- •Основы разработки нефтяных и газовых месторождений.
- •1. Понятие о системе разработки нефтяных и газовых месторождений. Рациональная система разработки.
- •2. Технология разработки нефтяных и газовых месторождений. Основные технико-экономические показатели разработки месторождений нефти и газа.
- •3. Технико-экономические показатели разработки. Основные факторы, влияющие на процесс разработки месторождений нефти и газа.
- •4. Условия залегания нефти, газа и воды в продуктивных пластах.
- •5. Пластовая энергия. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в продуктивном пласте.
- •6. Естественные режимы работы залежей нефти и газа: водонапорный и упруговодонапорный. Характеристики эксплуатации пласта при данных режимах.
- •Естественные режимы работы залежей нефти и газа: газонапорный режим, режим растворенного газа, гравитационный режим. Характеристики эксплуатации пласта при данных режимах.
- •8. Объекты разработки. Факторы, влияющие на выбор объекта разработки.
- •9. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки по темпу и последовательности бурения скважин.
- •10. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки по плотности сетки скважин и расположению их на площади.
- •11. Системы разработки нефтяных и газовых месторождений. Классификация систем разработки по виду и способу энергетического воздействия. Системы разработки с закачкой газа в пласт.
- •13. Этапы разработки нефтяных месторождений.
- •I стадия.
- •14. Периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •15. Контроль процесса разработки нефтяных и газовых месторождений: определение, задачи и виды контроля.
- •16. Анализ разработки нефтяных и газовых месторождений: цель и задачи анализа.
- •17. Регулирование разработки нефтяных и газовых месторождений: цель, основные критерии и методы регулирования.
- •18. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Этапы, последовательность и состав работ при проектировании. Виды проектных документов для нефтяных месторождений и их содержание.
- •19. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Этапы, последовательность и состав работ при проектировании. Виды проектных документов для газовых месторождений и их содержание.
- •20. Режимы разработки месторождений природных газов.
- •21. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Системы размещения газовых скважин на структуре.
- •22. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
- •23. Моделирование процессов разработки месторождений. Виды моделирования. Методы физического и математического моделирования. Характеристики методов.
- •24. Модели пласта и процессов вытеснения нефти и газа. Виды моделей пласта, их характеристика.
- •25. Модели процессов вытеснения нефти водой. Характеристики моделей поршневого и непоршневого вытеснения нефти водой. Распределение насыщенности в пласте при вытеснении нефти водой.
- •26. Схематизация условий разработки. Составление расчетных схем. Схематизация водонефтяного контакта и контура питания залежи.
- •32. Коэффициенты: нефтеотдачи, вытеснения, охвата, вскрытия пласта. Дать определение коэффициентов, привести зависимости для их расчета.
- •33. Область эффективного применения гидродинамических и физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов. Характеристики методов.
- •34. Область эффективного применения тепловых методов и методов смешивающегося вытеснения для увеличения нефтеотдачи пластов. Характеристики методов.
22. Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.
Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений – возможность в результате снижения пластового давления выпадения конденсата в пласте, скважине и наземных сооружениях. Причина в том, что в газоконденсатных залежах в газовой фазе в растворенном состоянии находятся жидкие углеводороды; причем газовая фаза включает в себя углеводородные и неуглеводородные компоненты (такие как азот, сероводород, углекислый газ, гелий и т. д.). В процессе снижения пластового давления из газоконденсатной системы начинают выпадать жидкие углеводороды (газовый конденсат), т. е. фракции С5+высшие.
Конденсат – ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождений.
В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления) как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте.
Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных по сравнению с другими методами затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается безвозвратно потерянным.
Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляется двумя способами:
- закачкой сухого газа в пласт;
- искусственным заводнением залежи.
Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг-процесс) обеспечивает наиболее высокую конденсато- и газоотдачу месторождения.
Сайклинг-процесс (рециркуляция сухого газа): жирный углеводородный газ отбирается из пласта, осушается, а сухой газ закачивается в пласт (т.е. нагнетается освобожденный от конденсата газ, добываемый из этой же залежи. Коэффициент усадки при этом небольшой.
В начальный период разработки газоконденсатного месторождения с помощью сайклинг-процесса товарным продуктом является конденсат, при этом осушенный (отбензиненный) газ возвращается в залежь. Закачку сухого газа в пласт необходимо проводить до тех пор, пока содержание в добываемом газе не снизится до минимально допустимого с экономической точки зрения. После извлечения основного количества конденсата нагнетание газа должно быть прекращено, нагнетательные скважины переведены в фонд добывающих и залежь должна разрабатываться как обычная чисто газовая залежь на истощение.
Применяют сайклинг-процессы различных видов:
- полный сайклинг (с закачкой всего добываемого газа);
- неполный сайклинг (с возвращением в пласт части добываемого газа);
- канадский сайклинг (газ закачивается в летний период, а отбирается в период наибольшего потребления).
Эффективность сайклинг-процесса в большей степени зависит от неодно-родности коллекторских свойств пород по толщине и площади пласта. Из-за опережающего прорыва сухого газа по отдельным высокопроницаемым интервалам в неоднородных пластах конечная конденсатоотдача может оказаться низкой.
Основной недостаток сайклинг-процесса:
- длительная консервация запасов газа;
- значительные затраты на компрессорное хозяйство для обратной его закачки.
В этом отношении имеет преимущество метод заводнения, который может быть применен в самом начале разработки газоконденсатной залежи. Добываемый при этом сухой газ может в полном объеме использоваться в народном хозяйстве.
Искусственное заводнение осуществляется для ППД путем площадного законтурного нагнетания в залежь воды. В этом случае с начала эксплуатации месторождения ведут совместный отбор и сдачу потребителю газа и конденсата. В то же время возможны потери газа и конденсата, вызванные их защемлением в пласте водой. Вода, перемещаясь по наиболее проницаемым прослоям, может привести к оставлению в недрах существенной доли запасов газа и конденсата. Кроме того, опережающие прорывы воды к забоям газовых скважин вызывают их преждевременное обводнение и вывод из эксплуатации, что также приводит к снижению газоотдачи.
Метод заводнения также не нашел широкого применения при разработке газоконденсатных залежей в нашей стране.
При разработке газоконденсатных залежей с ППД размещение нагнетательных и добывающих скважин зависит: от рабочего агента, закачиваемого в пласт; геометрической формы и площади газоносности в плане; коллекторских свойств залежи.
При закачке газа в пласт нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные - также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт воды нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные - в повышенной, купольной. При таком размещении увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкости и плотности пластового газа и закачиваемого рабочего агента.
Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800-1200 м, а между добывающими 400-800 м. Разработку газоконденсатных залежей следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.