Експлуатація Шебелинського нафтового родовища - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Експлуатація Шебелинського нафтового родовища

Геолого-промислова характеристика Шебелинського родовища. Визначення режиму роботи нафтових покладів; технологічні схеми їх експлуатації. Розгляд методів інтенсифікації припливів пластового флюїду - кислотної обробки та гідророзриву гірської породи.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на httр://www.allbеst.ru/
1.1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища
1.2 Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів
1.3Характеристика і стан фонду свердловин
2.2 Режими роботи нафтових і газових покладів
4.Технологічні режими експлуатації покладу
4.1 Способи експлуатації нафтових і газових родовищ
4.2 Встановлення технологічного режиму
5.Техніка безпеки та охорона навколишнього середовища
Історія газової промисловості в Україні нараховує близько 100 років. В Прикарпатті супутний нафтовий газ почали застосовувати у промислових масштабах на початку ХХ ст. Перший газопровід Борислав-Дрогобич збудований у 1912 р. Початок масштабного видобутку та використання природного газу в Україні пов'язаний з відкриттям у 1920 р. Дашавського газового родовища (експлуатується з 1924 р.). В 1950 р. відкрите унікальне Шебелинське родовище (Харківщина) з початковими запасами 650 млрд. м3 газу (введене в експлуатацію в 1956 р.). В 60-і роки побудовані газопроводи Шебелинка-Харків, Шебелинка-Кривий Ріг-Одеса, Шебелинка-Київ. Після відкриття в 60-х роках великих і середніх родовищ: Хрестищенського, Єфремівського, Кегичівського, Пролетарського, Гадяцького та ін. було збудовано газопровід Єфремівка-Диканька-Київ (1968-70 рр.), який об'єднав два найбільших газоносних регіони України - Дніпровсько-Донецький та Передкарпатський - в єдину газотранспортну систему. В 1975-76 рр. видобуток газу досяг максимуму - 68,7 млрд. м3 на рік. До 1977 р. Україна забезпечувала свої потреби в газі і була його експортером (за 1945-77 рр. експорт становив 130 млрд. м3 газу.
Газова промисловість - це галузь паливної промисловості, підприємства якої займаються видобуванням природного і попутного (нафтового) газу з надр землі, виробництвом зрідженого газу, штучних горючих газів з твердого і рідкого палива, зберіганням, транспортуванням газу по газопроводах для постачання населенню і промисловості. На території України розвивається на базі родовищ Передкарпатської нафтогазоносної області, Дніпровсько-Донецької нафтогазоносної області та Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної провінції.
1. Загальні відомості про родовище
1. 1 Коротка геолого-промислова характеристика родовища
Родовище належить до Машівсько-Шебелинського газоносного району, Східного нафтогазоносного регіону України.. У тектонічномy відношенні воно знаходиться в східній чaстині приосьової зони Дніпровсько-Донецької западини.
За геолого-геофізичними дaними cтруктyрa в Пермських і кам'яновугільних утвореннях є acиметричною брахіантикліналлю північно-західного простягaння з грибовидним передмезозойським соляним діапіром y склепінній частині. Підняття розчленоване скидaми амплітудою 1000-1200 м на ряд тектонічних блоків. Розміри стрyктури до покрівлі горизонту Г-11-12 (верхній карбон) 29,0х10,5 км, амплітуда 1000 м.
нафтовий поклад родовище кислотний гідророзрив
Підняття виявлене структурно-картувальним бурінням y відкладах Пермі в 1947 р., а згодом підтверджене і геофізичними дослідженнями по сейсмічних горизонтах палеогену, крейди і юри. Глибоке пошукове буріння на площі розпoчaто y 1957 р. Повторними сейсмічними дослідженнями вивчена геологічна будона Пермських відкладів по відбиваючому горизонту ІVг. У 1962 р. під час буріння свердловиви 6 при глибині вибою 3328 м (підсольові утворення Пермі) стався відкритий фонтан газу. Це було підставою для продовження пошуково-розвідувальних робіт, які тривали з 1962 по 1972 р. за їx результатами розвідано та оцінено поклади газу в Пермських і верхньокам'яновугільних відкладах. До Державного балансу родовище включене в 1963 р. Всьoго на площі пробурено 33 пошукові та розвідувальні свердловини загальним oбсягом 122702 м. Ними розкрито рoзріз карбонатно-теригенних пoрід від четвертинних до верхньокам'яновугільних, y відкладах Пермі встановлено галогенні утворення.
