Стадии разработки газовых месторождений реферат

Обновлено: 05.07.2024

Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа в пласте к добывающим скважинам при помощи определенной системы размещения установленного числа скважин на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания намеченного режима их работы, регулирования баланса пластовой энергии.

Основное требование к системе разработки - обеспечение минимума затрат на добычу заданных объемов газа при заданной системе степени надежности и соблюдении норм охраны недр. Достижение этих условий осуществляется на стадии проектирования системы разработки оптимальным выбором и учетом всех ее элементов, основными из которых являются:

- режим разработки залежи;

- схема размещения скважин;

- технологический режим эксплуатации скважин и их конструкция;

- схема сбора и подготовки газа.

Особенностью разработки газовых месторождений в том, что разработка месторождений фактически начинают до составления проекта разработки (это связано с тем, что ряд характеристик месторождения невозможно получить на стадии разведки, а также по экономическим соображениям - высокой стоимостью разведки газовых месторождений).

Разработка газовых месторождений осуществляется в два этапа:

- на первом этапе проводят опытно-промышленную эксплуатацию месторождения;

- на втором этапе осуществляют промышленную разработку по проекту, составленному на основе достаточно полных и достоверных данных опытно-промышленной разработки.

Основной метод добычи газа и газового конденсата - фонтанный, т.к газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин.

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

При добыче газа главное - защита обсадных труб и оборудования от агрессивного воздействия сероводорода и углекислого газа, которое способствует развитию коррозии труб и оборудования. Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин нашли ингибиторы, т. е вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается.

Сайклинг-процесс- способ разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления посредством обратной закачки газа в продуктивный горизонт. При этом используется газ, добываемый на данном месторождении (а в случае необходимости- из других месторождений), после извлечения из него высококипящих углеводородов (С5+В). Поддержание пластового давления препятствует происходящему вследствие ретроградной конденсации (см. Ретроградные явления) выделению в продуктивном горизонте из пластового газа высококипящих углеводородов, образующих газовый конденсат (который в противном случае является практически потерянным).

Сайклинг-процесс применяется в случае, когда имеется возможность консервации запасов газа данного месторождения в течение определённого времени. В зависимости от соотношения объёмов закачиваемого и добытого газов различают полный и частичный сайклинг-процесс. В первом случае в пласт закачивают весь добываемый на месторождении газ после извлечения из него углеводородов С₅+В. Вследствие этого объёмы добычи газа, приведённые к пластовым условиям, превышают объёмы его закачки в пласт (в аналогичных условиях), поддерживать начальное пластовое давление не удаётся и оно снижается на 3-7%. Поэтому если давление начала конденсации пластовой смеси примерно равно начальному пластовому давлению в залежи, то в продуктивном пласте происходит частичная конденсация высококипящих углеводородов. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата из пласта при полном сайклинг-процессе достигает 70-80% (см. также Конденсатоотдача). Для поддержания пластового давления на начальном уровне уменьшение объёма закачиваемого газа компенсируют за счёт привлечения газа из других месторождений. При частичном сайклинг-процессе в пласт закачивают часть добываемого газа (после извлечения из него высококипящих углеводородов). Соотношение объёмов (приведённых к пластовым условиям) закачанного и отобранного газов составляет 60-85%. В этом случае снижение пластового давления может достигать 40% от начального, однако большая часть высококипящих углеводородов остаётся в пластовом газе. Прогнозный коэффициент извлечения конденсата при частичном сайклинг-процессе 60-70%.

Полный и частичный сайклинг-процессы могут проводиться сразу после ввода месторождения в эксплуатацию, а также в случае разработки его в течение некоторого времени в режиме истощения. Однако чем позже начинается реализация сайклинг-процесса, тем ниже коэффициент конденсатоотдачи пласта. Целесообразность применения сайклинг-процесса определяется экономической эффективностью, достигаемой за счёт дополнительной добычи конденсата (по сравнению с разработкой месторождения в режиме истощения). Как правило, сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях с начальным содержанием конденсата в пластовом газе свыше 200 г/м 3 . Эффективность применения сайклинг-процесса определяется также степенью изменения проницаемости продуктивного горизонта по вертикали. Для месторождений с высокой степенью неоднородности пласта-коллектора сайклинг-процесс может оказаться малоэффективным даже при большом содержании конденсата в газе.

