Понятие о нефтяной залежи

Министерство образования И НАУКИ российской федерации

ФЕДЕРАЛЬНОЕ государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение

Высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Филиал ТюмГНГУ в г. Сургуте

Кафедра «Нефтегазовое дело»

 

 

 

КУРС ЛЕКЦИЙ

по дисциплине:«Особенности разработки месторождений нефти»для студентов направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

всех форм обучения

 

               

 

Сургут, 2015

Лекционный курс по дисциплине разработка нефтяных месторождений для студентов всех форм обучения по направлению 21.03.01 «Нефтегазовое дело» /сост. Янукян А.П.; Тюменский государственный нефтегазовый университет филиал ТюмГНГУ в г.Сургуте. – 233С.

 

 

Составитель: Янукян Арам Погосович, к.э.н.

Содержание

1	Общая характеристика нефтяной залежи……………………………………………..	5
	1.1 понятие о нефтяной залежи………………………………………………………...	5
	1.2: Механизм использования пластовой энергии при добычи нефти………………	7
	1.3 Источники пластовой энергии…………………………………………………….	13
	1.4 Приток жидкости к нефтяной скважине…………………………………………..	16
	1.5 Режимы разработки нефтяных месторождений………………………………….	20
2	Технология и техника воздействия на залежи нефти………………………………...	30
	2.1 Цели и методы воздействия………………………………………………………..	30
	2.2 Технология поддержания пластового давления закачкой воды………………...	32
	2.3 Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды……………………………………………………………………………………….	35
	2.4 Водоснабжение систем ППД……………………………………………………….	40
	2.5 Техника поддержания давления закачкой воды…………………………………...	45
	2.6 Оборудование кустовых насосных станций……………………………………….	47
	2.7 Технология и техника использования глубинных вод для ППД……………….	49
	2.8 Поддержание пластового давления закачкой газа………………………………...	52
	2.9 Методы теплового воздействия на пласт…………………………………………..	58
	2.10 Техника закачки теплоносителя в пласт…………………………………………	62
	2.11 Внутрипластовое горение…………………………………………………………	67
3	Подготовка скважин к эксплуатации………………………………………………….	71
	3.1 Конструкция оборудования забоев скважин………………………………………	71
	3.2 Приток жидкости к перфорированной скважине…………………………………	73
	3. 3 Техника перфорации скважин……………………………………………………..	80
	3.5 Методы освоения скважин…………………………………………………………	93
	3.6 Освоение нагнетательных скважин………………………………………………..	99
4	Исследование скважин…………………………………………………………………..	103
	4.1 Назначение и методы исследования скважин……………………………………..	103
	4.2 Исследование скважин при установившихся режимах…………………………..	107
	4.3 Исследование скважин при неустановившихся режимах………………………..	114
	4.4 Термодинамические исследования скважин………………………………………	121
	4.5 Скважинные дебитометрические исследования…………………………………...	127
5	Эксплуатация фонтанных скважин…………………………………………………….	133
	5.1 Артезианское фонтанирование……………………………………………………	133
	5.2 Фонтанирование за счет энергии газа……………………………………………...	137
	5.3 Условие фонтанирования…………………………………………………………..	140
	5.4 Расчет фонтанного подъемника……………………………………………………	146
	5.5 Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления…………………………………………………………………………………	150
	5.6 Регулирование работы фонтанных скважин……………………………………….	156
6	Газлифтная эксплуатация скважин……………………………………………………..	159
	6.1 Общие принципы газлифтной эксплуатации………………………………………	159
	6.2 Конструкции газлифтных подъемников…………………………………………..	162
	6.3 Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)……………...	165
	6.4 Методы снижения пусковых давлений……………………………………………	172
	6.5 Системы газоснабжения и газораспределения…………………………………….	177
	6.6 Исследование газлифтных скважин………………………………………………..	181
7	Эксплуатация скважин штанговыми насосами………………………………………..	185
	7.1 Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение………	185
	7.2 Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи……………….	187
	7.3 Факторы, снижающие подачу ШСН……………………………………………….	189
	7.4 Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера……………..	197
8	Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях…………..	199
	8.1 Общая схема установки погружного центробежного электронасоса……………	199
	8.2 Погружной насосный агрегат………………………………………………………	202
	8.3 Элементы электрооборудования установки………………………………………	207
	8.4 Установка ПЦЭН специального назначения……………………………………..	211
	8.5 Определение глубины подвески ПЦЭН c помощью кривых распределения давления………………………………………………………………………………….	214
9.	Особенности разработки и эксплуатации газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений……………………………………………	218
	9.1 Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления…………………………………………………………………………………..	218
	9.2 Разработка газоконденсатных месторождений без поддержания давления……	220
	9.3 Разработка газоконденсатонефтяных месторождений……………………………	221
10	Компонентотдача месторождений природных газов. Методы её увеличения и интенсификафии…………………………………………………………………………	223
	10.1 Компонентотдача месторождений природных газов…………………………….	223
	10.2 Методы увеличения компонентоотдачи газоконденсатных месторождений….	227

Лекция №1: ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

ПОНЯТИЕ О НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин - контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и.водой, определяет положение водо-нефтяного контакта.

В ряде случаев на эксплуатацию залежи влияние может оказывать и вода, находящаяся выше или ниже нефтяной залежи, а также вода, находящаяся в пропластах самого нефтяного пласта (промежуточная вода).

При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка. Размеры этой области могут быть незначительными, а могут иметь промышленное значение. В этом случае залежь называется нефтегазовой.

В процессе эксплуатации залежи на показатели разработки оказывает существенное влияние наличие контакта с водяной и газовой областями. Поэтому уже на стадии разведки месторождения важно правильно определить тип залежи и оценить соотношение размеров областей, занятых нефтью и газом.

Статистические исследования данных о составных пластовых нефтей и газов большого числа месторождений показали, что состав и другие термодинамические и физико-химические характеристики добываемой продукции являются информативными в отношении оценки типа залежи, соотношения нефти и газа в пласте, наличия аномально высоких пластовых давлений и других важных для разработки факторов. Использование этих данных позволяет на ранней стадии разведки и разработки получить дополнительную важную информацию о состоянии объекта к обычно используемой при геологических и промысловых исследованиях.

Так как состав нефти и газа относится к числу параметров, которые могут варьироваться в пределах одной и той же залежи, то при их использовании следует применять методы классификации, нс чувствительные к изменению этих параметров в пределах чтон залежи. В качестве такого метода можно рекомендовать метод ранговой классификации. Суть его заключается в следующем.

Предварительно определяют информативность каждого признака. Она может быть оценена по коэффициенту корреляции между рассматриваемым признаком, например, составом нефти и газа и изучаемым показателем, в данном случае - отношением объема нефтяной части к газовой Vн/Vг. Чем выше коэффициент корреляции, тем больше информативность признака. Для определения степени связи наиболее удобен с практической точки зрения метод ранговой корреляции. Рассмотрим его. Выявим наличие связи между Vн/Vг и содержанием C₄H₁₀ в газе по данным N месторождений. Каждому значению Vн/Vг и содержанию C₄H₁₀ присваиваем определенный ранг: наибольшему значению Vн/Vг - ранг 1, второму по величине - ранг 2 и т.д. Аналогично присваиваем ранги значениям пропана. Обозначим ранг i-го по порядку значения Vн/Vг через Xi, а соответствующего значения C₄H₁₀ -через Yi. Таким образом, имеем ряд пар (Xi, Yi). Вычисляем коэффициент Спирмена R ранговой корреляции

.

Далее подсчитываем значимость коэффициента R, для чего вычисляем

 .

По соответствующим вероятностным таблицам находим критическое значение t_табл для t - распределения при N - 2 степенях свободы и уровне значимости α (обычно α принимается равным 0,05 или 0,1). Если вычисленное значение t>t_табл, то полученное t значимо и по R судят о степени связи между Vн/Vг и C₄H₁₀. Аналогично проверяем и другие факторы. Выбираем те из них, которым соответствуют наибольшие коэффициенты ранговой корреляции R.

Результаты анализа данных по ряду месторождений страны показали, что наиболее информативными признаками являются: содержание C₄H₁₀ в газе; отношение содержаний (С₂Н_б)/(С₃Н₈); коэффициент φ = (С₂Н_б)·Pпл·Ф₂₀₀·10^-3, где (С₂Н₆) - содержание этана в газе, %; Pпл - пластовое давление, МПа; Ф₂₀₀ - объемный выход фракций при нагреве до 200° С.

Анализ данных по месторождениям страны позволил выделить три основных типа залежи (М - сумма рангов всех трех признаков для данного месторождения),

 0 < М < 5                            Vн/Vг > 5 - нефтяная залежь;

 6 < М < 12                        0,5 < Vн/Vг < 5 - нефтегазовая залежь;

13 < М < 21                      0 < Vн/Vг < 0,5 - газоконденсатная залежь.

Таким образом, по составу газа уже на стадии разведки месторождения можно диагностировать тип залежи.

Отметим, что любой метод распознавания образов, в какой бы задаче он не применялся, дает ответ с определенной вероятностью ошибки - неправильного распознавания. Несмотря на малую величину этой ошибки, т. е. высокий процент успешного распознавания образов, цена этой ошибки в отдельных случаях может быть высокой. Например, если из 100 залежей их тип будет правильно определен в 99 случаях, то ошибка составит всего 1%. В то же время, если единственная залежь, тип которой определен неверно, обладает большими запасами, то неправильная ее разработка, основанная на предполагаемом типе, может дать огромные экономические потери. Поэтому этот подход необходимо увязать и дополнить результатами геофизических исследований, анализом геологических особенностей и т. п., т. е. использовать комплекс определений, что повышает надежность диагностирования.