Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений - Учебное пособие

Министерство образования и науки Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный исследовательский политехнический университет» Редакционно-издательским советом университета в качестве учебно-методического пособияРазработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений включает в себя научно обоснованный производственный процесс извлечения из недр содержащихся в них углеводородов и сопутствующих им полезных ископаемых; процесс проектирования систем разработки нефтяных и газовых залежей, взаимное расположение забоев добывающих, нагнетательных, резервных и других скважин, разбуривание месторождения в соответствии с утвержденной технологической документацией, выработку запасов нефти и газа.Коллектором нефти или газа называется горная порода, имеющая сообщающиеся пустоты в виде пор, трещин, каверн и др., заполненные (насыщенные) нефтью, газом или водой и способные отдавать их при создании перепада давления, т.е. при разработке нефтяной (газовой) залежи. Под пористостью горных пород понимают наличие в ней пустот (пор), вмещающих пластовые флюиды (нефть, газ, воду). На основе изложенных определений можно записать: мобщ = Vпор / Vг.п; (1.1) моткр = Vпор сооб / Vг.п; (1.2) мэф = Vпор дв / Vг.п, (1.3) где мобщ, моткр, мэф - соответственно общая (полная), открытая (со-общающаяся) и эффективная пористость; Vпор - объем всех пор (пустот) в горной породе; Vпор сооб - объем сообщающихся пор (пустот); Vпор дв - объем пор, по которым возможно движение жидкости и (или) газа; Vг.п - объем горной породы. Горные породы, поры в которых представлены в основном субкапиллярными каналами, практически непроницаемы для жидкостей и газов. Коэффициент проницаемости для нефти и газа определяется соответственно из уравнений: k = Q?L/F?Р; (1.4) k = Q0?LР0/F?Р, (1.5) где k - проницаемость, м2; Q - объемный расход жидкости, м3/с; ? - динамическая вязкость жидкости, Па•с; L - длина пути, на котором происходит фильтрация жидкости, м; F - площадь поперечного (перпендикулярного к направлению фильтрации) сечения образца, м2; ?Р - перепад давления при фильтрации (разность давлений на входе и выходе образца), Па; Q0 - объемный расход газа при атмосферном давлении Р0, м3/с.Qн = Fhmkн.н ?н.д • ?ус•10-3, (2.1) где F - площадь нефтеносности, м2; h - средняя эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м; m - среднее значение коэффициента открытой пористости, доли ед.; кн.н - среднее значение коэффициента начальной насыщенности пород нефтью, доли ед; ?н.д - плотность дегазированной нефти, кг/м3; ?ус - коэффициент усадки нефти (пересчетный коэффициент), ?ус = 1/b, где b - объемный коэффициент пластовой нефти, равный отношению объема единицы массы нефти в пластовых условиях к объему этой же нефти на поверхности (дегазированной нефти), доли ед. Для газовой залежи объемный метод имеет такую же основу, что и для нефтяной залежи, т.е. определяется объем газа (Vг.пл) в залежи при начальных пластовых (давление, температура) условиях: Vг.пл = Fhmkн.г, (2.4) где кн.г - коэффициент насыщенности пород газом, доли ед. Для определения объема газа в поверхностных условиях (Qг) пластовый объем приводится к атмосферному давлению и стандартной или нормальной температуре: Qг = (Рпл Тст zct Vг.пл) / (РТ пл zпл), (2.5) где Рпл и Тпл - начальные пластовые давление и температура; Р0 и Тст - атмосферное давление и стандартная (293 К (20 °С)) температура; zct и zпл - коэффициенты сверхсжимаемости газа при стандартных (Р0; Тст) и пластовых (Рпл; Тпл) условиях. Часть геологических запасов нефти или природного газа по ряду причин может быть не вовлечена в процессы разработки, что учитывается при расчете и утверждении в Центральной комиссии по запасам (ЦКЗ). Коэффициент охвата входит в формулу по определению КИН и представляет собой произведение ряда коэффициентов, таких как коэффициент сетки скважин, коэффициент заводнения или коэффициент использования подвижных запасов нефти, коэффициент, учитывающий вязкость нефти и предельную обводненность, коэффициент учитывающий неоднородность коллектора, коэффициенты, учитывающие потери нефти в разрезающих и стягивающих рядах, коэффициент, учитывающий потери нефти в невырабатываемых зонах.При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважинам под действием напора наступающей краевой или подошвенной воды. 28 димо тщательно контролировать процесс эксплуатации скважин, расположенных вблизи газовой шапки, ограничивать их дебит, а в случае резкого увеличения газа, выходящего из скважины вместе с нефтью, даже прекращать их эксплуатацию. При снижении давления в продуктивном пласте до давления насыщения нефти газом и выделении последнего в свободную фазу произойдет переход к режиму растворенного газа, фактически - к смешанному режиму, при котором нефть вытесняется к добывающим скважинам расширяющимся газом и за счет продолжающегося расширения пластовых флюидов и горных пород.

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ.............................................................................................7

1. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА................................................8

1.1. Коллекторы нефти и газа, их характеристика..........................8 1.2. Пластовые жидкости и газы, их состав и физико-химические свойства.......................................................15

2. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАЛЕЖАХ, КОЭФФИЦИЕНТЫ ИХ ИЗВЛЕЧЕНИЯ............................................18 2.1. Расчет геологических и балансовых запасов..........................18 2.2. Расчет извлекаемых запасов нефти.

Коэффициент извлечения................................................................19

3. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ......................25 3.1. Режимы разработки залежей нефти.........................................25 3.2. Системы разработки залежей нефти .......................................32 3.3. Схематизация форм залежи при гидродинамических расчетах показателей разработки ...................................................34 3.4. Размещение скважин по площади нефтяного месторождения (залежи)..................................................................37 3.5. Приток жидкости и газа к скважинам.....................................40 3.6. Проектирование разработки залежей нефти...........................40 3.7. Параметры системы разработки ..............................................42 3.8. Влияние плотности сетки скважин на основные показатели разработки...............................................44 3.9. Технологические покаtrialи разработки залежей нефти...................................................................................46 3.10. Стадии разработки залежей нефти........................................49 3.11. Понятие о рациональной системе разработки залежей нефти...................................................................................53 3.12. Характеристики вытеснения нефти, их сущность и практическое значение .................................................................54

3

3.13. Контроль за текущей разработкой нефтяных месторождений.................................................................................57 3.14. Регулирование разработки залежей нефти...........................58 3.15. Особенности разработки залежей нефти на завершающих стадиях ................................................................60

4. ОСНОВНЫЕ ПРОЕКТНЫЕ ДОКУМЕНТЫ

ПО РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ...................62 4.1. Последовательность проектирования разработки нефтяного месторождения ..............................................................62 4.2. Общая характеристика проектных документов.....................63 4.3. Опытно-промышленная эксплуатация нефтяных месторождений.................................................................................64 4.4. Проект пробной эксплуатации.................................................65 4.5. Технологическая схема разработки нефтяного месторождения ..............................................................66 4.6. Основное содержание проекта разработки нефтяного месторождения.................................................................................68 4.7. Уточненные проекты разработки нефтяного месторождения.................................................................................69 4.8. Основные задачи и содержание авторского надзора за разработкой нефтяных месторождений.....................................70 4.9. Охрана недр при разработке нефтяных и газовых месторождений..........trial................................................71

5. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ............75 5.1. Основные группы......................................................................75 5.2. Физико-химические методы повышения нефтеотдачи.........76

5.2.1. Закачка водных растворов поверхностно-активных веществ..............................................76 5.2.2. Закачка водных растворов полимеров.............................78 5.2.3. Применение щелочных агентов........................................80 5.2.4. Заводнение с применением кислот ..................................83 5.3. Смешивающееся вытеснение...................................................86 5.3.1. Закачка углекислоты и углеводородного газа.................86 5.3.2. Мицеллярное заводнение..................................................88 5.4. Тепловые методы......................................................................90

4

5.5. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи пластов........................................................................92 5.5.1. Циклическое заводнение...................................................92 5.5.2. Изменение направлений фильтрационных потоков (ИНФП) ..........................................................................93 5.5.3. Создание высоких давлений нагнетания.........................94 5.5.4. Форсированный отбор жидкости .....................................94 5.5.5. Гидравлический разрыв пласта ........................................95

6. ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН............................100 6.1. Освоение нефтяных скважин. Основные положения ..........100 6.2. Выбор способа эксплуатации нефтедобывающих скважин ...........................................................................................102 6.3. Эксплуатация фонтанных скважин .......................................103 6.4. Газлифтная эксплуатация скважин........................................106 6.5. Эксплуатация скважин штанговыми насосными установками....................................................................................110 6.6. Эксплуатация скважин погружными установками электроцентробежных насосов.....................................................118 6.7. Эксплуатация скважин винтовыми, гидропоршневыми, диафрагменными и струйными насосами....................................122 6.8. Гидродинамические, потокометрические и термометрические исследования скважин................................126 6.9. Подземный ремонт скважин...................................................133

7. РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ .......................136 7.1. Расчет запасов газа в залежи объемным методом................136 7.2. Расчет запасов газа в залежи по методу снижения пластового давления при газовом режиме...................................137 7.3.Режимыtrialосныхпластов. Газовыйиводонапорныйрежимы...................................................137 7.4. Газоотдача пластов при разработке газовых месторождений.................................................................141 7.5. Стадии (периоды) разработки газовых месторождений......142 7.6. Показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений...............................................................................143 7.7. Осложнения при эксплуатации газовых скважин................146

5

8. СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ И ГАЗА

НА ПРОМЫСЛАХ.............................................................................151 8.1. Сбор нефти и попутного нефтяного газа на промыслах .....151 8.2. Характеристика элементов системы сбора скважинной продукции.......................................................................................153 8.3. Промысловая подготовка нефти............................................156 8.4. Технологический процесс добычи нефти и нефтяного газа.............................................................................159 8.5. Требования к нефти как товарной продукции......................161 8.6. Системы сбора газа на газовых промыслах..........................163 8.7. Подготовка газа на газовых промыслах................................166 8.8. Экономические показатели разработки залежей нефти......169