1.2 Геолого-фізичні властивості покладу і флюїдів
Пошуковими роботами встановлено газоконденсатні пoклaди y відкладах Пермі (горизонт A-8) та верхнього карбону (горизонти Г-10, Г-11-12, Г-13). Вони пластові aбо масивно-пластові склепінні тектонічно екрановані і літологічно обмежені. Поверх газоносності досягає 1100 м. Колектори складені піскoвиками араукаритової світи верхнього карбону (гжельський ярус) та картамиської світи Пермі.
Таким чином, y рoзрізі виділено два експлуатаційні об'єкти: перший, до якого відноситься Пермський горизонт A-8, і другий, що об'єднує кам'яновугільні горизoнти Г-10, Г-11-12, Г-13. Режим розробки покладів гaзовий на початковій стадії, з поступовим переходом y пружноводонапірний.
Максимального видобутку газу 1659,3 млн. м3 досягнуто в 1974 р., конденсату 47 тис. т- в 1973 р., порівняно з цим y 1993 р. газу отримaно втричі, a конденсату -- y дев'ять рaзів менше. Пластовий тиск за цей час знизився від 31 до 10,5 МПа. На 1.01 1994 р. всього вилучено 68,8% газу та 70,9% конденсату від їх початкових видобувних запасів.
Табл..1.1 Характеристика природних газів
Таблиця 1.2. Характеристика покладів газу
Таблиця 1.3 Характеристика конденсату
1.3 Характеристика і стан фонду свердловин
На 1. 01 1994 р. експлуатаційний фонд налічував 561 свердловину. Сумарний видобуток газу досяг 569,8 млрд. куб. м газу, тобто 88% підрахованих ( 650 млрд. куб. м) запасів. Сумарний видобуток конденсату порівняно низький (1555 тис. т), що пояснюється великими втратами на перших стадіях розробки. Пластовий тиск за період видобутку зменшився від 24,2 МПа до 3,5 МПа.
Експлуатаційні свердловини родовища характеризуються високою продуктивністю. Багато з них видобули 5-6 млрд. куб. м газу, а всередньому по родовищю на свердловину припадає близько 930 млн. куб. м газу. Висока їх продуктивність зумовлена розкриттям великих інтервалів продуктивних пластів і високими депресіями.
Для підвищення ефективності використання експлуатаційного фонду свердловин і залишкових ресурсів природного газу передбачається змінити режим компренування газу, знизити робочий тиск свердловин від 1,7-1,9 МПа до 0,6-0,7 МПа.
На 1.01 1994 р. родовище знаходилось у розробці.
Система розробки - це комплекс технологічних і технічних заходів з метою управління рухом газу від свердловини до споживача, що включає розміщення і порядок введення видобувних, нагнітальних і спостережних свердловин; встановлення і підтримання технологічних режимів експлуатації свердловин, наземних споруджень і багатьох інших заходив, спрямованих на здійснення і керування розробкою покладу.
Система розробки родовища вважається раціональною, якщо вона забезпечує виконання заданих обсягів видобутку газу і конденсату з найбільшою економічною ефективністю. Раціональна система розробки передбачає досягнення максимальної економічно виправданої повноти вилучення газу і конденсату із пластів, дотримання вимог охорони надр і навколишнього середовища.
Залежно від рівня газових відборів газу прийнято виділяти три періоди: наростання видобутку, стабілізація і його падіння.
Для того щоб уникнути консервації значних матеріальних ресурсів, розробку родовищ починають ще під час їхнього розбурювання й облаштування. Із введенням в експлуатацію нових свердловин, пунктів внутрішньопромислового збору, компресорних станцій, газопроводів видобуток, газу з родовища зростає. Тому період розбурювання і облаштування родовища, називають періодом зростаючого видобутку.
Після введення в експлуатацію всіх потужностей щодо видобутку газу, величина яких визначена техніко-економічною доцільністю, настає період постійного видобутку. З великих родовищ за цей період відбирається 60 і більше відсотків запасів газу.
У міру виснаження запасів газу і пластової енергії дебіти свердловин знижуються, виводяться з експлуатації обводнені свердловини, видобуток газу з родовища зменшується. Цей період розробки родовища називають періодом спадного видобутку. Він продовжується доги, поки відбір газу не стає нижче рентабельного рівня.
Періоди зростаючого постійного і спадного видобутку газу характерні для великих родовищ, запаси яких обчислюються мільярдами кубометрів. Для середніх за запасами родовищ період постійного видобутку газу часто відсутній, а для малопотужних можуть бути відсутні як період зростаючого,
Рис. 2.1 Основні показники розробки Шебелинського родовища
На початку розробки родовищ пластовий тиск буває достатнім, щоб за його рахунок транспортувати газ від свердловин до устаткувань підготовки газу, а від них подавати газ прямо в газопровід для далекого транспортувань. Цей період розробки називають безкомпресорним У цей час для далекого транспортування використовуються труби, розраховані на робочий тиск 5,5 і 7,5 МПа, проектуються газопроводи з робочим тиском 10... 12 МПа. У міру падіння пластового тиску настає час, коли для подавання газу в магістральний газопровід виникає необхідність використання дотискної компресорної станції. З цього періоду починається компресорний період розробки родовища.
Система розробки нафтових родовищ охоплює комплекс технологічних і технічних заходів з управління процесом розробки покладів нафти, направлених на досягнення високого вироблення запасів нафти з продуктивних пластів і дотриманні умов охорони надр. Система розробки встановлює кількість об'єктів самостійної розробки в розрізі родовищ, кількість, розміщення свердловим, а також послідовність їх буріння, обґрунтовує необхідність і вибір методу штучного впливу на продуктивні пласти, визначає спосіб експлуатації свердловин і основні заходи щодо регулювання процесу розробки для досягнення високої нафтовіддачі, встановлює комплекс заходів з дослідницьких робіт на покладах нафти і з контролю за станом вироблення.
Оскільки для одного й того ж родовища може бути безліч систем розробки, які відрізняються кількістю видобувних свердловин, розташуванням свердловин на структурі, методом впливу на продуктивні пласти тощо, необхідно сформулювати поняття раціональної системи розробки. Воно формулюється таким чином: раціональна система розробки повинна забезпечувати потреби держави з видобутку нафти і газу з мінімальними витратами і, у міру можливості, високими коефіцієнтами нафтовіддачі.
Проектування розробки нафтового родовища полягає в розгляді великої кількості варіантів розробки, які відрізняються кількістю і темпом розбурювання родовищ, методом підтримування пластового тиску та способами експлуатації, а потім серед них вибирається варіант, який би відповідав вимогам раціональної системи розробки.
2.2 Режими роботи нафтових і газових покладів
Водонапірний режим пов'язаний з витісненням нафти і переміщенням її по капілярах в пласті за рахунок підпору води, що з нею контактує. Розрізняють жорсткий і пружний водонапірний режими. При жорсткому водонапірному режимі нафта до свердловин переміщується за рахунок підпору крайніх і підошовних пластових вод. При цьому в процесі експлуатації покладу кількість води в пласті поновлюється за рахунок атмосферних опадів і поверхневих водойм. У такому режимі експлуатації вода витісняє нафту з капілярів у пласті. При жорсткому водонапірному режимі експлуатації досягають найвищого коефіцієнта нафтовіддачі пласта 0,5--0,8. Коефіцієнт нафтовіддачі пласта характеризує собою повноту виймання нафти з покладу і є відношенням об'єму видобутої з покладу нафти до її початкового об'єму в пластах покладу. Чим вищий коефіцієнт нафтовіддачі, тим більша ефективність розробки нафтового родовища. Пружний водонапірний режим експлуатації базується на пружному стисненні рідини (води) і гірських порід пласта в природному стані і накопиченні ними пружної енергії. При відборі рідини (нафти) із пласта відбувається пружне розширення гірської породи і самої рідини, що зумовлює її переміщення капілярами пласта до вибою свердловини. Хоч пружне розширення гірських порід і рідини щодо одиниці їх об'єму незначне, але враховуючи величезні об'єми гірських порід і рідини, їх пружна енергія досягає значних величин. При пружному водонапірному режимі коефіцієнт нафтовіддачі пласта приблизно однаковий з коефіцієнтом при жорсткому водонапірному режимі.
Стан пружної рідини та пористості пласта залежно від тиску записується таким рівнянням:
де вр, вс - коефіцієнти об'ємної пружності рідини і породи;
mo,рo - пористість і густина породи за початкового тиску.
Газонапірний режим експлуатації пов'язаний з переміщенням нафти в капілярах пласта під тиском газу, що з нею контактує. Газ, на відміну від води, розміщується у верхній частині пласта, утворюючи так звану газову шапку. Природно, що газ в газовій шапці перебуває під високим тиском. Під час видобування нафти зі свердловин тиск у пласті буде знижуватись, газ розширюватись і за нафтою буде проникати в пори пласта, витісняючи при цьому нафту із пласта в свердловину. В'язкість газу набагато менша, ніж нафти, і тому газ через капіляри пласта може прориватися через шари нафти. Якщо вибій свердловини знаходиться недалеко від границі газової шапки, то газ проривається в свердловину. Це спричинює даремну витрату пластової енергії (енергії стистеного газу) і зниження плипливу нафти до вибою свердловини. У цьому випадку складно підтримувати оптимальні режими експлуатації свердловин з метою збереження пластової енергії. Тому коефіцієнт нафтовіддачі при газонапірному режимі менший, ніж при водонапірному, і становить 0,4-0,7.
Режим розчиненого газу характерний для нафтових родовищ, у яких вільний газ в покладі відсутній, а в нафтову частину пласта практично не надходить пластова вода. Рушійною силою, яка переміщує нафту в пласті до вибою свердловини є розчинений газ. При видобутку нафти зі свердловини і зниженні тиску в пласті розчинений газ виділяється з нафти і розширюється у вільному стані. Вільний газ випереджає рух нафти по капілярах пласта і тільки частково виносить її за собою.
Ефект дії цього механізму незначний через інтенсивну дію сил тертя. Тому до вибою свердловини надходить тільки частина нафти з пласта, а енергія газу швидко знижується. Коефіцієнт нафтовіддачі при режимі розчиненого газу дуже низький і становить 0,15-0,3.
У дійсних умовах режим розчиненого газу, як правило, розвивається і функціонує в покладах на самому початку їх розробки, коли проходить розбурювання покладу свердловинами, а тому загальні показники розробки для покладу в цілому визначаються сумуванням дебітів окремих свердловин з урахуванням різночасності введення їх в експлуатацію.
Гравітаційний режим експлуатації нафтових свердловин настає при повній втраті пластової енергії. При гравітаційному режимі однією рушійною силою переміщення нафти по капілярах пласта є сила тяжіння нафти в пласті. В цьому випадку переміщення нафти відбувається тільки в похилих (спадних) пластах до свердловин, розміщених в їх нижніх точках.
Гравітаційний режим є найменш ефективним з усіх режимів експлуатації свердловин. Слід відзначити, що в ізольованому (чистому) вигляді кожен із режимів експлуатації трапляється надзвичайно рідко.
На газовому режимі приплив газу до свердловин відбувається за рахунок його розширення при зниженні тиску в покладі. Цей режим проявляється, якщо в процесі розробки контурна чи підошовна вода через відсутність гідродинамічного зв'язку з областю живлення не надходить у поклад. Газовий режим характеризується постійністю газонасиченого об'єму порового простору пласта.
У випадку водонапірного режиму газ із покладу витісняється під дією напору крайових чи підошовних вод.
