15.16 Понятие о регулировании разработки месторождений. Методы регулирования.

За разработкой нефтяной залежи должен осуществляться постоянный контроль, т. е. проводиться исследования по специальной программе за разработкой залежи и на основе этих исследований осуществляется регулирование разработки залежи с целью равномерного стягивания контуров нефтеносности, газоносности, не допуска преждевременного обводнения, получения высоких показателей нефтеизвлечения и текущих темпов отбора нефти. Контроль и исследования заключаются в систематическом замере дебитов нефти по скважинам, определении % обводнения продукции скважин, замере пластового давления, забойного давления, замере динамического и статического уровней, замер буферного давления в скважинах, замер газового фактора. На основе этих данных строятся карты разработки залежи, по которым следят за состоянием разработки. При преждевременном обводнении скважин проводят ремонтно-изоляционные работы. Замер пластового давления показывает: 1.если оно низкое, надо интенсифицировать закачку агента. 2. если оно повышенное, ограничить её или повысить отбор жидкости. Динамический уровень показывает, что глубинно–насосное оборудование работает с высоким КПД или не загружено. При высоком динамическом уровне надо изменить параметры насоса для увеличения отбора жидкости и наоборот. Насос в скважине спущен на 100-150 м ниже динамического уровня. Буферной давление характеризует отклонение от заданного режима. Если запарафинилась выкидная линия, то буферное давление увеличивается, т. к. сечение в трубе сократилось, а штуцер остался прежним. Буферное давление также говорит, что в залежи поднялось давление – мощно увеличился отбор и наоборот. По состоянию разработки судят о равномерности стягивания контура нефтеносности, а также судят, нет ли «языков» обводнения. «Язык» обводнения – это опережающий прорыв воды в нефтяном пласте к добывающей скважине. Если идёт преждевременное обводнение, то или ограничить отбор нефти по скважинам или ограничить закачку воды. На более поздней стадии разработки бурят оценочные скважины, по которым определяют степень извлечения нефти по кернам. В конечном счёте весь комплекс исследований и контроль за разработкой залежи сводится к определению равномерной выработки залежи, получению наилучших результатов по конечному нефтеизвлечению и недопущение оставления оборудования в залежи.

17 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Отличие разработки ГМ от разработки НМ заключается в различии свойств газа от свойств нефти. Газ имеет значительно меньшую вязкость и обладает большей степенью сжимаемости. Газ, добытый со скважин, тут же подается в магистральные газопроводы, по которым он транспортируется до газоперерабатывающих заводов или непосредственно к местам его потребления. Чаще всего основная особенность разработки газовых месторождений, особенно с большими запасами, заключается в неразрывной цепи в системе пласт - скважина - газосборные сети на газовом промысле - магистральный газопровод - пункты потребления - пункты переработки и потребления. В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения максимального газоизвлечения и высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях с соблюдением условий охраны недр и окружающей среды. В проекте разработки определяют темп разработки месторождения по годам, общий срок разработки, сетку скважин и их диаметр, размещение скважин по площади и т.д. При разработке большое значение имеет определение диаметра эксплуатационной колонны скважин. Из газовой скважины газ добывается по эксплуатационной колонне, поэтому, чем больше диаметр ствола скважины, тем больше будет дебит скважины. Это значит, что на месторождении можно извлечь то же количество газа меньшим числом скважин. Однако с увеличением диаметра растут осложнения при бурении, увеличиваются сроки бурения, а главное - это ведет к удорожанию скважин за счет увеличения ее металлоемкости. Обычно разработку газовых залежей с учетом экономических показателей прекращают при давлениях на устьях газовых скважин несколько выше атмосферного. Залежи газа, в которых содержатся растворенные в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными.

Разработка газоконденсатного месторождения может осуществляться в режиме истощения (при небольшом содержании конденсата в газе, когда применение методов поддержания пластового давления, по соображениям экономики, не целесообразно)или с поддержанием пластового давления. При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластового давления закачкой воды или сухого газа необходимо более тщательное изучение геологического строения залежи, коллекторских свойств пласта. Необходимо хорошо знать проницаемость пласта с целью определения приемистости его по воде и сухому газу. При снижении пластового давления часть конденсата впитывается породой пласта, большая часть которого может остаться в пласте безвозвратно. Коэф конденсатоотдачи зависит от коэфиц гаозотдачи. Поэтому пластовое давление поддерживают закачкой сухого газа в пласт. Часто закачка сухого газа осуществляется по схеме кругового оборота. Газ вместе с конденсатом из скважины поступает на поверхности в конденсатную установку, в которой при соответствующем давлении и температуре выпадают жидкие УВ. Затем очищенный сухой газ сжимается в компрессорах, и под давлением через нагнетательные скважины обратно нагнетается в пласт. Этот метод позволяет получить наибольший коэффициент конденсатоотдачи пласта. Однако недостатки: Для закачки газа требуется строить дорогостоящее компрессорное хозяйство.