Реферати українською » Геология » Експлуатація Шебелінського Нафтовий родовіща


Реферат Експлуатація Шебелінського Нафтовий родовіща

Страница 1 из 2 | 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

Історіягазовоїпромисловості в Українінараховуєблизько 100 років. УПрикарпаттісупутнийнафтовий газпочализастосовувати упромислових масштабах на початку ХХ ст. першийгазопровідБорислав-Дрогобичзбудований у 1912 р.Початок масштабноговидобутку тавикористання природного газу в Україніпов’язаний ізвідкриттям у 1920 р.Дашавського газовогородовища (>експлуатується із 1924 р.). 1950-го р.відкритеунікальнеШебелинськеродовище (>Харківщина) ізпочатковими запасами 650 млрд. м3 газу (>введене вексплуатацію в 1956 р.). У60-і роктапобудованігазопроводиШебелинка-Харків,Шебелинка-КривийРіг-Одеса,Шебелинка-Київ.Післявідкриття в 60-хроках великих йсередніхродовищ:Хрестищенського,Єфремівського,Кегичівського,Пролетарського,Гадяцького таін. було бзбудованогазопровідЄфремівка-Диканька-Київ (1968-70 рр.),якийоб’єднав дванайбільшихгазоносних реґіони України -Дніпровсько-Донецький таПередкарпатський - вєдинугазотранспортну систему. У 1975-76 рр.видобуток газудосяг максимуму - 68,7 млрд. м3 нарік. До 1977 р. Україназабезпечувала своїпотреби вгазі й був йогоекспортером (за 1945-77 рр.експортстановив 130 млрд. м3 газу.

>Газовапромисловість –цегалузьпаливноїпромисловості, підприємстваякоїзаймаютьсявидобуванням природного й попутного (>нафтового) газу ізнадрземлі,виробництвомзрідженого газу,штучних горючихгазів із твердого йрідкогопалива,зберіганням,транспортуванням газу по газопроводах дляпостачаннянаселенню йпромисловості. На територї Українирозвивається набазіродовищПередкарпатськоїнафтогазоносноїобласті,Дніпровсько-Донецькоїнафтогазоносноїобласті таПричорноморсько-Кримськоїнафтогазоносноїпровінції.


1. >Загальнівідомості прородовище

 

1.1 Короткагеолого-промислова характеристикародовища

>Родовищеналежить доМашівсько-Шебелинськогогазоносного району,Східногонафтогазоносногорегіону України.. Утектонічномyвідношенні воно тазнаходиться всхіднійчaстиніприосьовоїзониДніпровсько-Донецькоїзападини.

Загеолого-геофізичнимидaнимиcтруктyрa вПермських йкам'яновугільнихутворенняхєacиметричноюбрахіантикліналлюпівнічно-західногопростягaння ізгрибовиднимпередмезозойськимсолянимдіапіром yсклепіннійчастині.Підняттярозчленованескидaмиамплітудою 1000-1200 м на цілий рядтектонічнихблоків.Розміристрyктури допокрівлі обріюГ-11-12 (>верхній карбон)29,0х10,5 км,амплітуда 1000 м.


>Рис1. ВиглядШебелинськогородовища

>нафтовийпокладродовищекислотнийгідророзрив

>Підняттявиявленеструктурно-картувальнимбурінням yвідкладахПермі в 1947 р., азгодомпідтверджене йгеофізичнимидослідженнями посейсмічних горизонтахпалеогену,крейди й юрі.Глибокепошуковебуріння наплощірозпoчaто y 1957 р.ПовторнимисейсмічнимидослідженнямививченагеологічнабудонаПермськихвідкладів повідбиваючому обріюІVг. У 1962 р. под годинубуріннясвердловиви 6 приглибинівибою 3328 м (>підсольовіутворенняПермі)ставсявідкритий фонтан газу. Це було бпідставою дляпродовженняпошуково-розвідувальнихробіт, котрітривали із 1962 по 1972 р. заїx результатамирозвідано таоціненопоклади газу вПермських йверхньокам'яновугільнихвідкладах. ДоДержавного балансуродовищевключене в 1963 р.Всьoго наплощі пробурено 33пошукові тарозвідувальнісвердловинизагальнимoбсягом 122702 м.Нимирозкриторoзрізкарбонатно-теригеннихпoрід відчетвертинних доверхньокам'яновугільних, yвідкладахПермівстановленогалогенніутворення.


 

1.2Геолого-фізичнівластивостіпокладу йфлюїдів

>Пошуковими роботамивстановленогазоконденсатніпoклaди yвідкладахПермі (обрійA-8) таверхньогокарбону (>горизонтиГ-10,Г-11-12,Г-13).Вонипластовіaбомасивно-пластовісклепіннітектонічноекрановані йлітологічнообмежені.Поверхгазоносностідосягає 1100 м.Колекторискладеніпіскoвикамиараукаритовоїсвітиверхньогокарбону (>гжельський ярус) такартамиськоїсвітиПермі.

Таким чином, yрoзрізівиділено дваексплуатаційніоб'єкти:перший, доякоговідноситьсяПермський обрійA-8, йдругий, щооб'єднуєкам'яновугільнігоризoнтиГ-10,Г-11-12,Г-13. Режим розробкипокладівгaзовий напочатковійстадії, ізпоступовим переходом yпружноводонапірний.

Максимальноговидобутку газу 1659,3 млн. м3досягнуто 1974-го р.,конденсату 47 тис. т- в 1973 р., порівняно ізцим y 1993 р. газуотримaновтричі, aконденсату — yдев'ятьрaзів менше.Пластовийтиск протягом годинизнизився від 31 до 10,5МПа. На 1.01 1994 р.всьоговилучено 68,8% газу та 70,9%конденсату від їхніпочатковихвидобувнихзапасів.

>Табл..1.1 Характеристикаприроднихгазів


>Таблиця 1.2. Характеристикапокладів газу


>Таблиця 1.3 Характеристикаконденсату


1.3 Характеристика й стан фондусвердловин

На 1. 01 1994 р.експлуатаційний фондналічував 561свердловину.Сумарнийвидобуток газудосяг 569,8 млрд. куб. м газу,тобто 88%підрахованих ( 650 млрд. куб. м)запасів.Сумарнийвидобутокконденсату порівнянонизький (1555 тис. т), щопояснюється великимивтратами напершихстадіях розробки.Пластовийтиск заперіодвидобуткузменшився від 24,2МПа до 3,5МПа.

>Експлуатаційнісвердловиниродовищахарактеризуютьсявисокоюпродуктивністю.Багато із нихвидобули 5-6 млрд. куб. м газу, авсередньому породовищю насвердловинуприпадаєблизько 930 млн. куб.м газу.Висока їхньогопродуктивністьзумовленарозкриттям великихінтервалівпродуктивнихпластів йвисокимидепресіями.

Дляпідвищенняефективностівикористанняексплуатаційного фондусвердловин йзалишковихресурсів природного газупередбачаєтьсязмінити режимкомпренування газу,знизитиробочийтисксвердловин від 1,7-1,9МПа до 0,6-0,7МПа.

На 1.01 1994 р.родовищезнаходилось урозробці.


 

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 йбагатьохіншихзаходив,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 розробкиШебелинськогородовища

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.

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 їхньогооб'ємунезначне, але йвраховуючивеличезніоб'ємигірськихпорід йрідини, їхніпружнаенергіядосягаєзначних величин. Припружномуводонапірномурежимікоефіцієнтнафтовіддачі пластаприблизнооднаковий ізкоефіцієнтом прижорсткомуводонапірномурежимі.

Станпружноїрідини тапористості пластазалежно відтискузаписується такимрівнянням:

(2.2.1)

(2.2.2)


дер,с -коефіцієнтиоб'ємноїпружностірідини йпороди;

>mo,рo -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 (>енергіїстистеного 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, котрапереміщуєнафту 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 їхні 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 їхнінижніх 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 пооб'ємутиск упокладі на даний момент годиниt,рп -початковийпластовийтиск;Qв(t) -сумарнийоб'єм газу,зведений допластовоїтемператури і атмосферноготиску, щовідібраний на моменту годиниt; -поровийоб'ємпокладу; a-коефіцієнтгазонасиченості пласта;zн йz(р)-коефіцієнтинадстисливості газу запластовоїтемператури йвідповіднопочаткового йсередньозваженоготисків.

>Лінійністьзалежностір(t)/z(р) відQв(t),побудованої зафактичнимиданими --головнаознака, заякою режим роботипокладукваліфікують якгазовий.ЇЇвикористовуютьтакож длявизначеннязапасів газу впокладі.

Наводонапірномурежиміпочатковаділянказалежностісередньозваженоготиску відоб'ємудобутого газу частоописуєтьсяформулою,справедливою для газового режиму, але йпотім темппадіннятискууповільнюється черезпросуванняпластових вод упоклад.Водонапірний режимпомітнопроявляється послевідбору 20-25%запасів газу.

 

2.3Розрахунок

 

2.3.1Нафтовачастина

>Розрахунокпоказників розробки. Дляданогопокладувихідніданіберемовідповідно до заподіяння.

>1.Розробляємопоклад порівномірнійквадратичнійсітцісвердловин ізвідстаннюміж ними 600 м (>сіткасвердловин600600 м).Знаючиплощунафтоносності тащільністьнагнітальних йвидобувнихсвердловин

>Приймаємосвердловин.

2.Визначаємоспіввідношеннянагнітальних йвидобувнихсвердловин, приякомудосягається максимумамплітудидебіту

.


де -показник,якийвраховуєвідмінностісередніхкоефіцієнтівпродуктивностінагнітальних йвидобувнихсвердловин -коефіцієнт, щовраховуєвідмінностірухомостей води йнафти впластовихумовах.

>Виходячи ізаналітичнихрозрахунків, доведено, щомаксимальний темпвідборуосновноїчастинивидобувнихзапасівнафтидосягається припочатковомуспіввідношеннінагнітальних йвидобувнихсвердловин ,тобтоотриманевищезначеннязбільшується в 1,2 рази.Максимальнезначення неповиннеперевищувати восьми, так як прирівномірнійквадратнійсітцісвердловин напершійлініїнавколонагнітальноїрозташовується максимумвісімвидобувнихсвердловин.

3.Визначаємовідноснийкоефіцієнтпродуктивностісвердловин, котрівибираються поднагнітання води

4.Визначаємофункціювідносноїпродуктивностісвердловин


5.Визначаємоамплітуднийдебітвсьогорозглядуваногонафтовогопокладу

де -прийнятий перепадтискуміжвибояминагнітальних йвидобувнихсвердловин вданомуродовищі,Па.

>Вносиморозрахунковідані в табл.1.

0,236 1,37 6,13 7,356 3,475 0,288 2,25

13,09

>Розрахуноккінцевої характеристикивикористаннязапасівнафти.

>1.Рухомізапасинафти

де -баластовізапасинафти; -коефіцієнтсітки, щопоказуєчасткудренуємогооб'ємунафтовихпластів приданійсітцісвердловини

;

 - постійнакоефіцієнт, щозмінюється длярізнихпластів 0,2 до 0,5 (>приймаємо );площа, котра припадати однієюсвердловину, км2; -коефіцієнтвитіснення, щопоказуєчасткувідборудренуємихзапасівнафти принеобмеженомувеликійпрокачці води.Цейкоефіцієнтвизначають за результатамидосліджень на моделяхпластів.

2.Розрахунковапошарованеоднорідність пласта , щознаходиться задопомогоюкоефіцієнта ,визначається задопомогоюпошаровоїнеоднорідності , Якаспостерігається всвердловинах , атакож ізврахуваннямязикоутворення фронту водипоблизувидобувнихсвердловин йнерівномірностіпросування фронту агента ізрізнихсторін досвердловинстягуючоговидобувного ряду.

 >визначаємо заформулою(1) задопомогоюфактичнихданихдослідженнясвердловин на приплив.

3.Гранична частка води вдебітірідинивидобувноїсвердловини

,

де

 >граничнамасова частка водиприймаємо 90%(0,9);коефіцієнт, щовраховуєвідмінностівитісняю чого агента йнафти впластовихумовах зарухомістю в разів нащільністю в раз (співвідношеннящільностейвитісняю чого агенту йнафти впластовихумовах).

4.Коефіцієнтвикористанняпересувнихзапасівнафти (>К3)призаданійпошаровійнеоднорідності пласта йграничнійчастці агента (А)

де

5.Розрахунковийсумарнийвідбіррідини в часткахрухомихзапасівнафти Fвизначається зспіввідношення

6.Початковівидобувнізапасирідини () йнафти ()знаходяться знаступних формул:

млн. т.

 млн. т.

При цьомумасовіпочатковідобувнізапасирідини () вповерхневихумовах якщодорівнювати:

7.Середнямасовачастка води (обводненість )усумарномувидобуткурідини


анафтовіддачапластів

>Визначеніданізапишемо втаблицю 2.

, млн. т

0,874 154,61 0,1 0,59 0,9 2,382 0,79 0,2719

, млн. т

, млн. т

, млн. т

0,911 0,776 1,269 118,43 196,184 303,64 0,61 0,408

>Розрахунокдинамікидебітівнафти та води.

>Приймаєтьсянаступнапрограма розробкинафтовогопокладу.

>Нафтовийпоклад ззагальним числомсвердловинn0 =500розбурюється й вводитися врозробку шкірного року по 106свердловин.

Напершійстадії зарозрахуноквведення новихсвердловиннеперервнозростаєпоточнийдебітнафти.Покладрозробляється ізмінімальнимамплітуднимдебітом.

Нанаступній (>другій )стадіїпоточнийдебітнафтистабілізується надосягнутомурівні зарахунокпоступового збільшенняамплітудногодебіту відмінімальногозначення до максимального.

>Приймаємо, що зарахунокметодівінтенсифікаціїмаксимальнийамплітуднийдебітqt0 якщовдвічі понадмінімального,рівного 1,36 млн.т/рік.

>Третястадія розробки проходити прифіксованихумовах, котріутворилися вкінцідругоїстадії.

>РозрахунокпроводимопрограмоюMіcrosoftЕxсеl, занаступними формулами.Данізводимо до табл. 3.

Напершійстадіїпоточнийдебітнафти

Деt- рокта, -кількістьдіючихсвердловин вt-муроці

;

-кількістьпробуренихсвердловин вt-муроці -загальнакількістьсвердловинпробурених доt-го року.

>Розрахунковийпоточнийдебітрідини впластовихумовах

>Масовийпоточнийдебітрідини вповерхневихумовах

Надругійстадіївитримуєтьсяпостійнимпоточнийдебітнафтипокладу йрозрахункипроводяться занаступними формулами:


>Поточнийамплітуднийдебіт (при )

>Розрахунковийпоточнийдебітрідини

>Масовийпоточнийдебітрідини

Натретійстадіїпокладрозробляється при

>Результатирозрахунківвносимо до табл. 3.

>Таблиця 3.

>t

>q>t0

>Qto

>q>t

>q>tF2

>At
1 1,246978 11,843 1,240447 1,303076 4,806235
2 3,68591 35,529 3,591416 3,893956 7,769496
3 6,091139 59,215 5,696141 6,448067 11,66125
4 8,62293 82,901 7,580416 8,95411 15,34149
5 11,46989 106,587 9,26733 11,40295 18,72867
6 13,09 118,43 9,537108 12,48425 23,60689
7 14,71662 118,43 9,537108 13,81038 30,94247
8 16,80486 118,43 9,537108 15,40293 38,08252
9 19,58374 118,43 9,537108 17,36834 45,08911
10 23,46373 118,43 9,537108 19,88505 52,0388
11 29,26102 118,43 9,537108 23,28214 59,0368
12 29,26102 118,43 7,087107 21,40521 66,89074
13 29,26102 118,43 5,602487 18,95375 70,44127
14 29,26102 118,43 4,428867 16,72245 73,51544
15 29,26102 118,43 3,5011 14,70754 76,19521
16 29,26102 118,43 2,767683 12,89993 78,54498
17 29,26102 118,43 2,187903 11,28719 80,61606
18 29,26102 118,43 1,729577 9,855031 82,44981
19 29,26102 118,43 1,367262 8,588316 84,07998
20 29,26102 118,43 1,080845 7,471814 85,53436

2.3.2.Газовачастина

1.Уточненняпромислових йзалишковихзапасів газу йконденсату.

Настадіїскладання проектуДПРродовищазапаси газувизначаютьоб’ємним методом,використовуючизалежності:

чи

F-площанафтоносності

>m0-коефіцієнтвідкритоїпористості

h-газонасиченачастина пласта

>апоч-початковийкоефіцієнтгазонасичення

Дляпідрахункупромисловихзапасіввикористовують методнайменшихквадратів заприведеногогазонасиченогопоровогооб’єму*.Йогозначеннявизначають заформулою:


-значеннясумарноговидобутку газу накінецьданого року

-початковий йпоточнийпластовийтиск,МПа;

-коефіцієнт надстисливості газу длявідповіднихзначеньтиску.