Полный сайклинг-процесс рекомендуется применять на месторождениях, пластовые смеси которых имеют крутые изотермы пластовых потерь конденсата (строятся по результатам исследований процесса дифференциальной конденсации). В этом случае даже небольшое (на 10-15%) снижение пластового давления приводит к значительным потерям конденсата в пласте (до 50% от начальных запасов). Частичный сайклинг-процесс осуществляется на месторождениях, пластовые смеси которых имеют пологие кривые изотерм пластовых потерь конденсата; тогда при снижении пластового давления на 30-40% от начального из пластового газа выделяется до 20% конденсата (от его начальных запасов), а оставшийся в пластовом газе конденсат извлекается вместе с газом на поверхность. Выпавший ранее в продуктивном горизонте конденсат может быть частично извлечён из пласта за счёт его испарения при прохождении над ним свежих порций газа, нагнетаемого в пласт. Выбор варианта сайклинг-процесса, в т.ч. и соотношения объёмов закачанного и отобранного газов, проводится в результате технико-экономических расчётов, учитывающих также особенности месторождения, потребности данного региона в природном газе и конденсате. При осуществлении сайклинг-процесса для увеличения коэффициента охвата пласта нагнетаемым газом эксплуатационные и нагнетательные скважины размещают, как правило, в виде кольцевых батарей, расположенных на максимально большом расстоянии друг от друга. Т.к. приёмистость нагнетательных скважин зачастую превышает производительность эксплуатационных, число нагнетательных скважин на месторождении в 1,5-3 раза меньше числа эксплуатационных.

Стадии разработки залежи.

При разработке нефтяной залежи выделяют четыре стадии:

I - нарастающая добыча нефти;

II- стабилизация добычи нефти;

III - падающая добыча нефти;

IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадиинарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Способ добычи нефти в этот период фонтанный, обводненность отсутствует. Продолжительность I стадии составляет около 4-6 лет.

Вторая стадия- стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважин. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи нефти достигается:

1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3) проведение работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Обводненность продукции может достигать 50 %. Продолжительность II стадии составляет около 5-7 лет.

Третья стадия- падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. В этот период все скважины работают на механизированных способах добычи. Этот этап заканчивается при достижении 80 - 90 % обводненности.

Четвертая стадия- поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Обводненность продукции достигает 90-95 % и более. Этот период является самым длительным и продолжается 15-20 лет.

Общая продолжительность разработки любого нефтяного месторождения составляет от начала до конечной рентабельности 40-50 лет.

На рис.43 показаны стадии разработки нефтяных месторождений.

Рис.43 Стадии разработки нефтяных месторождений.

Наиболее крупные месторождения нефти нашего региона-Удмуртской Республики (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское, Ельниковское) и Пермского края - Кокуйское, Батырбайское, Павловское, Баклановское, Осинское, Уньвинское, Сибирское находятся на 3-ей или 4-ой стадии разработки.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений выделяются стадии:

I - нарастающая добыча газа;

II- постоянная добыча газа;

III- падающая добыча газа.

Для того чтобы избежать консервации значительных материальных ресурсов разработка газовых месторождений начинается еще во время разбуривания и обустройства. По мере ввода в эксплуатацию новых скважин, пунктов сбора, компрессорных станций, газопроводов добыча из месторождения возрастает. Поэтому стадию, совпадающую с разбуриванием и обустройством месторождения, называют стадией нарастающей добычи.

После ввода в эксплуатацию всех мощностей по добыче газа, которые определены технико-экономической целесообразностью, наступает стадия постоянной добычи. Из крупных месторождений за этот период отбирается более 60 % запасов газа.

По мере истощения запасов газа и пластовой энергии дебиты скважин снижаются, выводятся из эксплуатации обводненные скважины, добыча газа из месторождения уменьшается. Эту стадию разработки называют стадией падающей добычи. Она продолжается до снижения отборов газа ниже рентабельного уровня.

Такие стадии добычи газа характерны для крупных месторождений, при разработке средних по запасам месторождений стадия постоянной добычи газа часто отсутствует, а при разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений отсутствуют стадии нарастающей и постоянной добычи газа.

Что касается гигантских газовых месторождений нашей страны (Уренгойское, Медвежье, Ямбургское), то они вступили в этап падающей добычи.

ГОСТ

Природный газ и объемы его добычи

Природный газ – это скопление газов, которое образовались в результате разложения органических веществ в недрах Земли.

Основную часть природного газа составляет метан (около 98%), остальные два процента, это этан, бутан, пентан, пропан, азот, гелий, водород, углекислый газ и другие вещества.

Существует несколько способов классификации природного газа, предложенные разными учеными. В 1912 году профессор Вернадский разработал систему классификации газов по их морфологи и выделил две группы: жидкие и твердые растворы газов, а также газы в свободном состоянии. В 1932 Губкин разделил все природные газы по содержанию в них главного компонента (метана) и основных примесей (азот и углекислоты). В том же году Соколов разделил их все на три основные группы по химическому составу (углеводородные, азотные и углекислые). Также свои классификации разработали в разное время такие ученые, как Белоусов, Кравцов, Высоцкий, Никонов, Кофанов, Ермаков и другие.

В настоящее время природный газ применяется для производства горючего, для отопления, а также как топливо. Природный газ является чистым видом органического топлива и уже составляет конкуренцию нефти. Преимуществами природного газа перед нефтью являются широкое применение в быту, низкая себестоимость, а также наименьший объем вредных выбросов при его сжигании и добыче.

Мировыми лидерами по добыче природного газа являются:

США. Добывает более 750 миллиардов кубометров в год.
Россия. Около 750 миллиардов кубометров в год.
Иран. Добывает 227 миллиардов кубометров в год.

Также в Топ-10 стран по добыче нефти входят: Катар, Канада Китай, Норвегия, Саудовская Аравия, Алжир и Туркмения.

Способы размещения скважин на газовых месторождениях

Способ размещения скважин на месторождении газа зависит от: требований экономики, степени изменчивости литологического состава, рельефа, наличия застроек, физико-химических свойств горной породы.

Готовые работы на аналогичную тему

Всего существует два способа размещения скважин: равномерный и неравномерный.

При равномерном размещении скважин, их бурят в углах квадратов или вершинах правильного треугольника. Преимуществами равномерного размещения скважин являются: более быстрые темпы извлечения газа, лучшей изученности геологических особенностей месторождения, низкая интерференция скважин при одновременной работе (взаимодействие между собой).

Рисунок 1. Равномерный способ размещения скважин. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Размещение скважин в виде линейных, кольцевых цепочек или их комбинации является неравномерным. Преимуществом неравномерного размещения скважин – уменьшение затрат и сроков на строительство и протяженности вспомогательных линий (вода, электричество и т.п.).

Рисунок 2. Неравномерный способ размещения скважин. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

Система разработки газовых месторождений и технологический режим эксплуатации скважин

Система разработки газового месторождения – это совокупность мероприятий, целью которых является управление движением воды, конденсата и газа в пласте.

К мероприятиям по управлению движением газа, воды и конденсата можно отнести:

Поддержание баланса пластовой энергии.
Установление технологического режима использования скважин.
Расчет ввода скважин в эксплуатацию.
Определение количества, места размещения, способа размещения и вида скважин.

В основу рациональной системы разработки месторождения природного заложен принцип достижения заданного объема добычи при соблюдении правил охраны труда и природы, а также при оптимальных технических и экономических показателях. При проектировании системы разработки определяют схему размещения и число скважин, а также общий срок и темп добычи природного газа.

Также для любого месторождения природного газа характерен один из двух режимов разработки. При газовом режиме разработки полезное природный газ поступает в скважины под давлением своей же энергии. Данный вид режима разработки встречается очень редко. При водонапорном режиме разработки месторождения газ поступает к скважине под давлением, которое оказывает на него его же энергия и напор подошвенной и законтурной воды.

Технологический режим эксплуатации скважин – это изменение во времени состава, температуры, давления и дебита газа на устье скважины.

Технологически режим эксплуатации скважин на месторождениях природного газа зависит от ряда факторов и показателей: прочности пород, химического состава газа, типа залежи (пластовая или массивная), температуры, давления. Этот режим устанавливается, благодаря данным исследований, которые проводятся при помощи наземного и подземного (желонка Цайгера) оборудования и проборов (улавливатели породы, измерители температуры и давления, шумомеры, дебитомеры и другие).

Постепенно природный газ вытесняет нефть, многие электостанции и виды автотранспорта переходят на него, что в свою очередь способствует наращиванию объемов добычи и совершенствованию технологий разработки.

Читайте также: