Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство высшего и среднего специального образования Республики Узбекистан

Бухарский инженерно-технологический институт

5A 311901- «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

ДИССЕРТАЦИЯ

на соискание академической степени магистра

Тема:

Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа

Яхяев Нодир Шарифович

Научный руководитель:

доц. Н.Н. Авлиякулов

Бухара-2013



АННОТАЦИЯ

На магистерскую диссертационную работу Н.Ш. Яхяева на тему: «Разработка месторождения Денгизкуль с дальнейшей транспортировкой газа» представляемой на соискание академической степени магистра по специальности: 5A-311901 - «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

В магистерской диссертационной работе рассматривается месторождение «Денгизкуль», которой является основной сырьевой базой высокосернистого газа (ВСГ) для Мубарекского газоперерабатывающего завода. В связи с вводом в разработку все большего количества высокосернистого газа, проблемы их эксплуатации и проектирования вновь приобрели актуальное значение. В настоящее время одним из актуальных вопросов является дальнейшая разработка и эксплуатация высокосернистых месторождений в период бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. На основе применения системного подхода и системного анализа выделены специфические особенности функционирования системы разработки и добычи ВСГ на месторождения Денгизкуль, а также возможность применения кислотной обработки в сочетании гелеообразующими растворами (ГОР) для предотвращения обводнение призабойной зоны скважины.



ANNOTASION

In the masters dissertation work is considered a deposit . Penciskul which is the main base of raw materials high sculpture dioxide . for muberek gas plans in conation with the development of a growing number of . Now one of the mast urgent issues is the continued development and exploitation on the basis of a systematic approach and system analyses are specific features of operation . Development of acid treatment combined ride coleus from mi the demotion as well as the possibility of applying the Acer Processing combined week solution hole zone wells.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Газы нефтяных и газовых месторождений и их физические свойства

1.1.1 Физическая характеристика газов нефтяных и газовых месторождений

1.1.2 Влагосодержание и гидраты природных газов, состав гидратов и природных газов

1.1.3 Состав и некоторые свойства вод нефтяных и газовых месторождений

1.2 Основные сведения о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

1.3 Основы разработки нефтяных месторождений и эксплуатация скважин

1.4 Оборудование фонтанных скважин

1.4.1 Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Задачи, виды и методы исследования

2.1.1 Повышение дебитов скважин физико-химическими методами

2.1.2 Применения композиций на основе силикатов для предотвращения скопления жидкости на призабойную зону

2.2 ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЕ

2.2.1 Общее сведения о месторождение «Денгизкуль»

2.2.2 Анализ состояния разработки месторождения «Денгизкуль»

2.2.3 Анализ исследуемых скважин

2.2.4 Текущие дебиты газовых скважин и рабочие давления на устье

2.2.5 Контроль за газоконденсатной характеристикой

2.2.6 Технологические показатели разработки месторождении «Денгизкуль»

2.2.7 Гидрохимический контроль за разработкой месторождения

ГЛАВА 3.СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЕ «ДЕНГИЗКУЛЬ» И РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ИССЛЕДОВАНИЕ

3.1 Показатели разработки месторождения «Денгизкуль»

3.1.1 Показатели промышленного отбора сухого газа, извлечение конденсата из пласта и добыча стабильного конденсата

3.2 Технологические показатели промышленной разработки месторождения «Денгизкуль»

3.3 Совместные технологические показатели разработки «Денгизкульской группы месторождений»

3.4 Рекомендации по дальнейшей оптимальной разработке «Денгизкульской группы» месторождений

3.4.1 Анализ технико-экономической эффективности реализации проекта разработки месторождения «Денгизкуль»

3.5 Рекомендации по повышению производительности газовых скважин

3.6 Рекомендации по защите скважинного оборудования от коррозии

3.7 Технологические решения по системам сбора, промысловой подготовки и транспорта газа

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Мы всегда отдавали себе отчет в том, что только люди, которые осознают необходимость гармонии национальных и общечеловеческих ценностей, располагающие современными знаниями, интеллектуальным потенциалом и передовыми технологиями, могут добиться постав-ленных стратегических целей развития. Ислам Каримов

Актуальность работы. Узбекистан, по оценкам авторитетных международных финансовых организаций, несмотря на продолжающийся глобальный финансово-экономический кризис, сохраняет стабильно высокие темпы роста экономики, составившие за последние 5 лет не менее 8,5 процента, по сравнению с 2000 годом достигнуто увеличение ВВП в 2,1 раза. Обеспечиваются профицит текущего счета, низкий внешний долг и достаточные валютные резервы, прогнозируются высокие темпы экономики в среднесрочной перспективе [1].

Поиск больших и малых проектов по техническому и технологическому обновлению производства для обеспечения конкурентоспособности продукции, а также средств и источников для этого должен стать в первую очередь важнейшим делом и обязанностью руководителя и инженерно-технического персонала каждого предприятия [2].

В настоящее время в мировой практике добычи природного газа все большее значение приобретает добыча из месторождений высокосернистого газа, эксплуатация которых осуществляется специально оборудованными скважинами, обеспечивающими экологически безопасные технологии освоения этих месторождений. Не является исключением и Республика Узбекистан, основу сырьевой базы которой составляют значительные потенциальные ресурсы и разведанные запасы высокосернистого газа (более 25% от общих запасов).

Рассматриваемое месторождение «Денгизкуль» является основной сырьевой базой высокосернистого газа (ВСГ) для Мубарекского газоперерабатывающего завода. В связи с вводом в разработку все большего количества высокосернистого газа, проблемы их эксплуатации и проектирования вновь приобрели актуальное значение. В настоящее время одним из актуальных вопросов является дальнейшая разработка и эксплуатация высокосернистых месторождений в период бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации [3].

Научная новизна. На основе применения системного подхода и системного анализа диссертант выделяет специфические особенности функционирования системы разработки и добычи ВСГ на месторождения Денгизкуль, а также возможность применения кислотной обработки в сочетании гелеообразующими растворами (ГОР) для предотвращения обводнение скважины.

Цель работы. Совершенствование анализа разработки месторождений ВСГ на базе обобщения результатов проведенными промыслово-экспериментальными исследованиями и выбрать оптимального метода разработки месторождения Денгизкуль для обводненных скважин.

Основные задачи исследований:

- выполнить анализ материалов эксплуатации скважин, полученных за истекший период разработки;

- оценить дренируемые запасы сухого газа;

- сравнить фактические и проектные показатели разработки и причини их несоответствий;

- уточнить основные параметры газовой залежи и подготовить исходные данные для расчета дальнейших технологических показателей.

Методы решения поставленных задач

1. Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.

2. Коррективы отдельных положений проекта разработки месторождения.



Основные защищаемые положения

1. Усовершенствованная концепция формирования проектирования и анализа разработки месторождение «Денгизкуль», условия освоения месторождения и разработка методов их решения;

2. Регулирования технологического режима работы газовых скважин.

3. Анализ и расчет технологических показателей разработки месторождение «Денгизкуль».

Практическая значимость

1. Выработать единый оптимальный подход к решению проблем эксплуатации и проектирования разработки месторождение «Денгизкуль».

2. Получить соответствующие расчетные данные и реализовать цели исследований на месторождение Денгизкуль.

3. Основные результаты диссертационной работы может использоваться как учебное пособие для ВУЗов.

Публикация. По теме диссертации дано две публикационных работы.

Объём работы. Магистерская диссертация состоит из введения, трёх глав, заключения и списка литературы. Объём магистерской диссертации 100 страниц, в том числе 11 рисунков и 18 таблиц. Список использованной литературы состоит из 57 наименований отечественной и зарубежной литературы.

Автор выражает благодарность директору УДП «Мубарекнефтегаз» Ш.Ж.Шамсиеву и начальнику ДКС «Уртабулак» Ш. Маллаеву, а также доцентам Бухарского инженерно-технологического института К.К. Жумаеву и Г.Р. Бозорову за ценные предложения по улучшению содержания данной диссертационной работы.



ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

1.1 Газы нефтяных и газовых месторождений и их физические свойства

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда С_nН_2n+2, т.е. из метана СН₄ и его гомологов - этана С₂Н₆, пропана С₃Н₈, бутана С₄Н₁₀ и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98-99%.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др. [4,5].

1.1.1 Физическая характеристика газов нефтяных и газовых месторождений

Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см³, кг/м³) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0⁰С плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,0007 до 0,0015 г/см³ (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0⁰С) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,61,1.

Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле

S = P^b ,

где S - объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям;

Р - давление газа над жидкостью,

_ коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа; b- показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального. Значение и b зависят от состава газа и жидкости.

Коэффициент растворимости для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 511 м³/м³на 1МПа. Показатель b изменяется в пределах 0,80,95.

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора. То давление, при котором газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения нефти газом.

Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0⁰С обычно не превышает 0,01МПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

Теплоемкость газа. Теплоемкостью называется количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1⁰С. Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная в кДж/м³.

Теплота сгорания газа. Теплота сгорания какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м³ и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т.е. перейдет в жидкость. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление - это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана 4,7 МПа, а критическая температура _ 82,5⁰С.

Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15%. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа. [6,7].

1.1.2 Влагосодержание и гидраты природных газов, состав гидратов и природных газов [8,9]

Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ - гидрат меньше, чем в системе газ - вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды - 980 кг/м³. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение - поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что, значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположенными в зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 23⁰С.

1.1.3 Состав и некоторые свойства вод нефтяных и газовых месторождений

Пластовые воды являются обычным спутником нефти. Вода обладает способностью смачивать породу и потому она обволакивает тончайшей пленкой отдельные зерна ее, а также занимает наиболее мелкие поровые пространства. Вода, залегающая в одном и том же пласте вместе с нефтью или газом, называется пластовой. В нефтегазоносных залежах распределение жидкостей и газов соответствует их плотностям: верхнюю часть пласта занимает свободный газ, ниже залегает нефть, которая подпирается пластовой водой. Однако пластовая вода в нефтяных и газовых залежах может находиться не только в чисто водяной зоне, но и в нефтяной и газовой, насыщая вместе с нефтью и газом продуктивные породы залежей. Эту воду называют связанной или погребенной.

Осадочные породы, являющиеся нефтяными коллекторами, формировались, в основном, в водных бассейнах. Поэтому еще до проникновения в них нефти поровое пространство между зернами породы было заполнено водой. В процессе тектонических вертикальных перемещений горных пород (коллекторов нефти и газа) и позднее углеводороды мигрировали в повышенные части пластов, где происходило распределение жидкостей и газов в зависимости от плотности. При этом вода вытеснялась нефтью и газом не полностью, так как основные минералы, входящие в состав нефтесодержащих пород, гидрофильные, т.е. лучше смачиваются водой, чем нефтью. Поэтому вода при вытеснении ее нефтью в процессе образования нефтяных залежей частично удерживалась в пластах в виде тончайших пленок на поверхности зерен песка или кальцита и в виде мельчайших капелек в точках контакта между отдельными зернами и в субкапиллярных каналах. Эта вода находится под действием капиллярных сил, которые значительно превосходят наибольшие перепады давлений, возникающие в пласте при его эксплуатации, и поэтому остается неподвижной при разработке нефтегазовой залежи.

Отношение объема воды, содержащейся в породе, к объему пор этой же породы называется коэффициентом водонасыщенности:

_в = ,

где _в - коэффициент водонасыщенности; V_в - объем воды в породе; V_п _ объем пор.

Отношение объема нефти, содержащейся в породе, к общему объему пор называется коэффициентом водонасыщенности:

_н = ,

где _н - коэффициент нефтенасыщенности; V_н - объем нефти в породе.

Содержание связанной воды в породах нефтяных залежей колеблется от долей процента до 70% объема пор и в большинстве коллекторов составляет 2030% этого объема.

Исследованиями установлено, что при содержании в пласте воды до 3540% и небольшой проницаемости пород пласта из скважин может добываться безводная нефть, так как связанная вода в этом случае в пласте не перемещается.

Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Степень их минерализации колеблется от нескольких сот граммов на 1 м³ в пресной воде до 80 кг/м³ в сильноминерализованных водах и до 300кг/м³ в рапах.

Наиболее характерным признаком для распознавания вод является их химический состав. В состав вод нефтяных месторождений входят, главным образом, хлориды, бикарбонаты и карбонаты металлов натрия, кальция, калия и магния. Содержание хлористого натрия может доходить до 90% от общего содержания солей. Иногда встречается сероводород и в виде коллоидов окислы железа, алюминия и кремния. Часто присутствует йод и бром, иногда в таком количестве, что вода может быть объектом их промышленной добычи.

Воды нефтяных месторождений отличаются от поверхностных или отсутствием сульфатов (соединений SO₄), или их слабой концентрацией. Помимо минеральных веществ, в водах нефтяных месторождений содержатся некоторые минеральные вещества, углекислота, легкие углеводороды, нафтеновые и некоторые жирные кислоты.

Минерализация воды характеризуется количеством растворенных в ней минеральных солей. Степень минерализации вод часто выражается их соленостью, т.е. содержанием растворенных в воде солей, отнесенных к 100 г раствора.

Воды нефтяных месторождений делятся на два основных типа: жесткие и щелочные.

На практике для классификации вод принимают классификацию Пальмера, который рассматривает воду как раствор солей. Каждая соль, растворяясь в воде, придает ей определенные свойства. Например, раствор поваренной соли делает воду нейтральной. Жесткость придают воде сульфаты кальция и магния, образующие «вторичную соленость».

Плотность воды зависит от степени ее минерализации и от температуры.

Коэффициент сжимаемости воды, т.е. изменение единицы объема ее при изменении давления на 0,1 МПа в пластовых условиях, находится в пределах 3,7·10^-5 5·10^-5 1/0,1 МПа в зависимости от температуры и абсолютного давления. Содержание в воде растворенного газа повышает ее сжимаемость.

Растворимость газов в воде значительно ниже растворимости их в нефтях. Рост минерализации воды способствует уменьшению растворимости в ней газа.

В прямой зависимости от минерализации вод находится и электропроводность. Пластовые воды являются электролитом.

Воды нефтяных месторождений могут содержать бактерии органических веществ, которые придают различную окраску (розовую, красную, молочную).

Вязкость пластовой воды при20⁰С составляет 1мПа·с, а при 100⁰С - 0,284 мПа·с. [10,11,12].

1.2 Основные сведения о нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях

Аккумулятором или вместилищем для воды, нефти и газа в недрах земной коры служит пласт-коллектор, называемый природным резервуаром, в кровле и подошве которого залегают покрышки, сложенные плохо проницаемыми породами.

Хорошими коллекторами являются осадочные породы: пески, песчаники, конгломераты, трещиноватые и кавернозные известняки и доломиты.

Иногда нефть может быть в трещинах и порах изверженных пород, но эти скопления, как правило, не имеют промышленного значения.

Слабопроницаемые породы, являющиеся кровлей и подошвой нефтяного месторождения: глина, сланц, и др.

Образовавшиеся при определенных условиях, нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный водой, перемещаются к его кровле, скапливаются там и попадают в ловушку.

Примечание: существует две гипотезы образования нефти - органическая и неорганическая. В природе существуют самые разнообразные виды ловушек (рис. 1.2.1. а, б), наиболее распространенными из которых являются сводовые ловушки (рис. 1.2.1. а).

Рис. 1.2.1 а. Сводовая ловушка: 1 - внешний контур газоносности; 2 - внешний контур нефтеносности; б. Литологически экранированная ловушка

Рис. 1.2.1 в. Тектонически экранированная ловушка. г. Статиграфически экранированная ловушка

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может произойти значительное скопление нефти и газа, называемое залежью. Совокупность залежей одной и той же группы (например, сводовых), находящихся в недрах земной коры единой площади, называется месторождением нефти и газа. Месторождения могут быть нефтяными, газоконденсатными, газонефтяными. Существование в земной коре двух основных геологических структур - геосинклиналей и платформ предопределило разделение месторождений нефти и газа на два основных класса:

1 класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинклинальных (складчатых) областях;

2 класс - месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

Промышленная ценность месторождения определяется не только его размерами, но в значительной степени и физическими свойствами коллекторов, пластовых жидкостей и газов, а также видом и запасом пластовой энергии.

Породы нефтяной (газовой) залежи характеризуются пористостью, проницаемостью, гранулометрическим составом, удельной поверхностью, карбонатностью, сжимаемостью и насыщенностью нефтью, газом и водой. Эти параметры пород продуктивного пласта необходимы для решения задач рациональной разработки и эксплуатации месторождений.

Под пористостью горной породы понимается наличие в ней пустот (пор, каверн, трещин), не заполненных твердым веществом.

Различают пористости полную (абсолютную, физическую) и открытую, характеризующиеся соответствующими коэффициентами.

Коэффициентом полной (абсолютной) пористости m_п называется отношение суммарного объема пор V_пор в образце породы к видимому его объему V_обр. Измеряется пористость в долях единицы или в%.



В долях единицы

m_п =; в% m_п =· 100.

Коэффициентом открытой пористости m_o называется отношение объема открытых сообщающихся пор к объему образца.

Статическая полезная емкость коллектора V_cт характеризует относительный объем пор и пустот, которые могут быть заняты жидкостью или газом.

Пределы измерения полной пористости некоторых горных пород

Породы	Пористость,%
Изверженные Глинистые сланцы Глина Пески Песчаники Известняки и доломиты	0,05 1,25 0,54 1,4 6,0 50,0 6,0 52,0 3,5 29,0 0,6 33,0

Пористость коллекторов, содержащих нефть

Коллектор	Пористость,%
Пески Песчаники Карбонатные коллекторы	20,0 25,0 10,0 30,0 10,0 25,0

Различают поровые каналы:

Сверхкапиллярные - больше 0,5 мм (поровых каналов), движение жидкости свободно.

Капиллярные - 0,5 0,0002 мм, движение жидкости возможно при значительных перепадах давления газы движутся легко.

Субкапиллярные - меньше 0,0002 мм, при существующих в пластах перепадах давления жидкость перемещаться не может.

Широкие измерения предела пористости одних и тех же пород объясняются действием многих факторов: взаимное расположение зерен, процесса цементации, растворения и отношения солей и др. [13,14].

1.3 Основы разработки нефтяных месторождений и эксплуатация скважин

Скважина - цилиндрическая горная выработка, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая диаметр во много раз меньше длины. Начало скважины называется устьем, цилиндрическая поверхность - стенкой или стволом, дно - забоем. Расстояние от устья до забоя по оси ствола определяет длину скважины, а по проекции оси на вертикаль ее глубину. Максимальный начальный диаметр нефтяных и газовых скважин обычно не превышает 900 мм, а конечный редко бывает меньше 165 мм.

Бурение скважин - сложный технологический процесс строительства ствола буровых скважин, состоящий из следующих основных операций:

- углубление скважин посредством разрушения горных пород буровым инструментом;

- удаление выбуренной породы из скважины;

- крепление ствола скважины в процессе ее углубления обсадными колоннами;

- проведение комплекса геолого-геофизических работ по исследованию горных пород и выявлению продуктивных горизонтов;

- спуск на проектную глубину и цементирование последней (эксплуатационной) колонны.

Принято считать: мелкое бурение - до 1500 м, бурение на средние глубины - до 4500 м, глубокое - до 6000 м и сверхглубокое бурение - глубже 6000 м.

По характеру разрушения горных пород различают механические и немеханические способы бурения. К механическим относятся вращательные способы (роторное, турбинное, реактивно-турбинное бурение и бурение с использованием электробура и винтовых забойных двигателей), при которых горная порода разрушается в результате прижатого к забою породоразрушающего инструмента (бурового долота), и ударные способы. Немеханические способы бурения (термические, электрические, взрывные, гидравлические и др.) пока не нашли широкого промышленного применения.

При бурении на нефть и газ порода разрушается буровыми долотами, а забой скважин обычно очищается от выбуренной породы потоками непрерывно циркулирующей промывочной жидкости (бурового раствора), реже производится продувка забоя газообразным рабочим агентом.

Скважины бурятся вертикально (отклонение до 23°). При необходимости применяют наклонное бурение: наклонно-направленное, кустовое, много-забойное, двуствольное).

Cкважины углубляют, разрушая забой по всей площади (без отбора керна) или периферийной части (с отбором керна). В последнем случае в центре скважины остается колонка породы (керн), которую периодически поднимают на поверхность для изучения пройденного разреза пород.

Скважины бурят на суше и на море при помощи буровых установок.

Цели и назначение буровых скважин различные. Эксплуатационные скважины закладывают на полностью разведанном и подготовленном к разработке месторождении. В категорию эксплуатационных входят не только скважины, с помощью которых добывают нефть и газ (добывающие скважины), но и скважины, позволяющие организовать эффективную разработку месторождения (оценочные, нагнетательные, наблюдательные скважины).

Оценочные скважины предназначены для уточнения режима работы пласта и степени выработки участков месторождения, уточнения схемы его разработки.

Нагнетательные скважины служат для организации законтурного и внутриконтурного нагнетания в эксплуатационный пласт воды, газа или воздуха в целях поддержания пластового давления.

Наблюдательные скважины сооружают для систематического контроля за режимом разработки месторождения.

Конструкция эксплуатационной скважины определяется числом рядов труб, спускаемых в скважину и цементируемых в процессе бурения для успешной проводки скважин, а также оборудованием ее забоя.

В скважину спускают следующие ряды труб:

1. Направление - для предотвращения размыва устья.

2. Кондуктор - для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции горизонтов с грунтовыми водами, установки на устье противовыбросового оборудования.

3. Промежуточная обсадная колонна (одна или несколько) - для предотвращения возможных осложнений при бурении более глубоких интервалов (при бурении однотипного разреза прочных пород обсадная колонна может отсутствовать).

4. Эксплуатационная колонна - для изоляции горизонтов и извлечения нефти и газа из пласта на поверхность. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки (пакеры, башмак, обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.п.).

Конструкция скважин называется одноколонной, если она состоит только из эксплуатационной колонны, двухколонной - при наличии одной промежуточной и эксплуатационной колонны и т.д.

Устье скважины оснащено колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте.

На месторождениях Западной Сибири распространено кустовое бурение. Кустовое бурение - сооружение групп скважин с общего основания ограниченной площади, на котором размещается буровая установка и оборудование. Производится при отсутствии удобных площадок для буровых установок и для сокращения времени и стоимости бурения. Расстояния между устьями скважин не менее 3 м.

Пластовая энергия - совокупность тех видов механической и тепловой энергии флюида (нефть, газ и вода в горных породах, характеризующиеся текучестью) и горной породы, которые могут быть практически использованы при отборе нефти и газа. Главные из них:

1. Энергия напора законтурных вод залежей нефти и газа.

2. Энергия упругого сжатия горной породы и флюида, в том числе газа, выделившегося в свободную фазу из растворенного состояния при снижении давления.

3. Часть гравитационной энергии вышележащих толщ, расходуемая на пластические деформации коллектора, вызванные снижением пластового давления в коллекторе в результате отбора флюида из него.

4. Тепло флюида, выносимое им на поверхность при эксплуатации скважин. Практически значима не вся энергия пласта, а лишь та ее часть, которая может быть использована с достаточной эффективностью при эксплуатации скважин.

Разработка месторождений полезных ископаемых - система организационно технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти [15,16].

1.4. Оборудование фонтанных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом [17].

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление - 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки - крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами [18].

Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а

Х Х Х Х - Х Х х Х Х-Х Х

АФ - арматура фонтанная

АН - арматура нагнетательная

Способ подвешивания скважинного трубопровода: в трубной головке - не обозначается, в переводнике к трубной головке - К, для эксплуатации скважин УЭЦН - Э

Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя трубными головками к номеру схемы добавляют "а"

Обозначение системы управления запорными устройствами (с ручным управлением - не обозначают, с дистанционным - Д, с автоматическим - А, с дистанционным и автоматическим - В)

Условный проход ствола елки, мм

Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условных проходом ствола не указывается)

Рабочее давление, Мпа (кгс/см²)

Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного макроклиматического района - ХЛ

Исполнения по составу скважинной среды:

c содержанием Н₂S и СО₂ до 0,003% по объему каждого - не обозначается;

с содержанием СО₂ до 6% по объему - К1;

с содержанием Н₂S и СО₂ до 6% по объему каждого - К2 и К2И

Модификация арматуры или елки

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5ч10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м [19].

1.4.1 Понятие о разработке нефтяных и газовых скважин

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных месторождений определяют:

порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку;

сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу;

способы регулирования баланса и использования пластовой энергии.

Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений).

Объект разработки - один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.

При выделении объектов следует учитывать:

1. геолого-физические свойства пород-коллекторов;

2. физико-химические свойства нефти, воды и газа;

3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов;

4. технику и технологию эксплуатации скважин.

Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты в отличие от самостоятельных предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект. [20,21].



ГЛАВА 2. МЕТОДЫ И ОБЪЕКТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ

2.1 Задачи, виды и методы исследования

Основная задача исследования залежей и скважин -- получение информации о них для подсчета запасов нефти и газа, проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин. Исследование начинается сразу же после открытия залежей и продолжается в течение всей «жизни» месторождения, т.е. осуществляется в процессе бурения и эксплуатации скважин, обеспечивающих непосредственный доступ в залежь.

Исследования можно подразделить на первичные, текущие и специальные. Первичные исследования проводят на стадии разведки и опытной эксплуатации месторождения. Задача их заключается в получении исходных данных, необходимых для подсчета запасов и проектирования разработки. Текущие исследования осуществляют в процессе разработки. Их задача состоит в получении сведений для уточнения параметров пласта, принятия решений о регулировании процесса разработки, проектирования и оптимизации технологических режимов работы скважин и др. Специальные исследования вызваны специфическими условиями разработки залежи и эксплуатации скважин (внедрение внутрипластового горения и т.д.).

Выделяют прямые и косвенные методы исследования. К первым относят непосредственные измерения давления, температуры, лабораторные методы определения параметров пласта и флюидов по керну и пробам жидкости, взятым из скважины. Большинство параметров залежей и скважин не поддается непосредственному измерению. Эти параметры определяют косвенно путем пересчета по соотношениям, связывающим их с другими, непосредственно измеренными побочными параметрами. Косвенные методы исследования по физическому явлению, которое лежит в их основе, подразделяют на промыслово-геофизические, гидродинамические и др.

Промыслово-геофизические исследования. При промыслово-геофизических исследованиях с помощью приборов, спускаемых в скважину посредством глубинной лебедки на электрическом (каротажном) кабеле, изучаются электрические свойства пород (электрокаротаж), радиоактивные (радиоактивный каротаж -- гамма-каротаж, гамма-гамма-каротаж, нейтронные каротажи), акустические (акустический каротаж), механические (кавернометрия) и т.п. Промыслово-геофизические исследования позволяют определить пористость (поровую, трещинную, кавернозную), проницаемость, нефтеводогазонасыщенность, толщину пласта, отметки его кровли и подошвы, литологию и глинистость пород, положения ВНК, ГНК и их продвижения, интервалы обводнения, состав жидкости в стволе скважины и его изменение (гамма-плотнометрия, диэлькометрическая влагометрия, резистивиметрия и др.), скорость движения и распределение закачиваемых в пласт агентов (метод радиоактивных изотопов, индикаторные методы и др.), выявить работающие интервалы пласта, установить профили притока и поглощения (скважинная дебито- и расходометрия, термометрия, фотоколориметрия, определение содержания ванадия и кобальта в нефти), определить техническое состояние скважины (качество цементирования, негерметичность обсадных труб, наличие межпластовых перетоков, толщина стенок труб, дефекты в них, местоположение интервалов перфорации, элементов оборудования, муфт и забоя скважины, место отложения парафина, осадка и др.). Эти исследования выполняют геофизические организации.

К геофизическим исследованиям относят также скважинные дебиторасходометрические и термодинамические исследования.

Скважинные дебито- и расходометрические исследования. Они позволяют выделить в общей толщине пласта работающие интервалы и установить профили притока в добывающих и поглощения в нагнетательных скважинах. Обычно эти исследования дополняются одновременным измерением давления, температуры, влагосодержания потока (доли воды) и их распределения вдоль ствола скважины. Для исследования на электрическом кабеле в работающую нагнетательную скважину спускают скважинный прибор -- расходомер (в добывающую скважину -- дебитомер), датчик которого на поверхность подает электрический сигнал, соответствующий расходу жидкости.

Прибор перемещают в скважине периодически с определенным шагом (около 1 м) от точки к точке. В каждой точке измеряется суммарный расход. По данным измерения строят диаграмму интенсивности (расходо- или дебитограмму) или преимущественно профиль поглощения (притока) жидкости (рис. II.1.1.), что позволяет определить работающие интервалы, их долевое участие в общем расходе (дебите) жидкости, охват разработкой по толщине пласта (отношение работающей толщины пласта к нефтенасыщенной и перфорированной), эффективность проводимых в скважине работ по воздействию на при-забойную зону пласта.

Рис. 2.1.1

При наличии измерения забойного давления можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) каждого интервала или в случае исследований при нескольких режимах работы скважины -- построить для них индикаторные линии.

Термодинамические исследования скважин. Они позволяют изучать распределение температуры в длительно простаивающей (геотерма) и в работающей (термограмма) скважине, по которому можно определять геотермический градиент, выявлять работающие и обводненные интервалы пласта, осуществлять анализ температурных процессов в пласте (при тепловом воздействии, закачке холодной воды) и выработки запасов нефти при заводнении, контролировать техническое состояние скважин и работу подземного скважинного оборудования.

Изменение температуры Т недр Земли с глубиной z (естественная геотерма) можно представить уравнением

Т = Т₀ + Г_z, (2.1.1)

где Т_о -- температура нейтрального слоя;

Г=dT/dz-- геотермический градиент (в среднем равен 0,033 °С/м).

Если Т₀ привести к уровню поверхности Земли, то под z можно понимать не глубину от нейтрального слоя, а глубину залегания пород от поверхности Земли. В добывающей скважине восходящий поток жидкости нагревает вышележащие породы, причем со временем t распределение температуры стабилизируется. Геотерма и термограммы используются при проектировании и анализе эксплуатации скважин.

Фильтрация в скважину как дроссельный процесс изменения температуры ДТ от перепада давления Др (эффект Джоуля -- Томсона) согласно уравнению

(2.1.2)

характеризуется изменением температуры флюида на ее забое, где е_д -- средний интегральный коэффициент Джоуля -- Томсона. Для воды е_в⁼0,24, для нефти е_н = 0,41--0,61, для углеводородного газа е_г= --(2,55--4,08) °С/МПа. Это значит, что при притоке воды и нефти поток нагревается, а при притоке газа -- охлаждается. Если в скважину притекает газированная нефть, то изменение температуры вследствие дроссельного и калориметрического эффектов можно оценить по формуле

(2.1.3)

где Т_пл, Т_з -- пластовая и забойная температуры; b_н -- объемный коэффициент нефти; -- теплоемкость, плотность при нормальных условиях нефти (газа); G₀ -- газовый фактор; б_р -- коэффициент растворимости газа в нефти.

С использованием формулы можно оценить условия отсутствия изменения температуры (Т_пл=Т_з), выпадения парафина из нефти в пласте -- температура насыщения нефти парафином), радиус зоны выпадения парафина в пласте.

При притоке однородной нефти дроссельные эффекты незначительны (температура нефти может повышаться всего на 0,4--0,6 °С при депрессии приблизительно 1 МПа). На термограммах, снятых в остановленных скважинах, выделяются аномалии темпера-' туры. Более четко такие аномалии видны на термограммах, снятых после остановки водонагнетательных скважин, что позволяет выделить поглощающие пласты.

Поинтервальный приток нефти из нескольких пластов можно определить по термограмме, снятой в продолжительно (более нескольких суток) работающей нефтяной скважине при постоянном отборе. Потоки из каждого пласта, имея различную температуру и последовательно смешиваясь, обусловливают скачкообразное изменение температуры потока смеси. Тогда приток Q_pi из каждого последовательно сверху вниз пласта можно вычислить по калориметрическому уравнению

(2.1.4)

где ДT_pi -- повышение температуры потока рассматриваемого пласта у его кровли относительно геотермы;

ДT_i -- понижение температуры потока в пределах интервала смешения (за счет калориметрического эффекта);

Q_pi -- дебит рассматриваемого интервала;

-- суммарный дебит нижележащих пластов (относительно рассматриваемого), причем для первого пласта

-- общий дебит скважины;

п -- число пластов.

Следует отметить, что расходо- и термометрия скважин позволяют также определить места нарушения герметичности колонн, перетоки между пластами и др.

Гидродинамические методы исследования. Они основаны на измерении дебитов и забойных давлений (или их изменений во времени). При этом в отличие от лабораторных и промыслово-геофизических исследований изучением охватывается зона дренирования больших размеров, а не точки или локальные области призабойных зон. Непосредственно этими методами можно определить коэффициент продуктивности (приемистости) скважин К_о, гидропроводность пласта е, пластовое давление р_пл, пьезопроводность пласта х, комплексный параметр х/r_с² (r_с -- приведенный радиус скважины), а в сочетании с лабораторными и геофизическими исследованиями -- проницаемость k и радиус r_с.

Гидродинамические методы исследования подразделяют на исследования при установившихся режимах фильтрации (метод установившихся отборов или пробных откачек) и при неустановившихся режимах (метод восстановления давления и метод гидропрослушивания). Эти исследования выполняют службы нефтедобывающих предприятий. Для проведения исследований и измерений составляют план-график. Рекомендуемая периодичность осуществления исследований и измерений по каждой скважине устанавливается с целью выявления всех изменений условий работы залежи и скважин и в основном "предусматривает:

а) один раз в 2 года проводить гидродинамические исследования;

б) ежегодно -- определять профиль притока и интервалов обводнения;

в) один раз в полугодие измерять р_пл и Т_пл, определять интервалы поглощения, положения ВНК и ГНК (в наблюдательных скважинах);

г) ежеквартально измерять р₃;

д) ежемесячно измерять газовый фактор (при р_пл>р_н),

е) один раз в 1--2 недели измерять газовый фактор (при р_пл < р_н), дебиты, приемистости, обводненность продукции и т. д.

Обводнение добывающих скважин при водонапорном режиме-- процесс естественный и закономерный, происходящий вследствие продвижения ВНК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную нефтью.

Газодинамические исследования. С целью уточнения текущих фильтрационно-емкостных параметров продуктивных горизонтов и установления обоснованного технологического режима эксплуатации газовых скважин рекомендуется проведение следующих газодинамических исследований:

1. Измерение статических давлений по всему действующему фонду скважин с минимальным разрывом во времени с периодичностью 1 раз в полугодие.

2. Последнее объясняется длительным (5-7 суток) периодом восстановления статического давления. По данным замеров статических давлений рассчитываются текущие значения пластовых давлений по скважинам.