Про прояв того чи іншого режиму роботи покладу судять за динамікою зміни в ньому середньозваженого по об'єму тиску. На газовому режимі середньозважений тиск зменшується пропорційно об'єму відібраного газу
де: Р - середньозважений по об'єму тиск у покладі на момент часу t, рп - початковий пластовий тиск; Qв(t) - сумарний об'єм газу, зведений до пластової температури й атмосферного тиску, що відібраний на моменту часу t; ? - поровий об'єм покладу; - коефіцієнт газонасиченості пласта; zн і z(р)-коефіцієнти надстисливості газу за пластової температури і відповідно початкового і середньозваженого тисків.
Лінійність залежності р(t)/z(р) від Qв(t), побудованої за фактичними даними -- головна ознака, за якою режим роботи покладу кваліфікують як газовий. ЇЇ використовують також для визначення запасів газу в покладі.
На водонапірному режимі початкова ділянка залежності середньозваженого тиску від об'єму добутого газу часто описується формулою, справедливою для газового режиму, але потім темп падіння тиску уповільнюється через просування пластових вод у поклад. Водонапірний режим помітно проявляється після відбору 20-25% запасів газу.
Розрахунок показників розробки. Для даного покладу вихідні дані беремо відповідно до завдання.
1.Розробляємо поклад по рівномірній квадратичній сітці свердловин з відстанню між ними 600 м (сітка свердловин 600Ч600 м). Знаючи площу нафтоносності та щільність нагнітальних і видобувних свердловин
2. Визначаємо співвідношення нагнітальних і видобувних свердловин, при якому досягається максимум амплітуди дебіту
де - показник, який враховує відмінності середніх коефіцієнтів продуктивності нагнітальних і видобувних свердловин - коефіцієнт, що враховує відмінності рухомостей води і нафти в пластових умовах.
Виходячи з аналітичних розрахунків, доведено, що максимальний темп відбору основної частини видобувних запасів нафти досягається при початковому співвідношенні нагнітальних і видобувних свердловин , тобто отримане вище значення збільшується в 1,2 рази. Максимальне значення не повинне перевищувати восьми, так як при рівномірній квадратній сітці свердловин на першій лінії навколо нагнітальної розташовується максимум вісім видобувних свердловин.
3. Визначаємо відносний коефіцієнт продуктивності свердловин, які вибираються під нагнітання води
4. Визначаємо функцію відносної продуктивності свердловин
5. Визначаємо амплітудний дебіт всього розглядуваного нафтового покладу
де - прийнятий перепад тиску між вибоями нагнітальних і видобувних свердловин в даному родовищі, Па.
Вносимо розрахункові дані в табл.1.
Розрахунок кінцевої характеристики використання запасів нафти.
де - баластові запаси нафти; - коефіцієнт сітки, що показує частку дренуємого об'єму нафтових пластів при даній сітці свердловини
- постійний коефіцієнт, що змінюється для різних пластів 0,2 до 0,5 (приймаємо ); площа, яка приходиться на одну свердловину, км2; - коефіцієнт витіснення, що показує частку відбору дренуємих запасів нафти при необмеженому великій прокачці води. Цей коефіцієнт визначають за результатами досліджень на моделях пластів.
2. Розрахункова пошарова неоднорідність пласта , що знаходиться за допомогою коефіцієнта , визначається за допомогою пошарової неоднорідності , яка спостерігається в свердловинах , а також з врахуванням язикоутворення фронту води поблизу видобувних свердловин і нерівномірності просування фронту агента з різних сторін до свердловин стягуючого видобувного ряду.
визначаємо за формулою(1) за допомогою фактичних даних дослідження свердловин на приток.
3. Гранична доля води в дебіті рідини видобувної свердловини
гранична масова доля води приймаємо 90%(0,9); коефіцієнт, що враховує відмінності витісняю чого агента і нафти в пластових умовах за рухомістю в раз і за щільністю в раз ( співвідношення щільностей витісняю чого агенту і нафти в пластових умовах).
4. Коефіцієнт використання пересувних запасів нафти (К3)при заданій пошаровій неоднорідності пласта і граничній частці агента (А)
5. Розрахунковий сумарний відбір рідини в долях рухомих запасів нафти F визначається із співвідношення
6. Початкові видобувні запаси рідини () і нафти () знаходяться із наступних формул:
При цьому масові початкові добувні запаси рідини () в поверхневих умовах буде дорівнювати:
7. Середня масова частка води ( обводненість )у сумарному видобутку рідини
Визначені дані запишемо в таблицю 2.
Розрахунок динаміки дебітів нафти та води.
Приймається наступна програма розробки нафтового покладу.
Нафтовий поклад із загальним числом свердловин n0 =500 розбурюється і вводиться в розробку кожного року по 106 свердловин.
На першій стадії за розрахунок введення нових свердловин неперервно зростає поточний дебіт нафти. Поклад розробляється з мінімальним амплітудним дебітом.
На наступній (другій ) стадії поточний дебіт нафти стабілізується на досягнутому рівні за рахунок поступового збільшення амплітудного дебіту від мінімального значення до максимального.
Приймаємо, що за рахунок методів інтенсифікації максимальний амплітудний дебіт qt0 буде вдвічі більше мінімального, рівного 1,36 млн. т/рік.
Третя стадія розробки проходить при фіксованих умовах, які утворилися в кінці другої стадії.
Розрахунок проводимо програмою Mіcrosoft Еxсеl, за наступними формулами. Дані зводимо до табл. 3.
На першій стадії поточний дебіт нафти
Де t- роки, - кількість діючих свердловин в t-му році
- кількість пробурених свердловин в t-му році - загальна кількість свердловин пробурених до t-го року.
Розрахунковий поточний дебіт рідини в пластових умовах
Масовий поточний дебіт рідини в поверхневих умовах
На другій стадії витримується постійним поточний дебіт нафти покладу і розрахунки проводяться за наступними формулами:
Розрахунковий поточний дебіт рідини
На третій стадії поклад розробляється при
Результати розрахунків вносимо до табл. 3.
1. Уточнення промислових і залишкових запасів газу і конденсату.
На стадії складання проекту ДПР родовища запаси газу визначають об'ємним методом, використовуючи залежності:
m0- коефіцієнт відкритої пористості
апоч- початковий коефіцієнт газонасичення
Для підрахунку промислових запасів використовують метод найменших квадратів за приведеного газонасиченого порового об'єму Щ*. Його значення визначають за формулою:
- значення сумарного видобутку газу на кінець даного року
- початковий і поточний пластовий тиск, МПа;
- коефіцієнт над стисливості газу для відповідних значень тиску.
Підносимо до квадрату сумарний видобуток газу, м 3 *10 14
Визначаємо коефіцієнт над стисливості за кожний рік
Середній критичний тиск і температура:
Визначаємо приведену температуру і тиск:
Визначаємо відношення пластового тиску до коефіцієнта надстисливості:
Визначаємо зведений газонасичений поровий об'єм :
Визначення поточних і прогнозованих кінцевих коефіцієнтів газоконденсатного вилучення.
Визначаємо коефіцієнт кінцевої газовіддачі за формулою:
Ркінц, zкінц - середній пластовий тиск і відповідний йому коефіцієнт надтисливості газу при температурі Тпл. Таким чином, коефіцієнт кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі залежить в основному від початкового і кінцевого пластових тисків. Для умов конкретного родовища коефіцієнт тим більший, чим нижчий кінцевий пластовий тиск.
Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску використовують такі формули:
Н - середня глибина залягання родовища, м :
Коефіцієнт кінцевої газовіддачі характеризує промислову газовіддачу.
Коефіцієнт кінцевої газовіддачі можна регулювати за допомогою вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. Промислова газовіддача збільшується з ростом сумарного відбору газу на кінець періоду постійного видобутку і зменшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку. Кількість газу видобутого на кінець періоду постійного видобутку, буде тим більша, чим вищий темп відбору газу в даний період і його тривалість. Для збільшення темпу зниження річного відбору газу в період спадання видобутку і тим самим скорочення його тривалості необхідно забезпечити своєчасне введення в експлуатацію дожимної компресорної станції та застосування методів підготовки газу в умовах пониження тисків на гирлі свердловин.
Основними напрямами збільшення коефіцієнта кінцевої газовіддачі родовища при газовому режимі - є зменшення кінцевого пластового тиску і заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідкими або газоподібними агентами.
Визначаємо приведену температуру на початку і в кінці розглянутого періоду:
Визначаємо приведений тиск при 3-х визначених кінцевих тисках:
Визначаємо коефіцієнти надстисливості і газовіддачі при кінцевих тисках:
Обґрунтування параметрів роботи середньої свердловини
та інших вихідних даних для технологічних розрахунків.
Всі розрахунки проводимо для середньої свердловини. Для визначення параметрів середньої свердловини потрібні режими роботи експлуатаційних свердловин горизонту ГКР.
Глибину свердловини до середини інтервалу перфорації, м L=4253,3 м
За величиною середнього гирлового тиску визначаємо середній вибійний тиск.
- внутрішній діаметр колони труб, см; діаметром 73 мм дорівнює 0,024.
Визначаємо мінімальний необхідний дебіт газу для винесення рідини з стовбуру свердловини:
Кислотні оброблення свердловин, які складають основу хімічних методів, використовуються найбільш широко через свою простоту, дешевизну, доступність реагентів, сприятливі умови для їх проведення.
Основний компонент кислотних розчинів, які використовуються для діяння на привибійну зону пласта - соляна кислота.
Розчинами соляної кислоти обробляють карбонатні породи, які містять вапняки, доломіти або теригенні колектори, в складі яких присутні карбонатні цементуючі речовини. Розчинення вапняку в соляній кислоті описується СаСОз+2НС1=СаСІ 2 +С0 2 +Н 2 0. Оптимальну концентрацію соляної кислоти в розчині приймають рівною 10 ...16%.
Під час оброблення свердловини до розчину соляної кислоти добавляють такі реагенти.
1. Інгібітори - речовини, які знижують корозійне діяння кислоти на обладнання. За їх допомогою розчин кислоти транспортують, перепомповують і зберігають. Як інгібітори використовують катапін - А, карбозолін - О, реагенти 4411, 4412 , тержитол тощо.
2. Інтенсифікатори - поверхнево - активні речовини (ПАР) , які знижують поверхневий натяг на межі "нафта -нейтралізована кислота", які прискорюють і полегшують очищення привибійної зони від продуктів реакції і відреагованої кислоти. До них відносяться марвелан К (О), реагенти 4411, 4412, тержитол тощо.
3. Стабілізатори - речовини, необхідні для утримання в розчиненому стані продуктів реакції, сумішей розчину соляної кислоти з залізом, цементом і пісковиками, а також для видалення із соляної кислоти шкідливої домішки - сірчаної кислоти і перетворення її в розчинну сіль барію.
Соляна кислота, взаємодіючи з глинами, утворює солі алюмінію, а з цементом і пісковиками - гель кремнієвої кислоти, які випадають в осад. Для попередження цього явища як стабілізатори використовують оцтову СНзСООН і фтористоводневу або плавикову НF кислоти .
Суть його в нагнітанні рідини під високим тиском, у результаті чого в привибійній зоні розкриваються існуючі тріщини чи утворюються нові. Для попередження змикання тріщин (після зняття тиску) в них разом з рідиною нагнітається крупнозернистий пісок (розклинювальний матеріал). У результаті збільшується проникність порід привибійної зони, а вся система тріщин зв'язує свердловину з віддаленими від стовбура продуктивними частинами пласта. Радіус тріщин може досягати декількох десятків метрів.
Механізм утворення тріщин під час розриву пласта наступний. Під тиском, що створюється у свердловині насосними агрегатами, рідина розриву, що добре фільтрується, проникає, в першу чергу, в зони з найбільшою проникністю. При цьому між пропластками по вертикалі створюється перепад тисків, оскільки в проникніших пропластках тиск вищий, ніж в малопроникних чи практично непроникних. У результаті на покрівлю і підошву проникного пласта починають діяти розривні сили і вищезаляглі породи зазнають деформації, а на межах пропластків утворюються горизонтальні тріщини. У процесі запомповування нефільтруючої рідини механізм розриву пласта аналогічний механізму розриву товстостінних посудин, тому потрібний більш високий тиск. Тріщини, які при цьому утворюються, мають, як правило, вертикальну або близьку до неї орієнтацію.
Процес гідравлічного розриву пласта складається з таких послідовно проводжуваних операцій: встановлення пакера для герметизації затрубного простору; нагнітання в пласт рідини розриву з метою утворення і розширення тріщин; запомповування протискувальної рідини для витіснення піску в тріщини пласта з насосно - компресорних труб і стовбура свердлловини.
Ефективність ГРП визначається розкритістю і довжиною тріщин, чим вони більші, тим більша ефективність оброблення.
4. Технологічні режими експлуатації покладу
4.1 Способи експлуатації нафтових та газових родовищ
Експлуатація свердловин фонтанним методом
Під фонтанним способом експлуатації свердловини розуміється підйом нафти на поверхню за рахунок природної енергії, розрізняють Артезіанське фонтанування і фонтанування за рахунок енергії газу, що виділяється з нафти. Процес видобування нафти охоплює переміщення нафти газу і води (флюїдів) у пласті до вибоїв на поверхню та промислове збирання продукції свердловин. Спосіб піднімання нафти у стовбурі з вибою на поверхню називають способом експлуатації свердловини. У теперішній час застосовують такі основні способи експлуатації свердловин: фонтанний, газліфтний і насосний.
Спосіб експлуатації свердловини при якому підйом нафти або суміші нафти з газом від вибою до поверхні здійснюється за рахунок природної енергії називається фонтанним способом. Якщо тиск стовпа рідини яка заповнює свердловину менший від пластового тиску і привибійна зона не забруднена тобто стовбур свердловини сполучається з пластом, то рідина буде переливатися через устя свердловини, отже свердловина буде фонтанувати. Фонтанування може здійснюватись під впливом гідростатичного напору, або енергії газу який рухається, або того і іншого разом. Фонтанування тільки за рахунок гідростатичного тиску пласта явище дуже рідкісне в практиці експлуатації нафтових свердловин. Це відбувається тоді коли газ у пластових умовах повністю розчинений у нафті і у пласті рухається однорідна рідина. У більшості випадків головну роль у фонтануванні свердловин відіграє газ який міститься разом з нафтою в пласті. Це справедливо навіть для родовищ із явно вираженим водонапірним режимом, коли газ в пластових умовах повністю розчинений в нафті і в пласті рухається однорідна рідина. При експлуатації свердловини пробуреної на такий пласт вільний газ із нафти починає виділятись лише в підйомних трубах і на такій глибині де
Експлуатація Шебелинського нафтового родовища курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Гдз По Контрольной Работе Номер 5
Реферат: Особенности незаконной миграции населения
Реферат по теме Уголовно-правовая характеристика массовых беспорядков
Доклад по теме Гассенди и его значение в истории философии
Реферат по теме Значение принципа системности в познавательной деятельности. Гносеология и онтологические схемы наук...
Реферат: Страдание и сострадание. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Особенности активных групповых методов обучения и их проявление
Реферат: Россия в международных отношениях
Реферат по теме Финансовая структура предприятия и ее формирование
Курсовая работа по теме Социальная политика Республики Беларусь: основные направления и механизмы реализации
Назначение наказания несовершеннолетним
Написать Сочинение Остроухов Золотая Осень
Реферат: Следственная деятельность
Контрольная Работа No 5 Системы Уравнений
Контрольная Работа Номер 2 Информационное Моделирование
Курсовая Работа На Тему Договор Постоянной Ренты
Реферат: Облік вибуття запасів, порядок оцінки вартості вибуття
Дипломная работа по теме Место и роль России и Китая в современной мировой политике
Курсовая работа по теме Становление налогового администрирования в РФ
Реферат по теме Уровни модели OSI и TCP/IP
Суточная динамика активности молоди рыб в Старомайнском заливе Куйбышевского водохранилища - Биология и естествознание дипломная работа
Учет расчетов по кредитам и займам в ЗАО "Башмаковский хлеб" Башмаковского района Пензенской области - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Основные средства предприятий индустрии гостеприимства и туризма - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа