Реферати українською » Геология » Геолого-промислова характеристика нафтогазового родовіща


Реферат Геолого-промислова характеристика нафтогазового родовіща

Страница 1 из 3 | Следующая страница

>Зм>іст

 

>Вступ

1.Загальнівідомості прородовище

1.1 Короткагеолого-промислова характеристикародовища

1.2Геолого-фізичнівластивостіпокладу йфлюїдів

>1.3Характеристика й стан фондусвердловин

2.Аналіз розробкипокладу

2.1 Система розробки

2.2Режими роботинафтових йгазовихпокладів

2.3Розрахунок

3.Методиінтенсифікації

3.1Кислотнаобробка

3.2Гідророзрив пласта

4.Технологічнірежимиексплуатаціїпокладу

4.1Способиексплуатаціїнафтових йгазовихродовищ

4.2Встановленнятехнологічного режиму

5.Техніка безпеки таохоронанавколишньогосередовища

>Висновок

>Література


>Вступ

>нафтовийсвердловинародовищепластовийфлюїд

Історіясвітовогонафтовогогосподарствабересвій вухо із 1859 року.Завдяки своїмунікальнимвластивостямнафта із годиноюперетворилась до одного ізнайважливішихсировиннихресурсів Сучасноїекономіки, аоперації із нею у ">найбільшийбізнесдвадцятогостоліття".

разом із газомнафта, як йранішезаймаєсьогодніпровідніпозиції уструктуріенергоспоживаннябільшостікраїн світу.

>Щорічнийсвітовийвидобуток,якийведетьсямайже у80-тикраїнах світудосяггігантськихмасштабів йстановить понад 3 млрд. тоннафти таблизько2-хтрильйона м3 газу.Високийрівеньщорічноговидобуткунафти й газуможе привести дошвидкоговикористання їхньогозапасів знадр землі, тому передлюдствомстоїть заподіяннявирішити проблемураціонального таекономічного їхнівикористання.

Щоправда насьогоднішній деньрозвідані не усізапасинафти й газу.Єщевеликі територї, тапереважноакваторіїморів, деможуть бутивідкритіновіродовища.Недостатньорозвіданітакожвеликіглибиниземнихнадр. Цедаєзмогу ізоптимізмомдивитись наподальшийрозвитокнафтогазовоїпромисловості.

>Більшістьродовищ, котріексплуатуються на Україніперебувають назаключнихстадіях розробки.Видобутокнафти, газу йконденсатузабезпечують внафтовидобувнихпідприємствах.

>Забезпечення Українипаливно-енергетичними ресурсами приформуванні державноїнезалежності йпереході доринковихвідносин належати донайактуальнішихпитаньекономічної політики.Сьогоднівласнийвидобутокнафтисягає 4,3 млн. т, чи 7% від потреб. Цезумовленовиснаженням великихродовищ,тривалістювідкриття йосвоєння новихродовищ, чиважковилучуваними запасами, що привело дозменшенняпоточнихдебітівсвердловин йобсягіввидобуткунафти.


 

1. >Загальнівідомості прородовище

 

1.1 Короткагеолого-промислова характеристикародовища

>Пролетарськеродовище вадміністративномувідношеннізнаходиться уМагдалинівськомурайоніДніпропетровськоїобласті, за 20 км напівніч відс.м.т.Магдалинівка.

Урайонідосліджень із 1949 рокупроводилисягравіметричні,магнітометричні,електророзвідувальні,сейсморозвідувальні роботи,структурно-картировочне,структурно-пошукове,параметричне йпошуково-розвідувальнебуріння. У 1959році бувопублікованагеологічна карта масштабу 1:200 000.Комплекснагеолого-гідрогеологічназйомка масштабу 1:200000 був проведена в 1964-1966 рр.Харківськоюекспедицією „>Дніпрогеологія".

З 1955 р. врайоніпроводилисясейсморозвідувальні роботи, щовходять в Маріїнський комплексгеолого-розвідувальнихробіт на природний газ. Зацей годинусейсморозвідкою буливиявлені йпідготовлені допошуковогобурінняцілий рядантиклінальнихпіднять –Іллічівське,Голубівське,Левенцівське,Орільське,Богатойське йін.

З 1958 р. врайоніпроводилосяпошуково-розвідувальнебуріння на природний газ. Урезультаті впівденнійчастині району буливиявленінафтогазовіродовища:Пролетарське,Левенцівське,Голубівське,Перещепинське,Богатойське,Ульянівське.

У 1965 р. трестом ">Полтаванафтогазрозвідка"Пролетарськаплоща введена упошуковебуріння, а 1966 р. ізпошуковоїсвердловини 1 бувотриманийпромисловийприплив газу. У 1968 р. напідставіпопередньогопідрахункузапасів газу,родовище введено удослідно-промисловуексплуатацію .

Утравні 1969 р.ДКЗ СРСРзатвердилазапаси газуродовища воб'ємі 17,65млрд.м3. Закатегорією Узатверджено 8,24млрд.м3, а й закатегорієюСі -9,41млрд.м3 [2].

У 1971 р. згідноскладеногоУкрНДІГазом проекту розробки [3],родовище введено упромисловурозробку. Заперіод розробки (1968-1984 р.) ізродовищавідібрано 77,2%початковихзапасів газу.

У 1984 р.рішеннямМінгазпрому СРСР набазіпродуктивнихгоризонтівМ-7,Б-5 йБ-9створенеПролетарськепідземнесховище газу (ПСГ).Залишковізапаси газу по всіх горизонтахродовища були ізДержбалансусписані (наказМінгазпрому СРСР від 16.08.1984 р.).Залишковізапаси газугоризонтівМ-7,Б-5,Б-9переведені вбуферний газ, азалишковізапасигоризонтівБ-12,В-15,В-17-18-19планувалосявикористати длястворення буферногооб'єму у горизонтахзберігання шляхомперепуску газу, чиподачі газумісцевимспоживачам. Приспробі у 1985 р.початиперепуск газу,з'ясувалося, що упроцесіінтенсивноїексплуатації увищепозначених горизонтахпластові лещатазначнознизилися, а самгоризонтиобводнилися й неможуть бутизадіяні дляперепуску. Тому,експлуатаційнісвердловини староговидобувного фонду (70, 71, 72, 73, 77 таінші) булизаконсервовані.

У 2001 р.ТОВ ">Дніпрогазресурс"свердловини 70, 71, 72, 73, 77 булирозконсервовані, й у яких проваджень комплексдослідницькихробіт.

>Матеріал длямагістерської роботи бувзібраний заперіодпроходженнявиробничої практики вПролетарськомувиробничомууправлінніпідземногозберігання газу.


>Рис.1.1Загальний видПролетарськогородовища

>Рис. 1.2Структурна карта

>Рис. 1.3Геологічнийрозріз


>Територія районурозташована в основному вмежахкрайньої південносхідноїчастиниДніпровсько-донецькоїзападини, дерозвиненамогутняосадоватовща,складена породамипалеозойського,мезозойського йкайнозойськоговіку.Найбільшапотужністьосадовихпорід загеофізичними йгеологічнимиданими впівнічнійчастині районудосягає 6000 м. Напівдень у зв'язку ізпідняттямкристалічного фундаментувідбуваєтьсязменшенняпотужностіосадовоїтовщі до 450 м.

Угеоструктурномувідношенні данаплощарозташовується вмежахкрайньої південносхідноїчастиниДніпровсько-Донецькоїзападини, впівденнійприбортовійзоніДонецькогограбену.

>Дніпровсько-донецьказападинаєобширнимпрогинанням, щоутворилося порозломах уфундаментіпівденно-західноїчастинивосточно-європейськоїплатформиміж Українським щитом йВоронежськоюантиклізою.

>Осьовачастиназападини,єграбен, паралельноякомупротягуютьсябортовічастинизападини (>Чирвінська, 1954).Ціосновнітектонічніелементивідрізняютьсяспецифічнимирисамибудовиосадовогочохла.

>Областіграбенувідповідає зонарегіональнихмаксимумів силтяжкостізначноїінтенсивності. Зонарегіональнихмінімумівгравітаційного полявідповідаєзоніоздобленняграбену.Бортовічастинизападинихарактеризуютьсямозаїчнимигравітаційнимианомаліями.

Великачастина територїрозташовується взоніоздоблення, впівденнійприбортовійзоніДніпровськогограбену, щорозглядається як зонасхідчастихпорушень. Умежахпівденного бортузападинилежитьлишепівденначастинаплощі,північна межаякоїможе бути проведена порегіональномурозлому,встановленомусейсмічниминаглядами врайоні з.Голубовки,який проходити крізь усетериторію. Центральномуграбенувідповідаєкрайнійпівнічний районописуваної територї.

Уранньо- йсередньокам’яновугільний годину наописуваній територїпереважалинизхідніколивальнірухи, щозумовилитрансгресію моря йнакопиченнямогутніхтовщтеригеннихвідкладів. Укінціпіздньокам’яновугільноїепохи, вуральську фазугерцинськогоорогенезу,починаєтьсяформуванняосновнихтектонічнихелементівДонецькоїскладчастоїсистеми. УДніпровсько-донецькійзападиніційфазівідповідаєутворенняослаблених зон, в котріспрямуваласясіль із центральнихчастинзападини, що привело довиникненнясолянихкуполів яквідкритого, то йзакритоготипів, йрозвиткусолянихштоків.

Подаліопусканнязападинивідбуваєтьсявпродовжвсьогомезозою.Короткочаснепідняття територї, щосупроводжувалосянакопиченнямконтинентальнихвідкладень йвулканічноюдіяльністю,відбулося всередньокеловейський годину.

Наописуваній територїчіткопростежуються триструктурніповерхи:нижній -докембрійський фундамент,середній,складениймогутньоютовщеюмоноклинальнозалягаючихпалеозойських ймезозойськихпорід, йверхній, уявленьмайже горизонтальнозалягаючимивідкладеннямикайнозою,потужність які в 10-20разів меншепотужностіпалеозойських ймезозойськихвідкладень.

>Тектонікакристалічногодокембрийського фундаментуописуваного району, як йвсієїплощіДніпровсько-донецькоїзападини,вивчена слабко йтрактуєтьсяголовним чином заданимигеофізичнихдосліджень, напідставі якіпередбачається широкийрозвитокподовжніхдиз'юнктивнихпорушень. Останнізумовилисхідчастубудовукристалічного фундаменту, котрапідтверджується,зокрема,наявністючисленнихрозломів,встановлених втовщікарбону прирозвідціНовомосковського йПавлоградськогокам'яновугільнихродовищ.

>Згадуванийвищеподовжнійрегіональнийрозлом врайоні з.Голубівки, щопрослідивсейсморозвідкою наділянці від з.Новоселовки назаході до п.Ілліча насході,маєамплітудузсувукристалічного фундаменту до 1000 м (>Шипелькевіч, 1933).

>Середнійструктурний поверхєвеличезну пастка,ускладненурідкісними структурами.Залягаючі внижнійчастині цого зверхукам'яновугільнівідкладеннядосить добровивчені в структурномувідношенні впроцесіпошуково-розвідувальнихробіт навугілля.

До числанайкрупнішихдиз'юнктивнихпорушеньвідносятьсяскидання:Карабіновський (>амплітуда вертикальногозсуву 300 м) ізапофізою "А",Булаховський (>амплітуда 120-135 м),Центральний (>амплітуда 300 м),Кочережський (>амплітуда від 30 до 250 м) йПавлоградсько-Вязовський (>амплітудазсуву від 75до-380 м).

>Описаніпорушення неєодновіковими йвиникли,ймовірно, в тих жорогенніфази, що й вДонбасі. Ос-кількибільшістьпорушеньсіченижній йсередній карбон, аіноді йтріас (>апофизаКочережськогоскидання), то природнопов'язувати їхньоговиникнення іздругоюсерієюгоротворнихрухів увідкритомуДонбасі (>пізня перм -кінецьтріасу). Разом із тімкрупнітектонічніпереміщення,відповідніпершійфазіорогенезу вДонбасі, малімісце вранньомукарбоні, намежіраннього йпізньогоСерпухова.

>Мезозойськівідкладеннязалягаютьмоноклинально йпадають напівніч йпівнічний схід,тобто у бікосьовоїчастинизападини,причомупростяганняпластів болеемолодихвідкладеньзнаходитьпоступовевідхилення від широтногонапряму допівнічно-західного.Нахилмезозойськихвідкладень надмежахмоноклиналі 15-18 м на 1 км.Загальний видмоноклинальногозаляганнямезозойськихпорідпорушуєтьсяокремимиантиклінальнимипідняттями (>Голубівське,Новоселівське,Іллічівське,Миронівське йін.).

1.2Геолого-фізичнівластивостіпокладу йфлюїдів

Приобгрунтуваннісистеми розробки (>обєктівексплуатації такількостіексплуатаційнихсвердловин)врахованотакож практикусусідніхродовищ.

>Діаметрексплуатаційноїколони : 140/168мм.(глибинастиковки3600 м)

>Діаметрнасосно-компресорних труб: 89/73мм.(глибинастиковки1500м)

>Таблиця 1.1 - Характеристикавиділенихоб’єктівексплуатації

>п/п

>Експлуатаційнийоб’єкт >К-сть.експлуатац.св-н (№свердл. ) >Глибинапроектнихсвердловин, м >Продуктивнігоризонти

>Запаси газу. млрд. м3

1 I 1 (№6) 4900 (пр-кт) 5400) >В-16 0,430
2 II 2 (№5, №9) 5150 >В-17 0,878
3 III 3 (№2, 3, 10) 5200 >В-18 0,970
4 IV 11 (проект) 5200 >В-19 0,270

>Глибина спускунасосно-компресорних труб всвердловинах № 2, 3, 10, щоексплуатуютьВ-12: 4900 – 5140 м (10-20 м вище надверхнімиотворамиперфорації).

>Дебіт газузамірявся задопомогою 2’’діафрагмовоговимірювачакритичноїтечії.

>Результати іспитівприведемо втаблиці 1.2.

 

>Таблиця 1.2 -Результативипробування напродуктивністьсвердловини №3,інтервал5148-5168м, обрійВ-12

>Діам.діафр., мм

Часстаб.,

Рік.

>Тиск,МПа

Твуст,

До

>Q,

тис. м3/добу

>Qдо,

м3/добу

>Коеф.фільтр.

Р>тр

Р>зтр

Р>виб

А У
6,0 30 22,02 21,06 32,58 289 54,2 6,0 1,2 0,11
7,2 30 20,68 21,20 31,01 289 64,6 6,5
8,0 30 19,01 19,94 29,19 289 67,8 6,8
8,6 31 18,44 19,46 28,17 289 89,3 8,1
10,0 36 14,98 15,14 24,38 289 101,4 8,9
12,0 30 12,34 14,02 23,28 289 109,2 9,1

Задослідженням обрійВ-12 попродуктивностівідноситься догрупинизькодебітних.Максимальнийдебіт газу,отриманий прироботісвердловини надіафрагмі 12,0 мм,склав 109 тисм3/добу придепресії на пласт 14,6МПа,робочомутиску 12,34МПа.


>Коефіцієнтифільтраційнихопорівсклали:

>А=1,2 (>МПа2·добу)/тис.м3 ,У= 0,11 ((>МПа·добу)/тис.м3)2

>Проникність пласта,розрахована заданимидослідженнясвердловини №3 напродуктивність,дорівнюєКпр = 10,2 10-15 м2.

>Пластовийтиск,розрахований згідно статичного (>Рст =31,6МПа) на серединуінтервалуперфорації (5158 м)дорівнюєРпл=37,9МПа.

>Післядослідження напродуктивністьсвердловину було бзакрито тавиконанозаписКВТ.Визначенікоефіцієнтиa=1056,25МПа2, b = 46,1МПа2/с.

За результатамиобробкиКВТ такривоївідновленнятискувизначаємо параметрпровідності пластаkh/m=21,03 (>Д·м)/сП, тапроникністьКпр=12·10-15 м2.

ОбрійВ-12визначаєтьсяпродуктивним, заданимиГДС, всвердловинах №2, 3, 5, 9, 10, йогопродуктивність доведеновипробуванням усвердловинах №2, 3.


>Таблиця 1.3 – Характеристикапорідколекторів

№свердл. >Глибиназалягання, м >Товщина, м >Проходка ізвідбором керну, м >Винос керну

ДоП погдс

Характеристикапорід-колекторів

Характерна-сиченості обрію по

>гдс

>Примітка
>загальна, м >ефек-тивна, м м % >Пористість, % від – докільк.визнач. >Середнєзначення

>Проникність 10-15 м2 від – докільк.визнач.

>Сере-днєзначення >карбонатність, від - докільк.визнач. >Середнєзначення
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
ОбрійВ-12
5 4795-4803,4 8,4 5,2 4793-4803 6 60 20 13.5-29.56 23,7 5. 7-1876 130,2 0,4-96 7 >піск.газонос.
4815,5-4819 3,5 2,0 25
4830,3-4836 5,7 2,9 25 >піск.водонас.
4890-4900 10 5,7 20 >піск.водонас.
6 4872-4880 8 6,1 4865-4875 7,5 75 25 14,7-28,111 23,4 2,08-18020 67.6 0.8-8,319 5,8 >піск.водонас.
9 4910-4919 19 13,5 - 20 >піск.газонос.
ОбрійВ-13
2 5020-5041 21 15,6 5024-5032 6,45 82 9,5 11,1 10 0,24-5 3,4 2,50 2,5 >піск.газонос
5063-5076 13 11,5 5060-5068 7 88 12,5 15 13,6 0,56-16 10 2,5 2,5 >піск.газонос
3 5140-5160 20 15 5150-5157 5,6 76 7,2 9,5 8,2 1-14,5 8,3 2 2 >піск.газонос
10 5070-5077 7 6,8 5066-5075 7,2 82 12,8 15 13 6-10,3 9,1 2 2 >піск.газонос

Привипробуваннівідібраніпроби газу,лабораторнийаналіз наведено утаблиці 1.4.

 

>Таблиця 1.4 -Результатифізико-хімічнихдосліджень газу в >продуктивних горизонтахсвердловини №3 (пристандартнихумовах Т= 20 З,Р=760 мм рт. ст.)

Обрій

>Густина газу (>кг/м3)

>Густина газу поповітрю >Нижня теплотазгоряння >Компонентний склад (% про.)
Метан >Етан >Пропан >Ізобутан >Н-бутан >Гексани+вищі Азот >Діоксидвуглецю >Гелій >Водень
>В-12 0,774 0,643 8744,5 89,227 4,712 1,996 0,228 0,572 0,561 0,71 0,33 0,072 -

 

>В-13 0,774 0,643 8744,5 89,055 5,220 2,238 0.302 0,621 0,882 0,906 0,336 0,065 -

 

>В-14 0,725 0,622 8744,5 90,941 4,510 0.457 0,320 0,168 0.577 0,426 0,201 0,069 -

 

>В-15 0,749 0,602 8395,0 86,090 6,469 1,803 0,189 0,363 0,07 0,388 0,266 0.061 -

 

>1.3Характеристика й стан фондусвердловин

Надержавний балансродовищеприйняте у1966р.Всього пробурено 13пошукових йрозвідувальнихсвердловин,якимирозкриторозріз відмейоз-кайнозою докристалічного фундаментупротерозою.

У1968р.розпочатадослідно-промисловаексплуатація, а 1971р.—розробкапокладів. Максимальноговидобутку газудосягнуто в 1972 р. (11,2% відпочатковихзапасів).Річнийвідбіргазу—1,4-2,0 млрд. куб. м газуутримувався протягом 1970-1974 рр. йзабезпечувався 21експлуатаційноюсвердловиною.Покладирозроблялисяокремимисіткамисвердловин (>лишегоризонтівС-13 йС-15спільно) врежимі природноговиснаження ізвисоким темпомзниження пластовоготиску йвиходустабільногоконденсату. Зродовищвідібрано 77,2%початковихзапасів газу й 60%конденсату.

З 1984 р.родовищевикористовується якпідземнегазосховище.


2.Аналіз розробкипокладу

 

2.1 Система розробки

Система розробки -це комплекстехнологічних йтехнічнихзаходів ізметоюуправління рухом газу відсвердловини доспоживача, щовключаєрозміщення й порядоквведеннявидобувних,нагнітальних йспостережнихсвердловин;встановлення йпідтриманнятехнологічнихрежимівексплуатаціїсвердловин,наземнихспоруджень йбагатьохіншихзаходів,спрямованих наздійснення йкеруваннярозробкоюпокладу. Система розробкиродовищавважаєтьсяраціональною,якщо вонзабезпечуєвиконаннязаданихобсягіввидобутку газу йконденсату ізнайбільшоюекономічноюефективністю.Раціональна система розробкипередбачаєдосягненнямаксимальноїекономічновиправданоїповнотивилучення газу йконденсату зпластів,дотриманнявимогохоронинадр йнавколишньогосередовища.

>Залежно відрівнягазовихвідборів газуприйнятовиділяти триперіоди:наростаннявидобутку,стабілізація й йогопадіння.

Ащобуникнутиконсерваціїзначнихматеріальнихресурсів,розробкуродовищпочинаютьще под годинуїхньогорозбурювання іоблаштування. Звведенням вексплуатацію новихсвердловин,пунктіввнутрішньопромисловогозбору,компресорнихстанцій,газопроводіввидобуток, газу ізродовищазростає. Томуперіодрозбурювання йоблаштуванняродовища,називаютьперіодомзростаючоговидобутку.

>Післявведення вексплуатацію всіхпотужностейщодовидобутку газу, величина яківизначенатехніко-економічноюдоцільністю,настаєперіодпостійноговидобутку. З великихродовищ зацейперіодвідбирається 60 й понадвідсотківзапасів газу. Умірувиснаженнязапасів газу йпластовоїенергіїдебітисвердловинзнижуються,виводяться ізексплуатаціїобводненісвердловини,видобуток газу ізродовищазменшується.Цейперіод розробкиродовищаназиваютьперіодомспадноговидобутку.Вінпродовжується доги,покивідбір газу нестаєнижче рентабельногорівня.

>Періодизростаючогопостійного йспадноговидобутку газухарактерні для великихродовищ,запаси якіобчислюютьсямільярдамикубометрів. Длясередніх за запасамиродовищперіодпостійноговидобутку газу частовідсутній, амалопотужнихможуть бутивідсутні якперіодзростаючого,

>Рис. 2.1Основніпоказники розробкиПролетарськогородовища

На початку розробкиродовищпластовийтискбуваєдостатнім,щоб за йогорахуноктранспортувати газ відсвердловин доустаткуваньпідготовки газу, а від нихподавати газ просто угазопровід для далекоготранспортувань.Цейперіод розробкиназиваютьбезкомпресорним Уцей годину для далекоготранспортуваннявикористовуються сурми,розраховані наробочийтиск 5,5 й 7,5МПа,проектуютьсягазопроводи ізробочимтиском 10... 12МПа. Умірупадіння пластовоготискунастає годину, коли дляподавання газу вмагістральнийгазопровідвиникаєнеобхідністьвикористаннядотискноїкомпресорноїстанції. З цогоперіодупочинаєтьсякомпресорнийперіод розробкиродовища.

Система розробкинафтовихродовищохоплює комплекстехнологічних йтехнічнихзаходів ізуправлінняпроцесом розробкипокладівнафти,направлених надосягненнявисокоговиробленнязапасівнафти ізпродуктивнихпластів йдотриманні умівохоронинадр. Система розробкивстановлюєкількістьоб'єктівсамостійної розробки врозрізіродовищ,кількість,розміщеннясвердловим, атакожпослідовність їхнібуріння,обґрунтовуєнеобхідність йвибір методу штучноговпливу напродуктивніпласти,визначаєспосібексплуатаціїсвердловин йосновні заходьщодорегулюванняпроцесу розробки длядосягненнявисокоїнафтовіддачі,встановлює комплексзаходів іздослідницькихробіт напокладахнафти й із контролю за станомвироблення.

 

>Таблиця 2.1Основніпоказники розробкиПролетарськогородовища


Ос-кільки на одне і того жродовищаможе бутибезліч систем розробки, котрівідрізняютьсякількістювидобувнихсвердловин,розташуваннямсвердловин наструктурі, методомвпливу напродуктивніпласти тощо,необхідносформулюватипоняттяраціональноїсистеми розробки.Воноформулюється таким чином:раціональна система розробки винназабезпечуватипотреби держави ізвидобуткунафти й газу ізмінімальнимивитратами й, уміруможливості,високимикоефіцієнтаминафтовіддачі.

>Проектування розробкинафтовогородовищаполягає врозглядівеликоїкількостіваріантів розробки, котрівідрізняютьсякількістю й темпомрозбурюванняродовищ, методомпідтримування пластовоготиску та способамиексплуатації, апотімсеред нихвибираєтьсяваріант,який бівідповідаввимогамраціональноїсистеми розробки.

 

2.2Режими роботинафтових йгазовихпокладів

>Водонапірний режимпов'язаний ізвитісненнямнафти йпереміщеннямїї покапілярах впласті зарахунокпідпору води, що із неюконтактує.Розрізняютьжорсткий йпружнийводонапірнийрежими. Прижорсткомуводонапірномурежимінафта досвердловинпереміщується зарахунокпідпорукрайніх йпідошовнихпластових вод. При цьому впроцесіексплуатаціїпокладукількість води впластіпоновлюється зарахунокатмосфернихопадів йповерхневихводойм. У такомурежиміексплуатації водавитісняєнафту ізкапілярів упласті. Прижорсткомуводонапірномурежиміексплуатаціїдосягаютьнайвищогокоефіцієнтанафтовіддачі пласта 0,5—0,8.Коефіцієнтнафтовіддачі пластахарактеризує собоюповнотувийманнянафти ізпокладу йєвідношеннямоб'ємувидобутої ізпокладунафти доїїпочатковогооб'єму в пластахпокладу.Чимвищийкоефіцієнтнафтовіддачі, тімбільшаефективність розробкинафтовогородовища.Пружнийводонапірний режимексплуатаціїбазується напружномустисненнірідини (води) йгірськихпорід пласта в природногостані йнакопиченні нимипружноїенергії. Привідборірідини (>нафти) з пластавідбуваєтьсяпружнерозширеннягірськоїпороди йсамоїрідини, щозумовлюєїїпереміщеннякапілярами пласта довибоюсвердловини.Хочпружнерозширеннягірськихпорід йрідинищодоодиниці їхніоб'ємунезначне, але йвраховуючивеличезніоб'ємигірськихпорід йрідини, їхньогопружнаенергіядосягаєзначних величин. Припружномуводонапірномурежимікоефіцієнтнафтовіддачі пластаприблизнооднаковий ізкоефіцієнтом прижорсткомуводонапірномурежимі.

Станпружноїрідини тапористості пластазалежно відтискузаписується такимрівнянням:

(2.2.1)

(2.2.2)

дер,с -коефіцієнтиоб'ємноїпружностірідини йпороди;

>mo,po -пористість йгустинапороди започатковоготиску.

>Газонапірний режимексплуатаціїпов'язаний ізпереміщеннямнафти вкапілярах пласта подтиском газу, що із неюконтактує. Газ, навідміну від води,розміщується уверхнійчастині пласта,утворюючи такзванугазову шапку.Природно, що газгазовійшапціперебуває подвисокимтиском.Під годинувидобуваннянафтизісвердловинтиск упласті якщознижуватись, газрозширюватись й занафтою якщопроникати в пори пласта,витісняючи при цьомунафту з пласта всвердловину.В'язкість газунабагатоменша, ніжнафти, й тому газ черезкапіляри пластаможепрориватися через шаринафти.Якщовибійсвердловинизнаходиться недалеко відграницігазової шапки, то газпроривається всвердловину. Цеспричинюєдаремнувитратупластовоїенергії (>енергіїстиснутого газу) йзниженняплипливунафти довибоюсвердловини. У цьомувипадку складно підгримуватиоптимальнірежимиексплуатаціїсвердловин ізметоюзбереженняпластовоїенергії. Томукоефіцієнтнафтовіддачі пригазонапірномурежиміменший, ніж приводонапірному, йстановить 0,4-0,7.

Режимрозчиненого газухарактерний длянафтовихродовищ, у яківільний газпокладівідсутній, анафтовучастину пласта практично ненадходитьпластова вода.Рушійною силою, Якапереміщуєнафту впласті довибоюсвердловиниєрозчинений газ. Привидобуткунафтизісвердловини йзниженнітиску впластірозчинений газвиділяється ізнафти йрозширюється увільномустані.Вільний газвипереджає рухнафти покапілярах пласта й лишечасткововиноситьїї за собою.

>Ефект дії цогомеханізмунезначний черезінтенсивнудію силтертя. Тому довибоюсвердловининадходить лишечастинанафти із пласта, аенергія газушвидкознижується.Коефіцієнтнафтовіддачі прирежимірозчиненого газудуженизький йстановить 0,15-0,3.

Удійснихумовах режимрозчиненого газу, як правило,розвивається йфункціонує впокладах на самому початку їхнього розробки, коли проходитирозбурюванняпокладусвердловинами, а томузагальніпоказники розробки дляпокладу вціломувизначаютьсясумуваннямдебітів окремихсвердловин ізурахуваннямрізночасностівведення їхні вексплуатацію.

>Гравітаційний режимексплуатаціїнафтовихсвердловиннастає приповнійвтратіпластовоїенергії. Пригравітаційномурежиміоднієюрушійною силоюпереміщеннянафти покапілярах пластає силатяжіннянафти впласті. У цьомувипадкупереміщеннянафтивідбувається лише впохилих (>спадних) пластах досвердловин,розміщених в їхньогонижніх точках.

>Гравітаційний режимєнайменшефективним із всіхрежимівексплуатаціїсвердловин.Слідвідзначити, що візольованому (чистому)виглядікожен зрежимівексплуатаціїтрапляєтьсянадзвичайнорідко.

На газовомурежиміприплив газу досвердловинвідбувається зарахунок йогорозширення призниженнітиску впокладі.Цей режимпроявляється,якщо впроцесі розробкиконтурна чипідошовна вода черезвідсутністьгідродинамічного зв'язку ізобластюживлення ненадходить упоклад.Газовий режимхарактеризуєтьсяпостійністюгазонасиченогооб'ємупоровогопростору пласта.

Увипадкуводонапірного режиму газ зпокладувитісняється поддією натискукрайових чипідошовних вод.

Пропрояв того чиіншого режиму роботипокладусудять задинамікоюзміни вньомусередньозваженого пооб'ємутиску. На газовомурежимісередньозваженийтискзменшуєтьсяпропорційнооб'ємувідібраного газу

 

(2.2.3)

де: Р -середньозважений

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація