• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

ПЕРЕДМОВА

ЗМІСТ

Передмова ……………………………………….…..……………………4

1. Режими і системи розробки ……………………..….………………….5

2. Технології розробки ……………………………………..………...….16

3. Способи експлуатації нафто-газових свердловин………..………….20

4. Методи підвищення ефективності використання видобувних свердловин…………………………………………………………………...30

5. Збір і підготовка нафти………………………………………………….39

6. Збірі підготовка газу й газового конденсату…………………...….47

Література……………………………………...………………………...50

Майже вся нафта у світі добувається за допомогою свердловин, шахтним способом розробляються неглибокозалегаючі в’язкі нафти. Спочатку нафту збирали з поверхні відкритих водойм, попередньо змочену оцтом для згущення, потім у спускних канавах з перегородкою, що затримує поверхневий шар нафти. Потім нафту отримували шляхом її віджимання із ґрунту, ще пізніше - штольнями й шахтним способом. Нафту відокремлювали в чанах з гарячою водою. В VII столітті до н.е. - за допомогою колодязів. Із свердловин - за допомогою циліндричних відер із клапаном у днищі (желонок). Потім навчилися відкачувати нафту.

Гірнича промисловість являє собою сукупність галузей виробництва, які займаються розвідкою, видобуванням корисних копалин їх первинною переробкою та отриманням напівфабрикатів.

У сучасній структурі продукції світової гірничої промисловості переважає паливно-енергетична сировина, а в сукупній вартості продукції гірничого виробництва понад три чверті приходиться на нафту і газ.

На Україні нафта і газ залягають у трьох провінціях – Прикарпатській, Дніпровсько-Донецькій і Південній. В акваторії Чорного та Азовського морів відкриті газові, і нафтові родовища. З кожним роком на Україні відбувається нарощування видобутку вуглеводнів, збільшується питома вага вітчизняної нафто-газової сировини в структурі споживання.

Студентам, що навчаються за напрямком «Гірництво», курс «Технологія розробки родовищ нафти і газу» дозволить освоїти основні технології розробки, експлуатації нафто-газових свердловин і методи підвищення їх продуктивності, збору і підготовки нафти і газу, що є необхідною складовою кваліфікації гірничого інженера.

1. Режими і системи розробки

Залежно від тиску нафти в пласті вибирають режим експлуатації й спосіб видобутку нафти.

Існують наступні режими вичерпання пласта:

- Водонапірний режим – переміщення нафти в пласті за рахунок напору вод (окраїнних, підошовних – вода поповнюється з атмосфери й поверхневих вод) – це жорсткий режим з нафтовіддачею до 0,8.

- Пружний режим базується на пружному стисненні рідини і гірських порід у природному стані і накопичення ними пружної енергії.

- Газонапірний режим оснований на переміщенні нафти в капілярах пласта під дією тиску контактуючого з нею газу газової шапки, характеризується нафтовіддачею 0,4 - 0,7.

Режим розчинених газів – рушієм є розчинений у нафті газ, при спаді тиску він відділяється, через тертя коефіцієнт нафтовіддачі низький 0,15 - 0,3.

- Гравітаційний режим характеризується самопливом нафти, мало ефективний.

Після розвідки родовище готують до розробки. Вибирають раціональну систему розробки, її основні параметри - щільність мережі свердловин, ефективність системи розробки (кількість нафти на 1 свердловину), співвідношення числа нагнітальних і видобувних свердловин. Звичайно використовують чотирикутне й трикутне розміщення видобувних свердловин.

Для системи розробки покладу важливе значення має розташування видобувних і нагнітальних свердловин. При цьому необхідно керуватись особливостями геологічної будови нафтогазоносних пластів (горизонтів) і наявності в них неоднорідностей, а також їхніми енергетичними характеристиками. Система розташування свердловин повинна забезпечити можливість регулювання розробки покладу як єдиного об’єкта, високий відбір нафти, газу і конденсату та їх найбільш повне вилучення. Останнє базується на детальному вивченні природних властивостей нафто- і газоносних горизонтів та застосуванні передових технологій і техніки експлуатації свердловин.

Раціональна система розробки родовищ залежить від багатьох чинників:

1. Повне врахування виробничих, економічних та природних особливостей нафтогазопромислового району.

2. Раціональне використання режиму покладів з метою досягнення максимального вилучення запасів нафти та газу.

3. Використання енергії пластів із підтриманням пластового тиску.

4. Дотримання правил охорони надр та навколишнього середовища.

Розробка окремого нафтового або газового покладу характеризується:

1. Формою сітки розташування свердловин.

2. Відстанями між свердловинами.

3. Темпами розробки покладів, родовищ (відборами нафти, газу, конденсату і води).

4. Методами дії на пласт.

Розрізняють три системи розробки для багато пластових родовищ: 1. Зверху вниз 2. Знизу вверх 3. Комбіновану.

Розробка зверху вниз – нижні поклади вводяться в розробку після вироблення верхніх горизонтів. Недоліки цієї системи – низькі темпи введення в розробку нижніх об’єктів, збільшення обсягів експлуатаційного буріння, закупорювання верхніх об’єктів при розбурюванні нижніх, можливість перетоків з нижніх горизонтів у верхні на час розбурювання нижніх, відсутність необхідної інформації на перших стадіях розвідки.

Розробка знизу вверх - верхні поклади вводяться в розробку після вироблення нижніх горизонтів. Недоліки – великі обсяги буріння на початковій стадії, низькі темпи введення в експлуатацію свердловин, затримка розробки верхніх горизонтів, неповне вироблення запасів у нижніх об’єктах розробки. Нижній горизонт повинний бути доступний для масового розбурення, характеризуватись значними запасами та високою продуктивністю.

Комбінована система виникла для розробки багатопластових родовищ необхідність розробляти їх двома, або трьома сітками експлуатаційних свердловин одночасно, кожний поверх розбурюють самостійною сіткою свердловин. Звичайно поверхи розробки вводять в експлуатацію знизу вверх. Комбінована система розробки забезпечує ефективну розробку на родовищі всіх горизонтів, велике маневрування під час вибору поверхів розробки і експлуатації низькопродуктивних горизонтів, загальний геологічний контроль за розробкою, повернення свердловин на верхні горизонти, спільна розробка декількох пластів однією свердловиною одночасно (сумісно-роздільна експлуатація).

Ефективність розробки кожного родовища залежить від геолого-промислових і технологічних факторів (форма експлуатаційних сіток свердловин, віддаль між ними і темпи розробки покладів).

Під час розробки родовищ застосовують рівномірну (трикутна і квадратна) та нерівномірні форми сіток свердловин. Трикутна система забезпечує рівномірні ший дренаж площі, ніж квадратна.

Відстані між свердловинами на старих нафтових родовищах були невеликі (десятки, іноді сотні метрів), потім – до 250 м, а зараз на нафтових родовищах застосовують більш розріджені сітки – 400 – 600 м. На газових родовищах відстані між свердловинами більші, ніж на нафтових і коливаються від 600-700 до 1000-1500 м, інколи до 2000-2500 м. Так, на родовищах Західного Сибіру – 2000 м, на Шебелинському родовищі – 1000 м.

Відстані між свердловинами узгоджують з гідрогазодинамічними, економічними та геолого-фізичними характеристиками родовища. Останні є визначальними для вибору методів розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ.

За швидкістю розбурювання родовищ та об’ємами видобутку розрізняють суцільну та сповільнену системи розробки покладів (рис. 1).

Перша застосовується для покладів з режимом розчиненого газу. Розбурювання родовищ при цьому здійснюють спочатку розрідженою сіткою, а потім іде ущільнення сітки видобувними свердловинами. Цей метод застосовується на родовищах з відомою геологічною будовою.

Друга ділиться на таку, що згущується та повзучу. При повзучій системі розбурювання родовища здійснюють до кінцевої сітки. Бувають окремі розбурені ділянки із продукцією. Розбурювання ведуть за принципом – від відомого до невідомого.

У системи згущення сітки на ранній стадії розробки родовища охарактеризована площа всього покладу, на відміну від повзучої.

Рисунок 1 - Схема розробки нафтових і газових родовищ

Система розробки – форма організації руху нафти, газу в пластах до видобувних свердловин, її визначають:

1. порядок введення в експлуатацію об'єктів багатопластового родовища в експлуатацію;

2. сітка розміщення свердловин на об'єктах;

3. темп і порядок введення їх в експлуатацію;

4. способи регулювання балансу й використання пластової енергії.

Експлуатаційні об'єкти – шар, або шари, надійно ізольовані зверху й знизу непроникними породами, які розробляються сіткою свердловин при контролі й регулюванні їхньої експлуатації.

Системи розробки багатопластових об'єктів – одночасна й послідовна.

Одночасна:

а) роздільна – кожний об'єкт розробляється самостійною сіткою свердловин (вимагає великої кількості свердловин) при розробці високопродуктивних об'єктів, забезпечує надійний контроль і регулювання буріння.

б) одночасна (сумісна) –декілька шарів розробляються єдиною сіткою видобувних і нагнітальних свердловин.

в) змішана – свердловини здатні так працювати з обладнанням для одночасно-роздільної експлуатації.

Послідовна:

– зверху вниз (ускладнює й затримує розробку, великі витрати матеріалів)

- знизу нагору

Системи розробки експлуатаційних об'єктів класифікують залежно від розташування свердловин і виду енергії, використовуваної для вилучення нафти.

Розміщення свердловин – сітка розміщення (форма) і відстань (густота) між ними, темп і порядок їх вводу. Свердловини розміщають по рівномірній (за формою, щільністю, темпом й порядком введення в експлуатацію) і нерівномірній сітці.

Щільність сітки – відношення нафтоносної площі до числа свердловин. Звичайно спочатку розбурюється більш рідка сітка свердловин (основний фонд), а після додаткових даних – свердловини згущення (резервні, до 30% від основного) і свердловини заміни – дублери (до 20%). За темпом введення свердловин в експлуатацію розрізняють одночасну (на протязі 1-3 років) і вповільнену – згущення (складна геологія) і повзуча (щодо структури пласта). Щільність сітки впливає на вилучення нафти, при щільності сіті більше 30∙10⁴ м²/св.

Сіті рівномірні (з нерухливим контуром (режим розчинених газів, гравітаційний), наприклад трикутна в Передкарпатті, Азербайджані) і нерівномірні (з рухливим контуром (водо-газонапірний, напірно-гравітаційний, змішаний), важлива форма, взаємне розташування рядів і свердловин, сіть звичайно від 500×400м).

Вид використовуваної енергії для переміщення нафти:

а) природна, б) з підтримкою пластового тиску (заводнення, закачування газу).

Протягом багатьох десятиріч розвитку нафтової промисловості розробка родовищ здійснювалась шляхом буріння лише видобувних свердловин та відбирання нафти з них за рахунок використання ресурсів усіх природних видів пластової енергії. Після її виснаження в покладах та зниження вибійних тисків у видобувних свердловинах родовища припиняли розробляти при відборі не більше 25-30% нафти від початкових запасів. Тільки наприкінці 20-х – початку 30-х років ХХ ст. почали розвиватись теорії нафтового пласта, водонапірного режиму розробки нафтових родовищ та інтерференції продуктивності свердловин, але ідея поповнення пластової енергії, яка витрачається на витіснення нафти нагнітанням води у пласти через свердловини, висунена в Росії лише в післявоєнні роки. В 40-х роках ХХ ст. у зв’язку із зростаючими потребами в нафті стали застосовувати штучне заводнення нафтових покладів у відносно широких масштабах. Це дало змогу видобувати додатково 11% нафти від загального видобутку. Перевагами штучного заводнення є – доступність та низька вартість води, простота впровадження заводнення, висока ефективність витіснення нафти водою. Заводнення продуктивних горизонтів дозволило прискорити темпи вилучення розвіданих запасів нафти меншою кількістю свердловин, підвищити нафтовилучення, продовжити фонтанний період роботи свердловин та поліпшити техніко-економічні показники розробки родовищ. У даний час метод заводнення застосовується більше ніж на 28 родовищах України, з яких видобувається близько 90% нафти.

На сьогодні розроблені різни системи розробки з різними видами заводнення (законтурне, при контурне, внутрішньо контурне, блокове, площове, вибіркове, осередкове та ін.), щільністю сітки свердловин, особливостями розташування свердловин на площі, перепаду тиску, способами експлуатації та ін. (рис. 2).

При в’яз.кості нафти від 25-30 до 50-60 мПа с закачувана вода повинна оброблятися згущувачами та іншими хімреагентами, які знижують співвідношення нафти і води. При в’язкості нафти більше 60-70 мПа с застосовувати заводнення недоцільно.

Види заводнення:

Законтурне заводнення характеризуються тим, що нагнітальні свердловини розміщають за зовнішнім контуром на відстані 100-1000м, ввиконується на невеликих родовищах шириною покладів до 4-5 км, де пласти однорідні, добре проникні, погано розчленовані, містять малов’язку нафту. Застосовують в нафтових і газових родовищах.

Приконтурне заводнення використовується для розробки невеликих за площею покладів шириною не більше 4-5 км з відносно витриманими пластами, високою їх проникністю на низькою в’язкістю нафти з бар'єрним ефектом водно-газового розділу, зниженою проникністю зовнішньої частини пласта.

Внутриконтурне заводнення використовується для об'єктів нафтоносності площею більше 100 км². Проходять ряди нагнітальних свердловин, які розділяють об'єкт на окремі ділянки, кожна з котрих розробляється самостійно. Перед нагнітанням води свердловини експлуатують як видобувні з максимально можливими дебітами. Це дає змогу очистити привибійну зону пласта і знизити пластовий тиск. Нагнітання води в рядах здійснюють через одну, продовжуючи відбирання нафти із проміжних свердловин.

Види внутриконтурного заводнення:

Розрізування покладу на блоки рядами нагнітальних свердловин (великі продуктивні площі), склепіння заводнення (осьове, кільцеве (0,4 радіуса покладу), центральне – по колу нагнітаючі (радіус 20 – 300 м), а в центрі видобувні), площове (4-5-9 точкові і лінійні системи) й локальне). На середніх і малих покладах застосовують поперечне перетинання.

Склепінне заводнення застосовують на родовищах з погіршеною пористістю, проникністю і зменшеною потужністю продуктивного горизонту в сторону за контурної частини. Тому нагнітальні свердловини розміщують в зонах з поліпшеними колекторськими властивостями.

Осьове заводнення – заводненні нагнітальні свердловини розташовують уздовж довгої осі структури при ширині покладів більше 4-5 км, часто поєднується із законтурним заводненням.

Кільцеве заводнення характеризується розташуванням свердловин по кільцю (колу). Часто комбінують з за контурним заводненням. При цьому найбільша ефективність розробки досягається за умови розташування кільця нагнітальних свердловин на віддалі 0,4 радіуса покладу.

Центральне заводнення – різновид кільцевого. У цьому випадку нагнітальні свердловини в кількості від 4 до 6 розташовують у самому центрі покладу вздовж кола радіусом 200-300 м. Всередині цього кола розташовують одну або декілька видобувних свердловин.

Локальне заводнення – у неоднорідних і переривчастих продуктивних пластах, характеризується різким збільшенням відношення кількості видобувних і нагнітальних свердловин (до 6:1 і більше). Для нагнітання води використовують раніше пробурені видобувні свердловини. Заводнення слугує для довилучення запасів нафти з неохоплених ділянок. Вибіркове заводнення використовується на пізніх стадіях експлуатації родовища як доповнення до інших різновидів заводнення (законтурного, приконтурного, розрізання на блоки та ін.).

Площове заводнення характеризується тим, що нагнітальні і видобувні свердловини розташовують по рівномірній сітці, характеризується розосередженим закачуванням води по всій площі при розробці малопроникних однорідних пластів великої потужності, низькою в'язкістю нафти й невеликій глибині на пізніх стадіях. Використовують 4-5-7-9 точкові й лінійні системи розташування свердловин, де свердловини розташовані в шаховому порядку (рис. 3). Для кожної системи характерно своє співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин, тобто різна активність впливу на поклад. Для п’ятиточкової системи відношення видобувних до нагнітальних свердловин рівне 1; для семиточкової прямої – 0,5; для дев’ятиточкової прямої – 0,33; оберненої - 3; для осередкової – 4-6. Площові системи заводнення приблизно в два рази інтенсивніші,

Найбільше використовують блокову систему внутрішньоконтурного заводнення для розробки звичайних нафтових родовищ. Нафтові поклади розрізаються на блоки оптимальних розмірів, які виключають консервацію запасів нафти у внутрішніх зонах та дають змогу розробляти поклади одноетапно без перенесення фронту нагнітання води. При витягнутій формі покладу ряди свердловин розміщують, як правило, перпендикулярно до його довгої осі. Порівняно із законтурним заводненням блокові системи дають змогу у два-три рази збільшити темпи видобування нафти, знизити витрати закачуваної води за рахунок відтоків у законтурну зону, прискорити введення родовища в розробку, скоротити територію промислу, яка підлягає облаштуванню. Блокові системи звичайно доцільно застосовувати при ширині покладів більше 4-5 км. Ширину блоків вибирають від 4 до 1,5 км залежно від гідропровідності об’єкта. При великій ширині блоків (до 3,5-4 км) прийнято розташовувати п’ять рядів видобувних свердловин, при меншій (1,5-3 км) – три.

Багато родовищ розробляється в умовах комбінованих або змішаних систем заводнення – при поєднанні законтурного із внутрішньоконтурним.

Закачування газу в: а) у шапку; б) площове – ефективне при крутому падінні, невисокому пластовому тиску.

Часто видобуток нафти для підтримки пластового тиску супроводжується заводненням, яке супроводжеється використанням полімерів, поверхнево активних речовин, вуглекислоти, лугів з нафтовитісними здатностями.

Під час розробки нафтогазових і нафтогазоконденсатних родовищ пластового типу з метою ізоляції газової або газоконденсатної частини від нафтової використовується бар’єрне заводнення. Кільцевий ряд нагнітальних свердловин при цьому розташовують у межах газонафтової зони поблизу внутрішнього контуру газоносності. Цей спосіб заводнення забезпечує можливість відбирання нафти і газу з надр без консервації газової шапки на тривалий час, може поєднуватись з іншими видами заводнення. В практиці розробки нафтогазових родовищ найбільше поширення отримали звичайне законтурне і бар’єрне заводнення, а також поєднання бар’єрного заводнення із законтурним. Кількість вилучуваних вуглеводнів із нафтогазоконденсатних родовищ можна збільшувати, використовуючи комбінований вплив на газоконденсатну частину родовища шляхом нагнітання в неї газу та води.

Розробка газових і газоконденсатних покладів до сьогоднішнього часу здійснюється з використанням природної енергії без штучного впливу. Для крупних за запасами газоконденсатних родовищ, які характеризуються високим вмістом конденсату у пластовому газі, вельми актуальна проблема застосування систем розробки, які забезпечують підтримання пластового тиску застосовують метод нагнітання у поклади сухого газу або води.

Нагнітання газу доцільно здійснювати на покладах з дуже низькою проникністю (менше 0,03×10^-3 мкм²), коли приймальність нагнітальних свердловин для води дуже низька або відсутня і в таких випадках заводнення економічно невигідне. Нагнітання газу може бути зумовлено також різними економічними і геологічними факторами.

Читайте також:

1. ПЕРЕДМОВА
2. Передмова
3. ПЕРЕДМОВА
4. ПЕРЕДМОВА
5. ПЕРЕДМОВА
6. ПЕРЕДМОВА
7. Передмова
8. Передмова
9. Передмова
10. ПЕРЕДМОВА
11. ПЕРЕДМОВА

Переглядів: 1468