- •Втуп Історія розвитку розробки нафтових, газових та газоконденсатних родовищ.
- •Класифікація родовищ природного газу
- •Етапи розробки газових і газоконденсатних родовищ
- •Історія розвитку нафтових, газових та газоконденсатних родовищ.
- •Темп і послідовність буріння свердловин
- •Геометрія розташування свердловин на площі
- •Щільність сітки свердловин
- •Кількість резервних свердловин
- •Наявність і спосіб дії на пласти
- •Системи заводнювання
- •Технологія розробки.
- •Фізико-хімічні властивості багатокомпонентних сумішей.
- •Лекція 5.
- •Режими родовищ природних газів
- •Лекція №6 Приплив нафти і газу до свердловини.
- •Приплив газу до вибою свердловини за двочленним законом фільтрації
- •2.2 Підготовка свердловин до експлуатації
- •Рівняння припливу рідини у свердловину.
- •Визначення розподілу тиску та температури в пласті та по стовбуру свердловини.
- •Визначення тиску в газовій свердловині.
- •Температурний режим газових свердловин.
- •Фактори, що визначають газовіддачу.
- •Методи збільшення газовіддачі.
- •Критерії доцільності застосування методів підвищення нафтовіддачі
- •Прогнозування коефіцієнта кінцевої газовіддачі за промисловими даними.
- •Особливості проектування розробки.
- •Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі
- •Визначення показників розробки газоконденсатного родовища
- •Розрахунки стосовно до пружного режиму
- •Розрахунки стосовно до режиму розчиненого газу
- •2.Основи теорії поршневого витіснення нафти водою
- •Техніка та технологія досліджень.
- •Технологія і техніка гідродинамічних досліджень і вимірювань
- •3.Гідродинамічні дослідження свердловин на усталених режимах
- •Гідродинамічні дослідження свердловин і пластів на неусталених режимах
- •Дослідження газових свердловин при нестаціонарних режимах фільтрації
- •Метод відновлення тиску
- •Методика промислових досліджень.
- •Інтерпретація результатів дослідження свердловин.
- •2.2 Підготовка свердловин до експлуатації
- •Способи експлуатації свердловин
- •Принцип та характеристика роботи газорідинного піднімача
- •Експлуатація свердловин фонтанним способом.
- •Конструкції і системи газліфтних піднімачів
- •Вибір раціонального способу експлуатації свердловин.
- •Характерні періоди розробки родовищ природних газів.
- •Ускладнення при експлуатації газових свердловин
- •Експлуатація газових свердловин в пластах з підошовною водою
- •Боротьба з ускладненнями в процесі експлуатації.
- •Солевідкладення при експлуатації газових свердловин, методи боротьби з ними
- •Боротьба з винесенням піску під час експлуагації свердловин
- •Хімічні реагенти і технології для очистки нафтопромислового обладнання свердловин і порового простору пластів від аспв
- •Аналіз, контроль і регулювання процесу розробки родовищ.
- •Регулювання розробки нафтових родовищ
- •3. Аналіз стану технологій техніки видобування:
- •Способи експлуатації нафтових, газових та газоконденсатних свердловин.
- •Типи фонтанних свердловин, види й умови фонтанування
- •Види фонтанування і типи фонтанних свердловин
- •538 Отворами та фільтр-сітку, через які рідина із свердловини надходить у насос. У верхній частині насоса розмішується ловильна головка із зворотним клапаном, до якого прикріплюють нкт.
- •Основні поняття про раціональну розробку родовищ.
- •Вибір раціонального способу експлуатації свердловин.
- •Вибір раціонального варіанта розробки газоконденсатного і газового родовища
- •Проектування розробки газових родовищ при пружно-водонапірному режимі покладу.
- •Методи побудови характеристик витіснення
- •Регулювання розробки нафтових родовищ.
- •Моделювання процесів розробки.
- •Література, що рекомендована до виконання курсового проекту
- •36601, М. Полтава, просп. Першотравневий, 24
Характерні періоди розробки родовищ природних газів.
В теорії і практиці розробки родовищ природних газів залежно від зміни в часі темпів відбору газу виділяють три періоди:
зростаючого видобутку газу;
постійного видобутку газу, або стабілізації відборів;
спадаючого видобутку газу.
В перший період здійснюється інтенсивне розбурювання і облаштування родовища з виводом його на запланований рівень постійного видобутку газу.
Він продовжується від 1 – 2 до 7 – 11 років. (7 років – Північно-Ставропільське, 11 років – Шебелинське родовище). За період зростаючого видобутку відбирається 15 – 25 % газу від початкових запасів.
В період постійного видобутку газу продовжується буріння нових свердловин і облаштування промислу.
Він триває до тих пір, поки дальше розкурювання родовища чи нарощування потужності компресорної станції стає економно невигідним. На кінець періоду відбирається 60-70 % початкових запасів газу і більше.
Період спадаючого видобутку газу характеризується практично незмінним в часі числом видобувних свердловин або деяким їх скороченням внаслідок обводнення чи ліквідації за технічних або геологічними причинами, проте в окремих випадках можливо буріння нових свердловин для виконання запланованих об'ємів видобутку газу чи підключення в розробку окремих зон, які недостатньо дренуються.
Даний період продовжується до досягнення мінімально рентабельного рівня відбору газу з родовища.
При розробці середніх за запасами родовищ газу часто незначних за запасами газових і газоконденсатних родовищ можуть бути відсутні як період зростаючого, так і період постійного відбору газу з родовища. При розробці середніх за запасами родовищ газу часто відсутній період постійного видобутку газу, а для незначних за запасами газових і газоконденсатних родовищ можуть бути відсутні як період зростаючого, так і період постійного відбору газу з родовища.
Залежно від умов подачі газу в газопровід виділяють періоди безкомпресорної І компресорної експлуатації. В початковий безкомпресорний період газ подається в магістральний газопровід і далі до першої проміжної компресорної станції під своїм власним тиском. Тепер для дального транспорту газу використовують труби великого діаметру (1420 і до 2500 мм) розраховані на труби великого діаметру (1420 і до 2500 мм) розраховані на робочий тиск 5,5 або 7.5 мПа. Коли в процесі розробки родовища тиск на виході з промислу стає нижче від робочого тиску, в магістральному газопроводі (5,5 або 7,5 МПа) вводять в експлуатацію головну компресорну станцію і надалі дотискуючи компресорні станції.
Настає компресорний період експлуатації.
Безкомпресорний і компресорний періоди характеризують період промислової розробки родовища.
При зменшенні тиску на виході з промислу до 1,5 – 0,2 МПа подачу газу в магістральний газопровід у більшості випадків припиняють і газ використовують на місцеві потреби. Цей період розробки родовища називають заключним.
Залежно від підготовленості родовища до розробки і ступеня його виснаження розрізняють періоди дослідно-промислової експлуатації, промислової розроби і до розробки.
В період дослідно-промислової експлуатації одночасно з подачею газу споживачеві проводиться до розвідка родовища, підрахунок запасів газу і підготовка вихідних даних для складання проекту розробки родовища.
Тривалість періоду дослідно-промислової експлуатації родовища не перевищує трьох-чотирьох років.
В період промислової розробки родовища проводиться стабільне постачання конкретним споживачам газу та іншої продукції в заданих об'ємах. У цей період видобувається основна кількість газу.
Період дорозробки родовища (заключний, завершаючий) характеризується значною тривалістю, низькими дебітами свердловин.
Для газоконденсатних родовищ виділяють періоди розробки на виснаження і з підтримання пластового тиску.
У випадку зворотної закачки всього сухого газу в пласт період підтримання пластового тиску позначають як період консервації запасів газу, В даний період споживачам подається тільки конденсат.
Лекція 21.