ВІКІСТОРІНКА
Навигация:
Інформатика
Історія
Автоматизація
Адміністрування
Антропологія
Архітектура
Біологія
Будівництво
Бухгалтерія
Військова наука
Виробництво
Географія
Геологія
Господарство
Демографія
Екологія
Економіка
Електроніка
Енергетика
Журналістика
Кінематографія
Комп'ютеризація
Креслення
Кулінарія
Культура
Культура
Лінгвістика
Література
Лексикологія
Логіка
Маркетинг
Математика
Медицина
Менеджмент
Металургія
Метрологія
Мистецтво
Музика
Наукознавство
Освіта
Охорона Праці
Підприємництво
Педагогіка
Поліграфія
Право
Приладобудування
Програмування
Психологія
Радіозв'язок
Релігія
Риторика
Соціологія
Спорт
Стандартизація
Статистика
Технології
Торгівля
Транспорт
Фізіологія
Фізика
Філософія
Фінанси
Фармакологія


Нафтові поклади з газовою шапкою

Нафтові поклади з газовою шапкою трапляються досить часто в нафтогазоносних регіонах усього світу. Ці поклади, відповідно, працюють на режимі газової шапки, який ще називають газонапірним ре­жимом. Нафта в покладах рухається по колектору під дією тиску газу, що розширюється до вибоїв експлуатаційних свердловин, тобто до точок, де існують умови ослаблення зовнішнього, у цьому випадку геостатичного, тиску. Такі ділянки називають депресивними.

Нижче наведено геологічні особливості розробки нафтових покладів з газовими шапками.


 

1. Видобувні свердловини слід
бурити на всю товщину продуктив­
ного пласта, але перфорують тільки
інтервали, де в пласті зосереджена
нафта, тобто нижче контакту газ—
нафта.

2. У міру видобутку нафти з по­
кладу ніколи не дозволяється знижу­
вати пластовий тиск у покладі, щоб
запобігти руху контакту газ—нафта
вгору по пласту, тому що нафта, яка
займає суху (газову) частину пласта,
"змочує" стінки пор і стає майже пов­
ністю втраченою для видобутку. Це
відбувається під дією молекулярних
сил між нафтою, що проникла у суху

частину пласта, і стінками пор (див. розд. 9).

3. Поклади нафти з газовою шапкою експлуатують переважно з під­
тримкою тиску в газовій частині нафтогазового покладу з початкової стадії
видобутку. Це досягається нагнітанням газу в газову шапку через нагніталь­
ні свердловини.

4. Унаслідок викладеного в пунктах 2 і 3 в процесі видобутку нафти з
покладу контакт газ—нафта має поступово рухатись униз.

5. Видобуток газу з газової шапки допускається тільки після висна­
ження промислових запасів нафти.

6. При дотриманні правил експлуатації нафтових покладів з газонапір­
ним режимом коефіцієнт вилучення нафти з пласта може бути високим і
досягати 0,6.

Якщо нафтовий поклад з газовою шапкою має і напірні води (рис. 11.16), які його підстилають (крайові або підошовні), то пластовий тиск у нафто­газовому покладі можна забезпечувати нагнітанням крім газу в газову шап­ку також води в напірні води. Втім це роблять рідко, оскільки під час на­гнітання води в законтурні або підошовні води є небезпека того, що кон­такт газ—нафта рухатиметься в газову частину природного резервуара, що недопустимо.

Пластовий тиск у покладах нафти з газовою шапкою підтримують пе­реважно закачуванням газу в газову шапку.

Нафтові поклади

З режимом розчиненого газу

У нафтових покладах з режимами розчиненого газу рухо­мою силою, яка примушує нафту рухатись по пласту в напрямку депресій­них ділянок, де пробурені видобувні свердловини, і підійматись по сверд­ловинах на поверхню, є розчинений в нафті газ. Такі поклади нафти ха­рактеризуються не лише пластовим тиском, а тиском насичення.


Тиск насичення — це тиск, за якого розчинений у нафті газ починає виділятись у привибійній зоні видобувної свердловини, тобто появляються перші бульбашки вільного газу, що виділився з нафти.

Головною особливістю розробки нафтових покладів з режимами роз­чиненого газу є недопущення зниження пластового тиску до величини, меншої за тиск насичення. Якщо пластовий тиск у нафтовому покладі стає меншим за тиск насичення, то розчинений у нафті газ починає з неї вивільнятися по всій площі нафтоносності і штучно формується газова шапка над нафтовим покладом, яка не має достатньо енергії, щоб при­мушувати нафту ефективно рухатися по пласту до вибоїв експлуатаційних свердловин і підійматися по них на поверхню. Енергія режиму розчине­ного газу, таким чином, втрачається. Нафта починає дуже повільно руха­тись, а газ вже не підіймає нафту на поверхню по свердловині. Тому в процесі експлуатації нафтових покладів з режимами розчинених газів, за­звичай, застосовують підтримку пластового тиску з початкової стадії його розробки.

Підтримку пластового тиску здійснюють різними методами залежно від геологічної будови родовища. Якщо поклад має крайові води, то під­тримку пластового тиску можна здійснювати закачуванням у них води. Якщо ж немає крайових чи підошовних вод або крайові води є, але колек­торні властивості пласта на периферійних ділянках низькі, то іноді удають­ся до площадного закачування газу в природний резервуар через нагніталь­ні свердловини, які розташовані за рідкою сіткою.

У процесі закачування газу в природний резервуар нафта донасичу-ється газом, і режим розчиненого газу в пласті зберігається, а в деяких ви­падках навіть поновлюється.

Нафтові облямівки

Нафтовою облямівкою називають поклад нафти, який має газову шапку, причому висота нафтового покладу набагато менша за ви­соту газової шапки і, відповідно, запаси нафти набагато менші за газові. Втім, незважаючи на це, нафтові облямівки іноді мають промислові за­паси.

У нафтогазопромислових регіонах світу виділяють чотири типи нафто­вих облямівок залежно від геологічної будови родовища.

Перший тип приурочений до симетричних антиклінальних структур. Вони характеризуються однаковим напором крайових вод на крилах і на перикліналях, і тому висота нафтової облямівки И повсюдно є також одна­ковою (рис. 11.17).

Другий тип нафтової облямівки відрізняється від першої тим, що її ви­сота є неоднаковою на крилах структури. Це може бути пов'язане з аси­метрією антиклінальної структури, а також з тим, що на одному крилі на­пір крайових вод більший порівняно з напором на протилежному крилі структури (рис. 11.18).

Третій тип нафтової облямівки характеризується тим, що вона є тільки на одному крилі, а на протилежному відсутня. Це може бути пов'язане із


різним напором крайових вод на крилах структури, коли різниця напорів дуже велика (рис. 11.19).

Четвертий тип нафтової облямівки (рис. 11.20) — нафтове скупчення, приурочене до масивних колекторів. Здебільшого це рифогенні утворення, занурені і перекриті непроникними породами, але можуть також являти собою занурені ерозійні останці.

Отже, четвертий тип нафтової облямівки трапляється в колекторах ве­ликої товщини, тобто в колекторах масивного типу. Нафтові облямівки цього типу поділяють на два підтипи за співвідношенням висот газового покладу (/?") і нафтової облямівки {к')\ не менше 10 (рис. 11.20, а); понад 10 (рис. 11.20, б).

Особливості розробки нафтових облямівок:

• на розвідувальному етапі промислові запаси нафти в нафтовій об­лямівці слід обчислювати за категорією ступеня вивчення не менше, як за категорією "В" з поданням її промислової оцінки;


• категорично забороняється розробляти газовий поклад до повного
виснаження запасів нафти з нафтової облямівки, якщо вона має промисло­
ве значення;

• як і під час розробки нафтових покладів з газовими шапками, забо­
роняється рух контакту газ—нафта догори в суху (газову) частину колекто­
ру, інакше нафту, що проникла в цю частину, можна повністю втратити
для видобутку внаслідок "змочування" сухої частини колектору;

• пластовий тиск у нафтогазовому покладі в процесі розробки можна
підтримувати нагнітанням газу в газову частину колектору, а в окремих ви­
падках в його водяну частину (в підошовні, або законтурні, води) з обо­
в'язковими спостереженнями, чи не впливає це на рух контакту газ—нафта
догори в суху частину природного резервуара.

Газові поклади

Особливості розробки суто газових покладів визначаються режимом роботи цих покладів, запасами газу в покладі, величиною задано­го видобутку газу на добу і встановленим терміном розробки газового по­кладу.

У зв'язку з тим що газ є дуже мобільною речовиною, виснажити запа­си газу з того чи іншого природного резервуара можливо значно меншою кількістю видобувних свердловин (і навіть однією свердловиною) порівня­но з розробкою покладів нафти.

За водонапірного режиму роботи газового покладу можливо довести коефіцієнт газовіддачі з природного резервуара до одиниці, тому що діють дві рухомі сили: розширення газу в об'ємі та напір вод. Газ розширюється в об'ємі і виходить на поверхню через видобувні свердловини. Вода займає поровий простір, звільнений від газу, а також витісняє його з пор і приму­шує рухатись у напрямку видобувних свердловин.

Під час експлуатації газових родовищ швидкість руху газу в експлуа­таційних свердловинах має не перевищувати певної величини, яку назива­ють максимальною, або критичною, швидкістю. За великої швидкості руху газу може відбутися руйнування пласта у привибійній зоні свердловини, винесення уламків породи в свердловину і навіть на поверхню; можливе також руйнування експлуатаційних колон.

Критичну швидкість фільтрації газу із пласта визначають дослідним способом у кожному конкретному газовому покладі і в кожній свердловині.

Критична величина фільтрації в свердловині зумовлює величину мак­симально допустимого дебіту із свердловини.

Отже, дебіт свердловини в початковий період розробки газового по­кладу переважно обмежується в кожній свердловині. На кожну свердлови­ну залежно від певних характеристик колектору, де пробурена конкретна свердловина, встановлюють норму відбору газу. При цьому виходять з не­допущення швидкості фільтрації газу із пласта вище значення критичної швидкості.

Нормування відбору газу із свердловини під час розробки газових по­кладів в їх приконтурних зонах здійснюють також з метою запобігання


формуванню язиків обводнення, а за наявності підошовних вод — форму­ванню конусів обводнення.

Дебіти газу зі свердловин у процесі розробки газових покладів можуть обмежуватися з таких причин:

• з виносом дрібноуламкового, переважно пелітового, матеріалу з пла­
ста у привибійній зоні пласта закупорюються пори;

• в експлуатаційних свердловинах за великої швидкості фільтрації газ
може надмірно охолоджуватися, внаслідок чого виникають термічні напру­
ження в обладнанні, а також гідратоутворення всередині обсадних колон;

• турбулентність потоку газу спричинює вібрацію обладнання і його
руйнування.

Нижче наведено особливості розміщення видобувних свердловин на газових покладах.

За відсутності пересування контуру води в пласті, тобто за відсутності в пласті будь-якого водонапірного режиму, сумарна віддача газоносного пласта не залежить від розміщення свердловин. Газовий поклад може бути виснажений і однією свердловиною на структурі, що обумовлюється вели­кою рухливістю газу. Тому іноді видобувні свердловини на газових покла­дах розміщують виключно за техніко-економічними умовами, тобто побли­зу кінцевої точки магістрального газопроводу. Втім це неможливо, якщо заданий певний термін розробки газового покладу. Здебільшого газові по­клади розробляють за рівномірною сіткою видобувних свердловин або роз­ташовують експлуатаційні свердловини батареями.

Рівномірні сітки видобувних свердловин застосовують, якщо газовий поклад знаходиться в монолітних однорідних пластах (враховують порис­тість і проникність, товщину, плікативні та розривні ускладнення пласта тощо). Відстань між свердловинами вибирають залежно від фільтраційних властивостей пласта, яка зумовлює можливу швидкість газу в пористому середовищі пласта.

Якщо газові поклади належать до неоднорідних пластів, з плікативни­ми ускладненнями, з якими пов'язаний нерівномірний розподіл тріщину­ватості колектору, доцільно розміщувати видобувні свердловини батареями. Відстань між свердловинами на різних ділянках пласта може зменшуватися і збільшуватися залежно від певних колекторних властивостей пласта на цих ділянках.


Газоконденсатні поклади

У пластових умовах газ може бути розчиненим у нафті повністю або існувати значною мірою у вільному стані. В першому випадку в пласті є лише одна рідка фаза, в другому — в пласті є дві вуглеводневі фази — рідка і газова.

За певного співвідношення температури і тиску в природних резервуа­рах може бути також одна фаза, але нерідко і газова.

Родовища, в яких рідкі й газоподібні вуглеводні знаходяться лише в газовій фазі, називають газоконденсатними, або дистилятними. У таких ро­довищах нафта ніби розчинена в газі. Зі зниженням тиску частина вугле­воднів із такої газової суміші переходить з газової фази у фазу рідку. Пере­хід вуглеводнів із газового стану в рідкий носить назву оберненої, або рет­роградної, конденсації.

Зазвичай газова фаза газоконденсатних родовищ складається із метану (80—94 %), пентану (2—5 %), а також більш висококиплячих вуглеводнів, вміст яких коливається від часток відсотку до 4 %. Іноді до складу газокон­денсатних покладів входять ще вуглеводневі гази.

У деяких газоконденсатних родовищах вміст важких вуглеводнів дуже малий. Наприклад, у Шебелинському родовищі (Дніпровсько-Донецька за­падина) за пластового тиску 25 МПа в газі в 1 м3 міститься лише 12 см3 пентану і більш висококиплячих вуглеводнів.

За вмістом конденсованих вуглеводнів розрізняють сухий і рідкий газ. У сухому газі конденсату в 1 м3 газу міститься понад 13,5 см3 рідких вугле­воднів, а в рідкому газі — 40 см3 і більше.

Кількість співвідношення рідкої і газоподібної фази в продукції, яку одержують із свердловини газоконденсатних родовищ, оцінюють не лише за вмістом конденсату в 1 м3 газу, а й за газоконденсатним фактором — відношенням кількості видобутих кубічних метрів газу до кількості одер­жаного конденсату (в кубічних метрах або в тоннах), уловлюваного в сепа­раторах і сорбційних установках. Чим багатший газ на конденсат, тим мен­ший газоконденсатний фактор.

В усьому світі відкрито понад 750 газоконденсатних родовищ. Близько 90 % газоконденсатних родовищ залягає на глибині понад 1500 м, при­близно 60 % — на глибині понад 2100 м.

Особливості розробки газоконденсатних родовищ полягають у та­кому.

Розробку газоконденсатного родовища починають з процесу висна­ження природного пластового тиску і добувають газ, насичений конденса­том, доти, доки пластовий тиск не буде близький до тиску початку ретро­градної конденсації.

Після експлуатації покладу на виснаження розпочинають закачування в пласт сухого газу для підтримки пластового тиску і витиснення сухим га­зом жирного газу із пласта.

Під час роботи газоконденсатного покладу на виснаження відстань між свердловинами приймають, як правило, не більше 800—1000 м, тому що у


міру підіймання газу пластовий тиск в покладі зменшується і вже в цей пе­ріод деяка кількість рідких вуглеводнів конденсується в пласті і безпово­ротно втрачається.

Як тільки сухий газ починає прориватись в експлуатаційні свердлови­ни, закачування газу в поклади припиняють і приступають до розробки на остаточне виснаження пласта.

Отже, в розробці газоконденсатних покладів можна виділити три етапи:

• розробка на виснаження;

• розробка з закачкою сухого газу;

• розробка на остаточне виснаження.

Така послідовність є економічно вигідною, оскільки закачка сухого га­зу в пласт на початковому етапі за високих пластових тисків у покладі, по­требує значних витрат. Необхідні також умови високого вмісту конденсату в газі і наявність достатньо високих розмірів покладу по запасах. У США, наприклад, якщо поклад газу має запаси, менші за 7 млрд м3, і містить конденсату менше, ніж 200 см3 на 1 м3 газу, газоконденсатні поклади із за­качкою сухого газу не розробляють.

За значних розмірів газоконденсатних покладів їх розробку рекомен­дується проводити за схемою колового процесу. Газоконденсат із пласта надходить у конденсаційну установку, конденсат відділяється в умовах максимального тиску, потім сухий газ, тобто без конденсату, надходить у компресори, де його стискають до тиску, який на 10—15 % перевищує тиск на устях свердловин, і під цим тиском закачують через нагнітальні сверд­ловини знову в пласт. Дуже часто пластовий тиск підтримують також до­датковою закачкою газу в пласт із інших газових пластів, тому що об'єм газу, одержаний безпосередньо із газоконденсатного покладу, завжди змен­шується після сепарації конденсату, а також відділення із газової суміші водяної пари.

Коловий процес розробки газоконденсатних покладів на практиці одер­жав назву "сайклінг процесу" від англійських слів "сусіе" — цикл, коло; "ргосезз" — процес.

Схеми розміщення нагнітальних і експлуатаційних свердловин для розробки газоконденсатних покладів аналогічні схемам розміщення сверд­ловин у разі площового заводнення нафтових покладів або площової за-качки газу в нафтовий поклад.

Відстані між експлуатаційними свердловинами, з урахуванням малої в'язкості газу і переважно високих пластових тисків залежно також від рів­номірності розподілу колекторних властивостей по пласту, часто беруть до­статньо великими — від 800 до 2000 м. Відстані між експлуатаційними і на­гнітальними свердловинами коливаються в межах 800—1200 м, але в кожно­му конкретному випадку враховують також фактори форми структури і її плікативного і розривного ускладнення.


© 2013 wikipage.com.ua - Дякуємо за посилання на wikipage.com.ua | Контакти