Режимы работы нефтяных пластов

Упругий, при котором в качестве единст­венного источника энергии используется энергия упругого расширения воды, нефти и горных пород.

Водонапорный, при котором используется только энергия гидростатического напора краевых вод. Нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. При водонапорном режиме давление воды действует на нефть снизу.

Газонапорный, при котором используется энергия сжатого газа, заключенного в га­зовой шапке (режим газовой шапки). Нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находя­щегося в свободном состоянии. При газо­напорном режиме газ создает давление на нефть сверху. Режим растворенного газа, при котором основным источником энер­гии является энергия выделяющегося и расширяющегося газа. Режим растворен­ного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует сво­бодный газ. Нефть продвигается к пласту под действием энергии расширяющегося газа.

Гравитационный режим - нефть из пласта продвигается к забою под действием гра­витационных сил(сил тяжести). При гра­витационном режиме отсутствует напор краевых вод, газовой шапки и газа, рас­творенного в нефти. Приток нефти к за­боям скважин происходит за счет сил гра­витации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки м/р.

На разрабатываемых залежах какой либо из указанных режимов разработки в чис­том виде встречается редко. Обычно ре­жимы сосуществуют в различных комби­нациях.

Например: нефтяная залежь может одно­временно разрабатываться под действием давления газа в газовой шапке и напора краевых вод. Режим растворенного газа может сочетаться с газонапорным или уп­ругим:

Смешанный, режим, при котором проявля­ется одновременно несколько движущихся сил.

В результате эксплуатации скважин из недр извлекаются не все запасы содержа­щихся в залежах углеводородов.

Отношение извлеченного из залежи количе­ства нефти или газа к их первона­чальным (геологическим) запасам - назы­вается коэффициентом нафтеотдачи (газо­отдачи) пласта.

Значение этого коэффициента зависит в первую очередь от режима разработки.

При разработке нефтяных залежей наибо­лее эффективны упругий и водонапорный режимы, называемые режимом вытесне­ния нефти водой, т.к. вода имеющая большую вязкость, хорошо вытесняет нефть.

Коэффициент нефтеотдачи при газонапор­ном режиме и режиме растворенного газа наименьший, т.к. лишь часть энергии рас­ширяющегося газа расходуется на вытес­нение нефти. Большая часть непроизводи­тельно проскальзывает по направлению к скважинам.

При гравитационном режиме с низким темпом отбора нефти можно получить вы­сокий коэффициент нефтеотдачи, но уве­личение длительности разработки залежи может оказаться экономически невыгод­ным.

Газоотдача выше нефтеотдачи пластов вследствие небольшой вязкости газов и слабого взаимодействия их с пористой средой горных пород. Наибольшую газо­отдачу можно достигнуть снижением пла­стового давления до атмосферного. По­этому разработку газовых залежей пре­кращают при давлении на устье скважин чуть больше атмосферного.

Режим эксплуатации залежи (м/р) можно искусственно изменить.

Например: закачка газа в ее наиболее высо­кую часть для создания газовой шапки - переводится с гравитационного или с режима растворенного газа на газо­напорный; закачка воды в скважины, про­буренные вокруг залежи на продуктивный пласт - искусственно создается водона­порный режим разработки.

Совокупность мероприятий, при помощи которых можно воздействовать на процесс разработки залежи и управлять этим про­цессом, называется системой разработки залежи.

На одной и той же залежи можно приме­нять различные системы. Наиболее рацио­нальной будет такая, которая обеспечи­вает выполнение намеченных планов до­бычи нефти и газа и достижение полного их извлечения из недр земли с минималь­ными затратами.

· Система разработки залежи может изме­няться по мере её выработки и получения дополнительной информации о свойствах и строении продуктивных пластов. Ком­плекс мероприятий, улучшающих систему разработки - называется регулированием системы разработки эксплуатируемой за­лежи (бурение новых скважин, изменение условий работы скважин - перевод с фон­танного способа эксплуатации на механи­зированный и др.)

· Геометрически неправильные схемы расположения скважин получаются в результате различных мероприятий по регулированию (бурение новых скважин, выключение старых - нерентабельных и др.). Такие схемы размещения скважин используются при разработке газовых залежей.

· Система размещения скважин при разработке газовых залежей мало влияет на газоотдачу пласта. Число же газовых скважин определяется потенциальными возможностями (т.е. предельно допустимым дебитом) каждой отдельно и общей потребностью в газе. Газовые скважины размещаются равномерно в наиболее высоких участках залежи.

· Таким образом, разработка нефтяных месторождений при естественных режимах не обеспечивает высоких темпов добычи нефти и высоких коэффициентов нефтеотдачи пласта: в недрах остаются огромные количества нефти, особенно при режиме растворенного газа. В результате разработка залежей может затянуться на многие годы, а затраты возрастут за счет использования дополнительных источников энергии. Для обеспечения высоких темпов отбора нефти из залежи и достижения коэффициентов нефтеотдачи необходимо в процессе разработки искусственно поддерживать пластовое давление путем закачки в залежь воды или газа (воздуха). Закачка воды в пласт - заводнение - самый распространенный в мире метод ППД. Свыше 90% всей нефти добывают из заводненных месторождений.

·

1.

2.

3.

4.

5.

6.
Вопрос 2.
Виды нефтяных месторождений,

В настоящее время в нефтегазовой промышленности России применяется «Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов», утвержденная приказом № 298 МПР РФ от 1 ноября 2005 г.

По величине извлекаемых запасов:
•уникальные — более 300 млн т нефти или 500 млрд м³ газа;

•крупные — от 30 до 300 млн т нефти или от 30 до 500 млрд м³ газа;

•средние — от 5 до 30 млн т нефти или от 5 до 30 млрд м³ газа;

•мелкие — от 1 до 5 млн т нефти или от 1 до 5 млрд м³ газа;

•очень мелкие — менее 1 млн т нефти, менее 1 млрд м³ газа

По фазовому соотношению нефти и газа:

•нефтяные, содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом;

•газонефтяные, в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему условного топлива нефтяную часть залежи;

•нефтегазовые, к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой, в которой нефтяная часть составляет по объему условного топлива менее 50 %;

•газовые, содержащие только газ;

•газоконденсатные, содержащие газ с конденсатом;

•нефтегазоконденсатные, содержащие нефть, газ и конденсат.

По количеству залежей выделяют однозалежные и многозалежные месторождения. Гигантское месторождениеБоливар в Венесуэле содержит 325 залежей.

Вопрос 3.
Определение расхода ингибитора гидратообразования

Вводимый в систему ингибитор гидратообразования расходуется для насыщения газовой фазы и растворяется в водном и углеводородном конденсатах, образовавшихся при изменении термодинамических параметров системы. Следовательно, количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования, может определяться по уравнению: G = gж + gг + gк, (1.9)

где gж – количество ингибитора, необходимого для насыщения жидкой фазы, кг/1000 м3; gг – количество ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, кг/1000 м3; gк – количество ингибитора, растворенного в жидкой углеводородной фазе, выделяемой из 1000 м3 газа, кг.

Значение gж определяют по уравнению: gж = W·X2/(X1 – X2), (1.10)

где Х1 и Х2 – массовая доля ингибитора в исходном и отработанном растворах;

W – количество воды в жидкой фазе на расчетной точке, кг/1000 м3.

Массовая доля ингибитора в исходном растворе (Х1) относится к известным параметрам системы, а в отработанном растворе (Х2) зависит

ребуемого понижения температуры гидратообразования газа, природы самого вещества и определяется по формуле: Х2 =, где М – молекулярная масса ингибитора; К – коэффициент зависящий от типа раствора.

Для метанола М = 32, К = 1220.

Если известна величина Х2, то величину понижения температуры гидратообразования для ингибитора определяют по формуле:∆t =,

Значение необходимой температуры понижения гидратообразования рассчитывают по формуле: ∆t = Тг – Тр,

где Тг – температура гидратообразования газа, ˚С; Тр – температура газа в расчетной точке, ˚С.

После определения ∆t находят значение Х2.

Полученное значение Х2 соответствует такому раствору, который имеет температуру застывания ниже, чем температура в расчетной точке. Этот раствор не образует гидратов с компанентами газа.

Количество воды в жидкой фазе определяют по формуле: W = b1 – b2 + ∆b,

где b1 и b2 – влагосодержание газа в начальной и расчетной точках системы соответственно, кг/1000 м3; ∆b – количество капельной влаги в газе в начальной точке системы, кг/1000 м3. При отсутствии фактических данных о количестве капельной влаги в системе, расход ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, принимают на 10…20 % больше его расчетного значения.

Количество ингибитора, необходимое для насыщения газовой фазы определяют по формуле:Gг = 0,1∙а∙Х2,

где а – отношение содержания ингибитора, необходимого для насыщения газовой фазы, к концентрации метанола в отработанном растворе.

Для упрощения расчета необходимого количества ингибитора гидратообразования, по представленной выше методике, проведем его с применением ПЭВМ с помощью программы представленной в приложении В. Расчет проведен при тех же условиях и данных, что и при гидравлическом и тепловом расчете шлейфа. Для летних условий расчет не проводился т.к. в летнее время, по расчетам, образование гидратов не наблюдается.

Результаты расчета расхода ингибитора приведены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 – Результаты расчета расхода метанола
По результатом расчета видно, что в зимнее время удельный расчет ингибитора

Расход газа Qг, тыс.м3/сут	Длина шлейфа L, км	Темпер Температуокружающей среды tос., °С	Расход ингибитора G, кг/тыс.м3
5,71		- 35	0,308
	0,221
2,85		- 35	0,041
	- 35	0,402
	0,341

сильно зависит от длины шлейфа. Это явление напрямую связано с понижением температуры газа вследствии теплопередачи окружающей среде. Также можно сделать вывод, что с увеличением дебита газа удельный расход ингибитора уменьшается. Это связано с тем, что увеличивается скорость газа и он находится меньшее время в контакте с окружающей средой через стенки труб. Уменьшение времени контакта приводит к уменьшению перепада температуры по длине трубопровода, что подтверждается расчетными данными.