Режимы добычи нефти и газа

РЕФЕРАТ
По дисциплине:
Нефтегазовое дело
На тему:
РЕЖИМЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
Выполнил (а):
Проверил (а): научный руководитель:
2020 г.
СОДЕРЖАНИЕ:
Основные режимы добычи нефтяных залежей…………………………...3
2. Классификация режимов добычи газовых залежей……………………….7
Список использованной литературы ……………………………………….10
1. Основные режимы добычи нефтяных залежей
Нефть и газ - основа топливно-энергетического хозяйства всех развитых стран, богатейшее химическое сырье. Добыча нефти и газа - это сложный и многогранный процесс, насыщенный техническими устройствами. Оператор по добыче нефти и газа должен быть механиком широкого профиля и знать электротехнику, автоматику и основы электроники, хорошо разбираться в геологии и бурении.
Под режимом работы нефтяных залежей понимают характер проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Знать режимы работы необходимо для проектирования рациональной системы разработки месторождения и эффективного использования пластовой энергии с целью максимального извлечения нефти и газа из недр.
В зависимости от источника пластовой энергии, обусловливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный (водонапорный), упруговодонапорный, газонапорный (режим газовой «шапки»), растворенного газа и гравитационный (рисунок 1):

Рисунок 1. Режимы работы нефтяных залежей: жестководонапорный (а), газонапорный (б), растворенного газа (в) и гравитационный (г)
Первые три режима представляют собой режимы вытеснения, а последние два – режимы истощения пластовой энергии. Более подробно природные режимы нефтяных залежей описаны ниже. При жестководонапорном режиме источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.
Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.
На практике есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и подошвенных вод к забою скважин.
При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8. При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, а фонтанирование прекратится.
При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.
Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и более).
Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно извлечь до 15% нефти от промышленных запасов.
Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.
При газонапорном режиме источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем больше ее размер, тем дольше в ней снижается давление.
В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности, и их эксплуатация прекращается, так как в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным. Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4...0,6.
При режиме растворенного газа основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.
Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого заключается в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.
Гравитационный режим имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом. Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.
При разработке газовых месторождений гравитационный режим и режим растворенного газа отсутствуют.
Необходимо отметить, что естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.
Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону.
2. Классификация режимов добычи газовых залежей
В газоносных пластах обычно наблюдаются два основных режима:
1. Газовый, или режим расширяющегося газа.
2. Упруговодогазонапорный.
При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.
При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.
Пластовое давление залежи Pпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (Pпл/Z)-ΣQ, где Z – коэффициент сверхсжимаемости газа; ΣQ – накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.
Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа – по крупным залежам в период максимальной добычи до 8-10 % начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит.
Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие 0,9-0,97. Газовый режим характерен для
многих крупных газовых месторождений нашей страны.
Упруговодогазонапорный режим – режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.
Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0,2 млн. м3 воды в результате отбора 1 млн. м3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.
При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.
Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин.
Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды вглубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.
Список использованной литературы:
Иванова М.М. Нефтегазопромысловая геология/ М.М. Иванова, И.П. Чоловский, Ю.И. Брагин. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 414 с.
Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российскийгосударственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.
Сианисян Э.С., Андреева Е.В., А.А. Ярошенко режимы нефтяных и газовых залежей: Учебно-методическое пособие и задания к лабораторной работе по курсу «Нефтегазопромысловая геология»/ Под ред. Э.С.Сианисяна.- Ростов на-Дону: Изд. - во Ростовского университета, 2004.- 37 с.
Тухватуллин Р.К., Вафин Р.Ф. Природные режимы нефтяных и газовых залежей. Учебно-методическое пособие, Казань, 2008. – 40с.