>Сумарнийвидобуток газумлн.м3

3673,2 2839 2650,8

>Підносимо до квадратусумарнийвидобуток газу, м3 *1014

134923,98 80599,21 70267,4
>Пластовийтиск пороках,МПа 27,33 25,41 30,21

>Визначаємокоефіцієнт надстисливості закожнийрік

>Середнійкритичнийтиск й температура:

 >МПа

 До

>Визначаємоприведену температуру йтиск:

 

 

>Визначаємо ставлення пластовоготиску докоефіцієнтанадстисливості:

 

>Визначаємозведенийгазонасиченийпоровийоб’єм :

>Початковізапаси газурівні:

м3

>Визначенняпоточних йпрогнозованихкінцевихкоефіцієнтів газоконденсатноговилучення.

>Визначаємокоефіцієнткінцевоїгазовіддачі заформулою:

>Ркінц,zкінц –середнійпластовийтиск йвідповідниййомукоефіцієнтнадтисливості газу притемпературіТпл. Таким чином,коефіцієнткінцевоїгазовіддачіродовища при газовомурежимізалежить в основному відпочаткового йкінцевогопластовихтисків. Для умів конкретногородовищакоефіцієнт тімбільший,чимнижчийкінцевийпластовийтиск.

Длянаближеноїоцінкикінцевого пластовоготискувикористовуютьтакіформули:

М –середняглибиназаляганняродовища, м :

>Коефіцієнткінцевоїгазовіддачіхарактеризуєпромисловугазовіддачу.

>Коефіцієнткінцевоїгазовіддачі можнарегулювати задопомогоювиборомпевнихзначеньтехнологічнихпараметрів, котріхарактеризують процес розробкиродовища.Промисловагазовіддачазбільшується із зростаннямсумарноговідбору газу накінецьперіодупостійноговидобутку йзменшення темпузниженнярічноговідбору газу вперіодспаданнявидобутку.Кількість газувидобутого накінецьперіодупостійноговидобутку, якщо тімбільша,чимвищий темпвідбору газу в данийперіод й йоготривалість. Для збільшення темпузниженнярічноговідбору газу вперіодспаданнявидобутку й тім самимскорочення йоготривалостінеобхідно забезпечитисвоєчасневведення вексплуатаціюдожимноїкомпресорноїстанції тазастосуванняметодівпідготовки газу вумовахпониженнятисків нагирлісвердловин.

>Основниминапрямами збільшеннякоефіцієнтакінцевоїгазовіддачіродовища при газовомурежимі –єзменшеннякінцевого пластовоготиску йзаміщеннячастинизалишкового газу впористомусередовищірідкими чигазоподібними агентами.

 >МПа

 >МПа

 >МПа

>Визначаємоприведену температуру на початку й вкінцірозглянутогоперіоду:

>Визначаємо приведеньтиск при 3-хвизначенихкінцевих лещатах:


>Визначаємокоефіцієнтинадстисливості йгазовіддачі прикінцевих лещатах:

>Обґрунтуванняпараметрів роботисередньоїсвердловини

таіншихвихіднихданих длятехнологічнихрозрахунків.

>Всірозрахункипроводимо длясередньоїсвердловини. Длявизначенняпараметрівсередньоїсвердловинипотрібнірежими роботиексплуатаційнихсвердловин обріюГКР.

>Визначаємосереднійдебіт газу:

детис.м3/>добу;

 >тис.м3/>добу;

  >тис.м3/>добу.


>Визначаємосереднійгирловийтиск

>Глибинусвердловини досерединиінтервалуперфорації, мL=4253,3 м

Завеличиноюсередньогогирловоготискувизначаємосереднійвибійнийтиск.

>Визначаємокоефіцієнт P.S:

До

>Визначаємокоефіцієнт :

-внутрішнійдіаметрколони труб, див;діаметром 73 ммдорівнює 0,024.

>Визначаємосереднійвибійнийтиск.

 >МПа

>Визначаємомінімальнийнеобхіднийдебіт газу длявинесеннярідини ізстовбурусвердловини:

 >тис.м3/добу


 

3.Методиінтенсифікації

 

3.1Кислотнаобробка

>Кислотніобробленнясвердловин, котріскладають основухімічнихметодів,використовуютьсянайбільш широко через свою простоту, дешевизну,доступністьреагентів,сприятливіумови для їхніпроведення.

>Основний компоненткислотнихрозчинів, котрівикористовуються длядіяння напривибійну зону пласта -соляна кислота.

>Розчинамисоляноїкислотиобробляютькарбонатніпороди, котрімістятьвапняки,доломіти читеригенніколектори, вскладі якіприсутнікарбонатніцементуючіречовини.Розчиненнявапняку всолянійкислотіописуєтьсяСаСОз+2НС1=СаСІ2+>С0220.Оптимальнуконцентраціюсоляноїкислоти врозчиніприймаютьрівною 10 ...16%.

>Під годинуобробленнясвердловини дорозчинусоляноїкислотидобавляютьтакіреагенти.

1.Інгібітори -речовини, котрізнижуютькорозійнедіяннякислоти наобладнання. За їхньогодопомогоюрозчинкислотитранспортують,перепомповують йзберігають. якінгібіторивикористовуютькатапін - А,карбозолін - Про,реагенти 4411, 4412 ,тержитол тощо.

2.Інтенсифікатори -поверхнево -активніречовини (ПАР) , котрізнижуютьповерхневийнатяг намежі ">нафта ->нейтралізована кислота", котріприскорюють йполегшуютьочищенняпривибійноїзони відпродуктівреакції йвідреагованоїкислоти. До нихвідносятьсямарвелан До (Про),реагенти 4411, 4412,тержитол тощо.

3.Стабілізатори -речовини,необхідні дляутримання врозчиненомустаніпродуктівреакції,сумішейрозчинусоляноїкислоти іззалізом, цементом йпісковиками, авидалення зсоляноїкислотишкідливоїдомішки -сірчаноїкислоти йперетворенняїї врозчиннусільбарію.

>Соляна кислота,взаємодіючи із глинами,утворюєсоліалюмінію, а із цементом йпісковиками - гелькремнієвоїкислоти, котрівипадають в облог. Дляпопередження цогоявища якстабілізаторивикористовуютьоцтовуСНзСООН йфтористоводневу чиплавиковуНFкислоти .

 

3.2Гідророзрив пласта

Суть його внагнітаннірідини подвисокимтиском, урезультаті чого впривибійнійзонірозкриваютьсяіснуючітріщини чиутворюютьсянові. Дляпопередженнязмиканнятріщин (послезняттятиску) у яких разом ізрідиноюнагнітаєтьсякрупнозернистийпісок (>розклинювальнийматеріал). Урезультатізбільшуєтьсяпроникністьпорідпривибійноїзони, а всю системутріщинзв'язуєсвердловину ізвіддаленими відстовбурапродуктивнимичастинами пласта.Радіустріщинможедосягатидекількохдесятківметрів.

>Механізмутвореннятріщин под годинурозриву пластанаступний.Підтиском, щостворюється усвердловинінасосними агрегатами,рідинарозриву, що доброфільтрується,проникає, впершучергу, взони ізнайбільшоюпроникністю. При цьомуміжпропластками повертикалістворюється перепадтисків,оскільки впроникнішихпропласткахтисквищий, ніж вмалопроникних чи практичнонепроникних. Урезультаті напокрівлю йпідошвупроникного пластапочинаютьдіятирозривнісили йвищезалягліпородизазнаютьдеформації, але вмежахпропластківутворюютьсягоризонтальнітріщини. Упроцесізапомповуваннянефільтруючоїрідинимеханізмрозриву пластааналогічниймеханізмурозривутовстостінних посудин, тому потрібен болеевисокийтиск.Тріщини, котрі при цьомуутворюються,мають, як правило,вертикальну чиблизьку донеїорієнтацію.

>Процесгідравлічногорозриву пластаскладається із такихпослідовнопроводжуванихоперацій:встановленняпакера длягерметизаціїзатрубногопростору;нагнітання в пластрідинирозриву ізметоюутворення йрозширеннятріщин;запомповуванняпротискувальноїрідини длявитісненняпіску втріщини пласта ізнасосно -компресорних труб йстовбурасвердлловини.

>ЕфективністьГРПвизначаєтьсярозкритістю йдовжиноютріщин,чим смердотібільші, тімбільшаефективністьоброблення.

 


 

4.Технологічнірежимиексплуатаціїпокладу

 

4.1Способиексплуатаціїнафтових тагазовихродовищ

>Експлуатаціясвердловинфонтанним методом

>Підфонтанним способомексплуатаціїсвердловинирозумієтьсяпідйомнафти наповерхню зарахунокприродноїенергії,розрізняютьАртезіанськефонтанування йфонтанування зарахунокенергії газу, щовиділяється ізнафти.Процесвидобуваннянафтиохоплюєпереміщеннянафти газу й води (>флюїдів) упласті довибоїв наповерхню тапромисловезбиранняпродукціїсвердловин.Спосібпідніманнянафти устовбурі ізвибою наповерхнюназивають способомексплуатаціїсвердловини. Утеперішній годинузастосовуютьтакіосновніспособиексплуатаціїсвердловин:фонтанний,газліфтний йнасосний.

>Спосібексплуатаціїсвердловини приякомупідйомнафти чисумішінафти із газом відвибою доповерхніздійснюється зарахунокприродноїенергіїназиваєтьсяфонтанним способом.Якщотискстовпарідини котразаповнюєсвердловинуменший від пластовоготиску йпривибійна зона незабрудненатобтостовбурсвердловинисполучається із шаром, торідина якщопереливатися черезустясвердловини,отжесвердловина якщофонтанувати.Фонтануванняможездійснюватись подвпливомгідростатичного натиску, чиенергії газуякийрухається, чи того йіншого разом.Фонтанування лише зарахунокгідростатичноготиску пластаявищедужерідкісне впрактиціексплуатаціїнафтовихсвердловин. Цевідбувається тоді коли газ упластовихумовахповністюрозчинений унафті й упластірухаєтьсяодноріднарідина. Убільшостівипадківголовну роль уфонтануваннісвердловинвідіграє газякийміститься разом ізнафтою впласті. Це справедливонавіть дляродовищ з явновираженимводонапірним режимом, коли газпластовихумовахповністюрозчинений внафті й впластірухаєтьсяодноріднарідина. Приексплуатаціїсвердловинипробуреної натакий пластвільний газ знафтипочинаєвиділятисьлише впідйомних трубах й натакійглибині детискнижчий відтискунасиченнянафти газом. У цьомувипадкупідйомнафти якщоздійснюватись зарахунокгідростатичного натиску таенергіїстиснутого газу, Якапроявляється лише уверхнійчастинісвердловини. Наглибинівідповіднійтискунасиченнянафти газомостаннійпочинаєвиділятись знафти увигляді маленькихбульбашок. Поміріпросуваннядогорибульбашки газузазнають усеменшоготиску,внаслідок чогооб’ємбульбашок газузбільшується йгустинасумішірідини та газузменшується.Загальнийтискстовпагазорідинноїсуміші навибоїсвердловинистаєменшим запластовий, щовиникаєсамовиливаннянафти,тобтофонтануваннясвердловини. При всіх засобахексплуатаціїсвердловини до тогочислі йфонтанномупідйомрідини та газу наповерхнюздійснюється по трубахневеликогодіаметру котріспускаються всвердловину передпочаткомексплуатаціїці сурминазиваютьНКТ.Залежно від способуексплуатації їхніназиваютьфонтанними,компресорними,насосними,підйомними (>ліфтовими).Звісно, щофонтаннийспосібєнайекономічнішим й якприроднийспосібмаємісце нащойновідкритихенергетично невизначенихродовищах.Якщо впокладіпідтримуєтьсяпластовийтиск шляхомзакачування води чи газу, то окремихвипадкахудаєтьсязначнопродовжитиперіодфонтануваннясвердловини.Фонтанним способомвилучаєтьсяосновначастинасвітовоговидобуткунафти 75 80% .Якщосвердловини неможутьфонтанувати їхніпереводять намеханізованийспосібексплуатаціїтобтогазліфтний чинасосний. У цьомувипадку зарахунокпластовоїенергіїнафтапіднімаєтьсялише нависоту меншеглибинисвердловини,тобторівень всвердловині не досягатиустясвердловини. Дляпідніманнярідини доустясвердловини йподаванняїї увикиднулінію (>збірнийтрубопровід)потрібно вводити насвердловинуштучнуенергію. Уразігазліфтного способу усвердловинуподаютьенергіюстиснутого газу, а й

Страница 1 из 2 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація