долю воды, что позволяет использовать значительную часть добываемого газа, сохранив при этом давление залежи на уровне, необходимом для заметного сокращения ретоградных потерь конденсата.

Применение сайклинг-процесса еще более целесообразно, когда газоконденсатный пласт содержит нефтяную оторочку, представляющую интерес как объект самостоятельной разработки. В подобных случаях наряду с осуществлением сайклинг-процесса в газоконденсатной зоне залежи нефтяная оторочка может эксплуатироваться в условиях поддержания пластового давления на газонапорном режиме. Продолжительность процессов добычи конденсата и нефти, темпы отбора их из залежи, необходимость нагнетания в пласт дополнительных объемов аза или воды, регулирование других параметров процесса осуществляются с учетом характеристики залежей, запасов газа, конденсата и нефти, коллекторских свойств, режима пласта других особенностей месторождения. Разумное регулирование процесса способствует значительному повышению эффективности разработки месторождения.

Эффективность сайклинг-процесса и его разновидностей, как же отмечалось, зависит от геологической характеристики месторождения. Наиболее благоприятные результаты применения этого процесса наблюдаются в литологически однородных, хорошо проницаемых коллекторах, где происходит равномерное близкое к поршневому) вытеснение обогащенного пластового нагнетаемым сухим газом. Такое вытеснение приводит к наиболее полному извлечению конденсата, поскольку обеспечивается достаточно высокая степень охвата залежи вытеснением и более эффективное и полное замещение пластовой газоконденсатной системы сухим газом. В подобных случаях, как правило, прорывов сухого газа к забоям эксплуатационных скважин не наблюдается, и пластовая система постепенно беднеет конденсатом.

Иначе обстоит дело в неоднородных коллекторах, где эффективность вытеснения насыщенного газа нагнетаемым сухим газом значительно снижается из-за преждевременных прорывов газа по наиболее проницаемым пропласткам к забоям эксплуатационных скважин. Прорывы сухого газа здесь приводят к тому, что за фронтом вытеснения остаются отдельные зоны с высоким (близким к первоначальному) содержанием конденсата, что заметно снижает величину конденсатоизвлечения.

газоконденсатный месторождение истощение пластовый давление

1.3.2 Разработка газоконденсатных месторождений с искусственным заводнением

Разработка газоконденсатных залежей с заводнением (имеются в виду залежи без нефтяной оторочки) настроена на поддержание пластового давления с целью снижения ретроградных потерь конденсата. При сравнительно невысоком содержании высококипящих углеводородов в залежи достаточно полное извлечение конденсата достигается без поддержания пластового давления. Применять заводнение в подобных случаях нецелесообразно. Сравнивая оценки величин конечных коэффициентов конденсатоизвлечения при разработке на режимах естественного истощения и заводнения, можно отметить следующее:

- оба способа разработки обеспечивают примерно равное значение коэффициента конденсатоизвлечения.

- коэффициент конденсатоотдачи при разработке на истощение может оказаться выше, чем в случае разработки с заводнением (такой случай может иметь место при относительно невысоком насыщении пластового газа конденсатом и значительных пластовых потерях газа в процессе заводнения)

- коэффициент конденсатоизвлечения при разработке с заводнением может несколько превысить таковой при разработке на режиме истощения (такую картину следует ожидать при высоком содержании и значительных ретроградных потерях конденсата в условиях умеренных пластовых потерь газа при заводнении). Однако даже при этом варианте дополнительная добыча конденсата не всегда может экономически оправдать пластовые потери газа, связанные с его защемлением при заводнении.

Метод нагнетания воды в пласт следует применять при разработке залежей с крупными начальными запасами конденсата и возможными высокими ретроградными потерями его. Однако это условие еще более благоприятно для применения сайклинг-процесса, поскольку этот процесс может обеспечить более высокую степень конденсатоизвлечения. Кроме того, сайклинг-процесс имеет и то преимущество, что не приводит к пластовым потерям газа, как разработка с заводнением. Многочисленные технико-экономические расчеты, выполненные на примере зарубежных и отечественных месторождений, и практика внедрения сайклинг-процесса за рубежом позволяют для обеспечения высоких коэффициентов извлечения конденсата отдать предпочтение сайклинг-процессу. Однако метод заводнения дает возможность осуществлять одновременную добычу газа и конденсата, в то время как применение сайклинг-процесса предполагает продолжительную консервацию запасов газа. Достаточно ли это преимущество, чтобы отдать предпочтение методу заводнения? Для ответа на этот вопрос нужно изучить опыт разработки газоконденсатных месторождений. За рубежом, в частности в США и Канаде, сайклинг-процесс нашел весьма широкое применение, а разработка газоконденсатной залежи с заводнением нет. Одна из основных причин редкого практического применения метода разработки газоконденсатных залежей с заводнением - существенные потери запасов газа, вызванные защемлением газа нагнетаемой в пласт водой. Когда защемление газа происходит при давлениях, близких к начальному пластовому, потери газа сопровождаются соответствующими потерями конденсата. Именно поэтому коэффициент конденсатоизвлечения из залежей, разрабатываемых в условиях упруговодонапорного режима, не превышает 50% запасов конденсата.

Поэтому метод заводнения не может быть рекомендован при разработке залежей, характеризующихся сравнительно небольшим содержанием конденсата. Такие залежи, как правило, должны разрабатываться без поддержания пластового давления, поскольку при этом обеспечивается максимальная газоотдача, достаточно высокие коэффициенты конденсатоизвлечения и минимальные капитальные затраты на разработку. Нагнетание воды в подобных случаях, как уже отмечалось, может привести не только к существенным потерям газа, но и к снижению конденсатоотдачи, не говоря о тех дополнительных капитальных вложениях, с которыми связано осуществление процесса закачки воды в пласт. В пользу такого представления свидетельствует и практика разработки газоконденсатных месторождений в условиях упруговодонапорного режима, где фактическое значение конечных коэффициентов газоотдачи в среднем на 1596 меньше, чем аналогичных залежей, разрабатываемых на газовом режиме.

И все же следует отметить, что в недавнем прошлом существовало мнение о целесообразности разработки таких залежей с нагнетанием воды в пласт. В качестве одного из аргументов в пользу такого предложения указывалось на возможность проведения завершающей стадии разработки при давлениях, исключающих необходимость применения компрессоров для транспортировки газа. Эти предложения, однако, не получили поддержки.

В случаях разработки залежей со средним содержанием конденсата (от 150-200 до 250-300 г/м³) метод естественного истощения и метод заводнения обеспечивают примерно одинаковое конденсатоизвлечение. Однако сравнительная оценка эффективности этих методов разработки представляется интересной.

Метод заводнения обеспечивает некоторое увеличение конденсатоотдачи, обусловленное поддержанием пластового давления и снижением ретроградных потерь конденсата. Однако этот прирост добычи конденсата частично или полностью сводится на нет потерями конденсата, связанными с защемлением газа нагнетаемой в пласт водой. Соотношение прироста и потерь конденсата зависит от степени ретроградных потерь и разницы в газоотдаче при разработке на режимах истощения и заводнения. Чтобы точнее оценить эти величины, рассмотрим особенности разработки газоконденсатных залежей с заводнением и на режиме истощения.

В газовых и газоконденсатных залежах только часть потенциальных запасов газа в пластовых условиях находится в свободной газовой фазе, способной к фильтрации. Эту часть запасов можно условно назвать подвижными запасами. Остальная часть запасов газа при давлениях, близких к начальному пластовому, находится в связанном состоянии. К связанному газу относится сорбированный газ, газ, растворенный в связанной нефти и воде, и газ, заключенный в слабопроницаемых непродуктивных интервалах эксплуатационных объектов. Разумеется, запасы связанного газа могут быть извлечены только в условиях газового режима. В случае разработки с заводнением этот газ может быть полностью потерян, поскольку для его извлечения необходимы существенное снижение пластового давления, и разгрузка всей продуктивной пластовой системы.

Автором с целью обоснования выбора наиболее целесообразных путей разработки были выполнены количественные оценки связанного таза для различных газоконденсатных месторождений страны.

Так, Вуктыльское газоконденсатное месторождение согласно специальному решению должно было разрабатываться с закачкой воды в пласт. Основные положения этого проекта были обсуждены на конференции по разработке газоконденсатных месторождений. После обращения автора этих строк в компетентные правительственные органы с обоснованием нецелесообразности нагнетания воды в продуктивные пласты этого месторождения вопрос этот вновь был всесторонне обсужден. В ходе обсуждения были учтены возможности значительных потерь газа, обусловленные защемлением его водой, потери связанного газа и значительные капитальные затраты на организацию заводнения.

Кроме того, осуществление процесса заводнения значительно задержало бы начало разработки месторождения, затянуло бы сроки его эксплуатации, существенно ограничило бы темпы отбора газа и конденсата, в то время как разработка на режиме истощения позволила в кратчайшие сроки (за 3-4 года) вывести разработку этого месторождения на проектную мощность и обеспечить значительные объемы добычи газа и конденсата, столь важные для Европейской части территории нашей страны.

Примечательным является тот факт, что повторные оценки извлечения конденсата с заводнением и на режиме истощения дали примерно одну и ту же величину- 43-40% от запасов.

Учет указанных обстоятельств, а также уточнение ряда параметров залежи привели к принятию решения о нецелесообразности нагнетания воды в пласт. На основе этого заключения были внесены соответствующие коррективы в проект разработки, и месторождение было введено в промышленную эксплуатацию без поддержания пластового давления. В процессе разработки этого месторождения на режиме истощения получены данные, подтверждающие правильность принятого решения.

При сравнительной оценке эффективности методов разработки кроме указанных основных факторов выявляется ряд других обстоятельств. Так, например, пластовые потери защемленного водой газа (конденсата) являются безвозвратными

Иначе обстоит дело с пластовыми потерями конденсата при разработке на режиме истощения. Эти потери, например, можно существенно сократить путем нагнетания сухого газа в пласт. Далее, истощенный разработкой на газовом режиме газоконденсатный пласт можно использовать в качестве объекта для подземного хранения газа. Нагнетая сухой газ в пласт, можно попутно вернуть значительную часть испытавшего ретроградные изменения, потерянного при предшествовавшей разработке конденсата. В обводненных газоконденсатных пластах это невозможно.

Ряд авторов рассматривает возможность совершенствования технологии процесса заводнения с тем, чтобы создать более реальные предпосылки для внедрения этого метода при разработке газоконденсатных объектов. С этой целью предлагаются две модификации процесса - частичное заводнение и нагнетание воды в поздней стадии разработки. В основу их положена возможность увеличения газоконденсатоотдачи заводняемых пластов. Поскольку значительная часть запасов газа извлекается в условиях газового режима, коэффициенты газоотдачи при внедрении указанных процессов несомненно окажутся выше, чем при заводнении с соблюдением равновесия между отбором газа и объемом нагнетаемой в пласт воды.

Прирост газоотдачи, в свою очередь, разрешает дополнительную добычу конденсата. Кроме того, некоторое дополнительное количество конденсата можно получить за счет вымыва из пласта жидкого конденсата продвигающейся по залежи водой. Существенным недостатком частичного заводнения и заводнения на поздней стадии разработки является необходимость дополнительных капитальных затрат, связанных с бурением наметательных скважин и организацией закачки воды в пласт. Поэтому с целью снижения размеров капитальных вложений рекомендуется в ряде случаев воздержаться от бурения нагнетательных скважин и использовать для инъекции воды часть эксплуатационных скважин, расположенных вблизи газоводяного контакта или на своде складки.

Иначе обстоит дело, если залежь приурочена к гидродинамической системе с подвижностью контуров на поздней стадии ее истощения . В таких случаях естественного заводнения, когда вторжение воды в залежь происходит на поздней стадии разработки без бурения специальных нагнетательных скважин и, расходов, связанных с нагнетанием воды в пласт, поддержание пластового давления и механизм вытеснения выпавшего в пласте конденсата действительно могут привести к повышению газо- и конденсатоизвлечения, к улучшению условий эксплуатации скважин в поздней стадии разработки.



2. Расчетная часть

2.1 Проектирование закачки газа

Спроектировать процесс закачки газа с целью поддержания пластового давления для следующих условий: объем пласта , пластовое давление , температура , коэффициент сверхсжимаемости газа z = 0,87, давление ,температура пласта . Коэффициент пропорциональности с = 24900 . Забойное давление нагнетания .

Решение

1) Рассчитываем необходимый объем закачиваемого газа в стандартных условиях по формуле:

== 3387981

2) Рассчитываем поглотительную способность одной нагнетательной скважины по формуле:

3) Определяем число нагнетательных скважин по формуле:

Таким образом, для поддержания пластового давления требуется закачивать ежесуточно примерно газа в пять нагнетательных скважин.

2.2 Определение перемещения газоводяного контакта при разработке газовой залежи

Требуется определить положение газоводяного контакта и время полного извлечения газа из полосообразной газовой залежи, разрабатываемой в условиях водонапорного режима. Схема залежи изображена на рисунке 3.

Рисунок 3. Схема полосообразной газовой залежи, разрабатываемой в условиях водонапорного режима

На линии нагнетания скважин (контура питания) поддерживается первоначальное пластовое давление . Расстояние от линии нагнетания до начального газоводяного контура , а до ближайшей к эксплуатационному ряду изобаре L = 2 км. Длина залежи В = 2 км, ее мощность h = 8 м. Пористость и проницаемость пласта равны m = 0,25, . Вязкость воды . Суммарный дебит газа .

Решение

1) Начальный объем газа в залежи определим по формуле:

2) Время полного извлечения газа из залежи определим из соотношения:

где

3) Положение текущего газоводяного контура в различные моменты определяется по формуле:

,

где - время, определяющее положение газоводяного контура в залежи, сут, тогда:

Задаваясь разными значениями , определим расстояние от контура питания до текущего ГВК. Результаты поместим ниже

Таблица 1

Положение газоводяного контакта

	180	365	600
, м	1014	1056	1145



3. Охрана недр и окружающей среды при разработке нефтяных и газовых месторождений

Минеральная основа биосферы - земная кора - стремительно подвергается возрастающему вторжению человека. Она нуждается в охране. С добычей газа, как и с добычей полезных ископаемых, вообще, непосредственно связаны два рода проблем:

- Охрана недр - рациональное использование минеральных ресурсов;

- Охрана окружающей среды - земной поверхности в районах бурения и разработки газоконденсатных месторождений, включая восстановление (рекультивацию) земель, мероприятия по предотвращению загрязнения почв, водоемов, атмосферы.

Охрана недр и окружающей среды - это комплекс требований и научно-технических мероприятий в процессе геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых, направленных на рациональное изучение и комплексное использование недр, предотвращение потерь полезных ископаемых и исключения отрицательного воздействия на окружающую среду (поверхностные и подземные воды, почвы, леса и воздушный бассейн). В соответствии с законом Российской Федерации «О недрах» основными требованиями по охране недр при разработке нефтяных и газовых месторождений являются:

- соблюдение установленного законодательством порядка предоставления недр в пользование и недопущение самовольного пользования недрами;

- обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр;

- проведение опережающего геологического изучения недр, обеспечивающего достоверную оценку запасов полезных ископаемых или свойств участка недр, предоставленного в пользование в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;

- проведение государственной экспертизы и государственного учета запасов полезных ископаемых, а также участков недр, используемых в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых;

- обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

- достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

- охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

- предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, особенно при подземном хранении нефти, газа или иных веществ и материалов, захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;

- соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по добыче полезных ископаемых и подземных сооружений, не связанных с добычей полезных ископаемых;

- предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;

- предотвращение накопления промышленных и бытовых отходов на площадях водосбора и в местах залегания подземных вод, используемых для питьевого или промышленного водоснабжения.

Все работы по геологическому изучению недр, участки недр, предоставляемые для добычи полезных ископаемых, а также в целях, не связанных с их добычей, подлежат государственному учету и государственной регистрации по единой системе, установленной органом управления государственным фондом недр. Для разработки федеральных и региональных программ геологического изучения недр, комплексного использования месторождений полезных ископаемых, рационального размещения предприятий по их добыче, ведется государственный кадастр месторождений и проявлений полезных ископаемых. Государственный кадастр месторождений и проявлений полезных ископаемых включает в себя сведения по каждому месторождению (количество и качество полезных ископаемых и содержащихся в них попутных компонентов; горнотехнические, гидрогеологические, экологические и другие условия разработки месторождения; геолого-экономическая оценка месторождения по каждому проявлению полезных ископаемых).

С целью учета состояния минерально-сырьевой базы ведется государственный баланс запасов полезных ископаемых. Он содержит сведения о количестве, качестве и степени изученности запасов каждого вида полезных ископаемых по месторождениям, имеющим промышленное значение, об их размещении, степени промышленного освоения, о добыче, потерях и обеспеченности промышленности разведанными запасами полезных ископаемых.

Постановка на государственный учет запасов открытых, разведанных и эксплуатируемых залежей нефти и газа производится государственными органами по результатам государственной экспертизы.

Государственная экспертиза запасов может проводиться на любой стадии геологического изучения месторождений при условии, что представляемые на экспертизу геологические материалы позволяют дать объективную оценку количества и качества запасов полезных ископаемых, их народнохозяйственного значения, горнотехнических, гидрогеологических, экологических и других условий их добычи. Государственные органы контролируют и списание запасов залежей нефти и газа добытых, потерянных в процессе эксплуатации, утративших промышленную ценность или не подтвердившихся в процессе дальнейшего изучения. Контроль за соблюдением пользователями недрами законодательства о недрах, соблюдением определенных лицензией условий пользования недрами, полнотой изучения геологического строения недр, соответствием геологоразведочных работ регламентам, методическим руководствам и другим нормативным документам, имеющим обязательную силу для всех пользователей недр, полнотой и достоверностью исходных данных осуществляет Министерство природных ресурсов Российской Федерации.

Контроль за выполнением требований по охране недр при ведении геологоразведочных работ на нефть и газ проводит Государственный комитет по надзору за безопасным ведением работ в промышленности и горному надзору (Госгортехнадзор), задачей которого является, в частности, обеспечение соблюдения установленного порядка, пользования недрами, порядка учета и списания запасов, правильности консервации и ликвидации нефтяных и газовых скважин. Государственный контроль за использованием природных ресурсов и осуществлением единой научно-технической политики в области охраны природы и рационального использования природных ресурсов проводит Министерство охраны окружающей среды и природных ресурсов.



Заключение

Разработка газоконденсатной залежи может осуществляться с поддержанием пластового давления и без него. В каждом конкретном случае исходят из геолого-промысловой характеристики объекта (начальные запасы газа и содержание конденсата, давление, температура и др.) и технико-экономических показателей. Однофазную ненасыщенную углеводородную залежь, как правило, разрабатывают без воздействия на пласт (без поддержания пластового давления) как обычную газовую. Разработка залежей других видов требует поддержания пластового давления, для чего в пласт закачивают обычно сухой газ, воздух или воду.

Закачка воды может быть эффективна как вторичный метод для вытеснения конденсата, остающегося в пласте после извлечения основных запасов газа.

Целесообразность обратной закачки газа следует оценивать в зависимости от величины содержания конденсата в газе, потребности газа для района или отрасли в целом, схемы обработки добываемого газа и расходов на нагнетание рабочего агента.

Если газоконденсатные месторождение эксплуатируется без воздействия на пласт (без ППД), то добыча конденсата должна устанавливаться для любого из трех рассмотренных периодов разработки в зависимости от величины годового отбора газа, соответствующих текущих потерь конденсата в пласте и коэффициента извлечения конденсата из добываемого газа.



Список литературы

1. Алексеев П.Д., Гридин В.И., Бараз В.И., Николаев Б.А. Охрана окружающей среды в нефтяной промышленности, М., Нефтяник, 1994.

2. Василевский В.Н. Оператор по исследованию скважин, 1973 10. Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти, 1989

3. Вяхирев Р.И. и др. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 2002

4. Дурмишьян А.Г. Газоконденсатные месторождения, 1979

5. Закиров С.Н. Разработка газовых, и газоконденсатных месторождений и нефтегазоконденсатных месторождений, 1998

6. Кондрат Р.М. Газоконденсатоотдача пластов, 1992

7. Покрепин Б.В. Оператор по добыче нефти и газа, 2011.

8. Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений.

9. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти, 1969

Размещено на allbest.ru

...