Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

4. проекты разработки.

5. уточненные проекты разработки (до разработки).

6. анализ разработки.

Нефтяные и газовые месторождения вводятся в разработку на основе вышеперечисленных документов. Условия и порядок ввода месторождений в разработку определяются «Правилами разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений».

Первым проектным документом при разработке залежей УВ является проект пробной эксплуатации (ПЭ). Пробная эксплуатация проводится для получения исходных данных для составления технологической схемы опытно- промышленной разработки (для нефтяных залежей) и опытно-промышленной эксплуатации (для газовых залежей). Они составляются на 10-15 лет. В них обосновываются технологические и технико-экономические показатели разработки залежи.

После получения дополнительной информации о залежи и пласте, на базе пересчета запасов составляется проект разработки залежи.

В проекте обосновываются все показатели разработки залежи до конца жизни месторождения.

Когда фактические показатели разработки существенно откланяются от проектных, то составляется уточненный проект разработки.

На последней стадии разработки месторождения составляется проект до-разработки. Основная его цель: обоснование мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта.

Основные стадии разработки нефтяных залежей

Выделяются 4 стадии (см.рис 40), а при газовом режиме-3 стадии.

1. Освоение объекта (залежи) - характеризуется ростом добычи нефти, ростом числа скважин и заканчивается при достижении проектной добычи нефти.

2. Основная стадия - характеризуется высоким стабильным уровенем добычи нефти. К концу стадии отмечается рост обводненности продукции, при этом извлекается 40-60% извлекаемых запасов.

3. Резкое снижения добычи нефти - снижается количество добывающих скважин (по причине их обводнения), дебиты падают, увеличивается количество добываемой воды. В конце стадии добывается 80-90% извлекаемых запасов.

4. Завершающая стадия - характеризуется низкими дебитами скважин и высокой обводненности скважин и продукции в целом.

Рис. 40. Основные стадии разработки нефтяных залежей

Глава 6. Геолого-промысловый контроль за процессом разработки залежей УВ

Цель контроля: необходимо получить достаточное количество информации для принятия решения о необходимости регулирования разработки.

Различают следующие методы контроля:

1. Гидродинамические методы - позволяют изучать продуктивность пластов и другие геолого-физические параметры с использованием глубинной аппаратуры.

2. Геофизические методы - позволяют контролировать положение контактов и характер текущей флюидонасыщенности пласта.

3. Физико-химические методы, позволяющие контролировать химический состав и физические свойства нефти, газа и воды.

В процессе контроля за разработкой получают исходную информацию для анализа разработки. Основная цель анализа - сопоставление проектных и фактических показателей разработки. Анализ разработки выполняют нефте-газодобывающие управления (НГДУ) и газопромысловые управления (ГПУ). Крупные и средние месторождения подвергаются анализу 1 раз в 5 лет с привлечением научно-исследовательских институтов (НИИ). При этом изучается изменение во времени следующих показателей:

- добыча нефти

- добыча жидкости

- добыча газа

- закачка воды и газа

- фонд скважин (различного назначения)

- пластовое давление

- положение контактов.

При проведении анализа разработки составляются следующие графические документы:

- карта разработки (карта суммарной добычи) - составляется на основе структурной карты, на которой показаны положения контуров нефтегазоносности, положения скважин различных категории. Для каждой скважины составляется круговая диаграмма суммарной (накопленной) добычи нефти, газа, воды.

- карта текущего состояния разработки (текущих отборов) - в виде круговых диаграмм показывается текущей дебит скважин на дату составления карты. В остальном она аналогична карте разработки.

- график разработки - изменение во времени показателей разработки.

-графики эксплуатации - динамика основных показателей разработки отдельной скважины.

- карта изобар - контроль за изменением давления в пределах залежи.

- карта обводненности продукции - изучение обводнения залежи и перемещения ВНК, составляется в изолиниях процентного содержания воды в добываемой жидкости.

- карта газовых факторов - когда залежь работает на режиме растворенного газа или газонапорном режиме. Они позволяет контролировать процесс разработки. Увеличение газового фактора отмечается в зонах резкого снижения пластового давления.

При выявлении отклонений фактических показателей от проектных, осуществляется регулирование процесса разработки залежи.

Глава 7. Охрана недр и природы в процессе бурения скважин и разработки месторождений

Общие положения

Недра это часть земной коры ниже почвенного слоя, а при его отсутствии - ниже земной поверхности и дна водоемов и водотоков, простирающейся до глубин, доступных для геологического изучения и освоения.

Задача охраны недр месторождений УВ состоит в предотвращении потерь УВ и пластовой энергии. Эта задача решается совокупностью организационных и геолого-технических мероприятий на всех этапах разведки и разработки месторождений УВ.

Всесторонняя охрана недр - одно из главных условий рациональной разведки и разработки любого месторождения УВ и представляет собой обязанность коллектива каждого предприятия, ведущего горные работы.

Статья 1.2 Закона РФ - собственность на недра. Говорит «недра в границах территории РФ, включая подземное пространство и содержащиеся в недрах полезные ископаемые, энергетические и иные ресурсы, являются государственной собственностью».

Основными лицами, обязанными принимать и соблюдать все необходимые и достаточные меры по охране недр месторождений УВ являются руководящие и инженерно-технические работники геолого-разведочных и газодобывающих предприятий. Контроль за охраной окружающей среды и недр осуществляет Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору РФ, а по Астраханской области - управление по технологическому и экологическому надзору - Ростехнадзор по Астраханской области. Работы по поискам, разведке, добыче УВ, должны вестись в соответствии с «Инструкциями …» по выполнению этих работ. Нарушителей этих «Инструкцией» - наказывают вплоть до снятия с занимаемой должности.

Охрана окружающей среды природы при бурении скважин и эксплуатации месторождений УВ

Работы должны выполняться таким образом, чтобы не имело место загрязнение воздуха воды, почвы, вызванные деятельностью человека. Например при работе котельных, электростанции, железнодорожного, автотранспорта имеют место выбросы сернистого ангидрита. В результате образуются «смоговые» туманы - в 1м³ воздуха г. Лондона содержится до 2 кг смоговой пыли. Для уменьшения этого явления внедряются электромобили, электропоезда.

Очень неблагоприятное влияние на окружающую среду оказывает сжигание попутного газа - происходит расход О₂ и образование СО₂ при этом, содержание СО₂ на Земле увеличивается, а это приводит к «парниковому» эффекту, что, в свою очередь стимулирует таяние льдов в Арктике и Антарктике, а это ведет к подъему уровня Мирового океана и затоплению пониженных участков суши.

В процессе бурения скважин наблюдается загрязнение вод рек, морей, океанов, внутренних водоемов (особенно при морском бурении). Также загрязняется почва и окружающая среда при транспорте нефти по трубопроводам (негерметичным). Очень часто аварии с нефтеналивными судами.

После бурения скважины обязательна рекультивация почвы - приведение места буровой площадки в первоначальное состояние.

В процессе горных работ необходимо соблюдать требования охран лесов, ландшафта, охрана животного мира (отстрел животных необходимо производить в строго определенное время, необходимо усилить борьбу с браконьерами).

В результате деятельности человека имеет место нарушение природных равновесий - так называемые техногенные процессы. Например, при разработке месторождений УВ пластовое давление падает, наблюдается просадка почвы, влекущая за собой оползни, землетрясения. Например, в Калифорнии за счет этого просадка почвы достигает 10-20 м.

Охрана недр при бурении скважин

Основной документ на бурение скважины - это геолого-технический наряд (ГТН). Бурение скважин осуществляется в соответствии с его требованиями.

При бурении скважин на месторождениях УВ должны быть приняты меры, обеспечивающие:

1) Предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразование, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков.

2) Надежную изоляцию в пробуренных скважинах всех проницаемых и углеводородосодержащих пластов.

3) Необходимую герметичность всех спущенных в скважину труб и высококачественное цементирование колонн.

Все пласты с признаками УВ по данным бурения скважин должны быть тщательно изучены для определения возможного получения из них промышленных притоков нефти или газа.

При вскрытии продуктивных пластов применяются промывочные растворы, создающие гидростатическое давление превышающее на 15-20% ожидаемое пластовое давление. Во избежание выброса необходимо утяжелять буровой раствор и химически его обрабатывать за 500 м до кровли продуктивного пласта. Обычно выбросы наблюдаются в первых скважинах.

Бурящиеся скважины оборудуются превентором - для закрытия устья скважины в случае аварийного выброса бурового раствора. Превенторы опресовываются на максимальное ожидаемое пластовое давление (Рпл). Необходимо использовать рациональные конструкции скважин: количество колонн, высота подъема цемента за колоннами глубина скважины, марка стали, диаметр колонны, затрубное давление и т.д.

Цемент за эксплуатационной колонной нефтяной скважины поднимают на 50м выше самого верхнего продуктивного горизонта, а в газовой скважине - до устья эксплуатационной колонны. Перед спуском обсадных колонн их опресовывают на 1,5 ожидаемое давление, определяемое по ранее пробуренным скважинам.

После цементажа производится определение наличия цементного камня (ОЦК) за колонной и степень его схватывания с колонной и породой различными методами: электротермометром, акустическим каротажом (АК, называемый акустический цементомер) и методами с помощью изотопов.

Испытание колонны на герметичность опрессовкой или снижением уровня.

Технические условия определяют герметичность колонны: на сколько за определенный период должно снизиться давление или понизится уровень жидкости в скважине.

При капитальном ремонте скважины все работы должны выполняться на утяжеленном буровом растворе - во избежание выбросов.

Также ведется в процессе бурения скважины тщательный контроль за искривлением ствола скважины.

Охрана недр при разработке месторождений УВ

Разработка месторождений УВ в целом и самостоятельной залежи или пласта в отдельности должна осуществляться по утвержденным проектам.

Основное требование при разработке месторождений УВ - это сохранение естественной пластовой энергии.

Наиболее важный критерий при разработке залежей УВ - коэффициент нефте- и газоотдачи.

При разработке газонефтяной залежи с газовой «шапкой» необходимо чтобы газовая «шапка» не разрабатывалась до извлечения промышленных запасов нефти. Например, при разработке Анастасиевско-Троицкого месторождения одновременно эксплуатировались нефтяная часть и газовая «шапка». Контурные воды были активными. В результате снижения пластового давления в газовой «шапке» нефть передвинулась в нее, смачивая песчаный сухой коллектор. В результате было потеряно несколько млн. тонн нефти.

В процессе разработки крупных залежей нефти используется блоковая система заводнения - залежь делится на блоки. При снижении пластового давления Р_пл законтурные воды внедряются в залежь, вытесняют нефть к забоям эксплуатационных скважин при этом достигается высокий коэффициент нефтеотдачи (з).

С целью повышения коэффициента нефтеотдачи (з) необходимо более обосновано выбирать рабочий агент (вода, газ) для нагнетания в пласт. В России около 80% нефти добывается на месторождениях с заводнением.

На месторождениях с коллектором невысокой проницаемости для вытеснения нефти применяется газ высокого давления (ГВД) или сжиженный газ. Газ высокого давления растворяет некоторое количество нефти, при этом создается нефтяная оторочка, постепенно она увеличивается в объеме вязкость ее снижается и она проталкивается к забоям скважины.

Газ высокого давления (ГВД) применяется также при разработке залежей тяжелых вязких нефтей. Здесь метод заводнения не дает результатов, так как газ высокого давления растворяет тяжелые вязкие нефти и подвижность нефтей увеличивается.

Для обеспечения высокого коэффициента нефтеотдачи (з) необходимо, чтобы скважины эксплуатировались на оптимальных технологических режимах:

- с минимальным газовым фактором r

- с минимальным процентом обводнения

- с минимальным процентом выноса песка.

Для повышения коэффициента конденсатоотдачи при разработке газоконденсатных месторождений используется методы поддержания пластового давления (ППД). При этом необходимо, чтобы пластовое давление Р_пл не упало ниже давления начала конденсации.

Лица, нарушающие охрану недр при разведке и разработке месторождений УВ, несут ответственность в законном порядке.

Литература:

1. М.М. Иванова, Л.Ф. Дементьев, И.П. Чоловский. «Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа». М. Недра, 1985г. 1996г.

2. М.А. Жданов «Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа». М. Недра, 1990г.

3. Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, А.Е. Корнилов «эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». М. Недра 1988г.

4. И.М Муравьев, Р.С. Андриасов и др. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений». М. Недра, 1965г.

Размещено на Allbest.ru