Газонапорный режим добычи нефти

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

   Государственное образовательное учреждение высшего  профессионального образования

«Южно-Уральский  государственный университет»

Факультет «Экономика и предпринимательство»

Кафедра «Финансовый менеджмент» 
 

Реферат 
 

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА К ПРОЕКТУ

  по  дисциплине (специализации) «Разработка нефтяных и газовых месторождений»

  ЮУрГУ–0805026521. 2009.323.ПЗ КР (ПР) 
 
 
 
 

Нормоконтролер, (должность) Руководитель, (должность)

________________ ______________

_____________________ 2010г.  __________________ 2010г. 

           Авторы работы (проекта)

      Студенты  группы ЭиП-352

      _________ 

                                                                                 __________________ 2010г.

                                          Работа (проект) защищен

      с оценкой (прописью, цифрой)

      ________________________

            _____________________2010г. 
 
 
 
 
 

Челябинск 2010

Газонапорный  режим

Газонапорный  режим (режим газовой шапки) связан с преимущественным проявлением  энергии расширения сжатого свободного газа газовой шапки.

В зависимости  от состояния давления в газовой  шапке различают газонапорный режим  двух видов: упругий и жесткий.

При упругом  газонапорном режиме в результате некоторого снижения давления на газонефтяном контакте (ГНК) вследствие отбора нефти начинается расширение объема свободного газа газовой  шапки и вытеснение им нефти.

Жесткий газонапорный режим отличается от упругого тем, что  давление в газовой шапке в  процессе отбора нефти остается постоянным.

Такой режим  в чистом виде возможен только при  непрерывной закачке в газовую  шапку достаточного количества газа или же в случае значительного  превышения запасов газа над запасами нефти (в объемных единицах при пластовых  условиях), когда давление в газовой  шапке уменьшается незначительно  по мере отбора нефти.

В условиях проявления газонапорного режима начальное  давление рпл (на уровне ГНК) равно давлению рн.

Эти исследователи  подразделяют существующие режимы нефтяных пластов на три типа: 1) безнапорный (с растворенным в нефти газом); 2) газонапорный (с газовой шапкой) и 3) водонапорный.

Так, например, комитет  по размещению скважин установил, что  при обоих вытесняющих режимах (гидравлическом и режиме газовой  шапки)1 нет никакой зависимости  между конечной нефтеотдачей, числом и расстояниями между скважинами.

Так, при режиме газовой шапки следует бурить больше скважин в пониженных частях.

Следует признать неправильным мнение комитета о том, что вообще с точки зрения взаимного  расположения скважин при вытесняющих  режимах (гидравлическом и режиме газовой  шапки) нет никакой зависимости  между нефтеотдачей и размещением скважин.

Нагнетание газа в газовую шапку.

При производстве большинства опытов в приподнятой  части залежи (на своде) имело место  образование газовых шапок; происходило  это вследствие: а) выделения растворенного газа из-за резкого падения давления в присводовой зоне пласта в результате перехвата напора контурных вод скважинами, расположенными ниже по структуре, и б) стремления выделившегося из жидкости газа при движении по пласту к частичному проскальзыванию в наиболее приподнятую часть структуры.

Далее были исследованы  влияния газовой шапки на работу скважин при постоянном напоре контурных  вод (А.

Из этих опытов был сделан основной вывод, что газовая  шапка, расширяясь, активно

Также исключается  необходимость разработки присводовых, повышенных зон пластов во избежание искусственного создания там газовой шапки и вообще дегазации пластов.

Так, если в законтурную  зону нагнетается вода, то тем самым  как-то приближается контур питания  и, возможно, изменяется на нем давление; если в газовую шапку нагнетается  газ, то изменение давления в ней  будет происходить уже в соответствии с балансом нагнетаемого и отбираемого  из нее газа и т.

Наличие газовой  шапки, ее сравнительные с залежью  размеры и запасы указывают на существование одной из разновидностей газонапорного режима.

Очень редко  пласты работают исключительно при  режиме растворенного газа и при  отсутствии как напора краевых вод, так и напора со стороны газовой шапки.

Внешними факторами, влияющими на разработку и эксплоатацию нефтяных залежей, являются предполагаемое простирание и размеры водонасыщенной части пласта, расстояние до ближайших выходов пласта на дневную поверхность, абсолютные отметки этих выходов, наличие и размеры газовой шапки (если таковая имеется).

Кроме того в  зависимости от соотношения объемов  нефти и газа в газовой шапке  и воды в пласте за контуром водоносности они позволяют оценивать степень  влияния на режим эксплоатации пласта упругих свойств газа, воды и нефтесодержащей породы,

В результате изучения внешних (по отношению к нефтяной залежи) факторов устанавливают: а) форму  и расстояние от залежи области питания; б) форму и размеры газовой  шапки.

При газонапорном режиме начальное пластовое давление определяется на плоскости газонефтяного  контакта или даже, пренебрегая весом  газа, в любой точке в пределах газовой шапки.

При таком режиме давление на контуре питания (на границе  газ—нефть) падает в процессе эксплоатации залежи в соответствии с отбором из пласта нефти и газа и размерами газовой шапки.

В случае нагнетания газа в зону газовой шапки давление в ней, естественно, будет изменяться в зависимости от количества поступающего в газовую шапку газа извне.

Выяснить ее геологическое строение, В это понятие входят: а) тектоническое строение пласта, вмещающего нефтяную залежь; б) площадь залежи нефти; в) мощность пласта, общая и эффективная; ее изменчивость по простиранию; г) площадь залежи газа в газовой шапке, если таковая имеется; д) характер контакта «нефть—вода» со стороны краевых вод и «нефть—газ» со стороны газовой шапки.

При наличии  в повышенной части нефтяного  пласта газовой шапки ее оконтуривают разведочными скважинами.

По полученным данным на структурную карту или  план залежи наносятся контуры нефтеносности, внешний (по подошве) и внутренний (по кровле нефтеносности) со стороны газовой  шапки.

Во всяком случае, вопрос о положении и характере  контакта между нефтью и водой, с  одной стороны, и нефтью и газом (при наличии газовой шапки), —  с другой, для целей рациональной разработки требует тщательного  изучения.

Такая пространственная гидрологическая система, простирающаяся по всему продуктивному пласту, вплоть до его выходов на поверхность, если таковые имеются, включает в себя, кроме нефтеносной и газоносной областей (при наличии свободного газа в виде газовой шапки), также  и водоносную область.

Схема расстановки  оэффиц при прямолинейном движении границы раздела между газом и нефтью при закачке газа в шапку.

Если закачку  или отбор газа в газовую шапку  или из нее не производят, то Q(/) = 0, и Ар есть функция 5, Ap = Ap(s).

Схема размещения кольцевых оэффиц при радиальном движении границы раздела между нефтью и газом, находящимся в газовой шапке.

Если газ из газовой шапки не отбирается и  в газовую шапку не нагнетается, то давление в ней будет изменяться в соответствии с отбором нефти  из пласта (фиг.

Щ)тП где RQ — начальный радиус газовой шапки, УФ— ее начальный объем, г—радиус газовой шапки в данный момент, h — мощность пласта.

При наличии  газовой шапки — двустороннего  питания — и дву-связной области нефтеносности аналогичные расчеты положения оэффиц выполняются для каждой из сторон питания при требовании, чтобы к последней оэффиц вытесняющие агенты прорвались одновременно.

2 f\ * f\ ШММ tri — ъ j tra--------1 *\Q f\Q *\0 •приведенный радиус питания со стороны газовой шапки; •радиус первого ряда; радиус второго ряда; радиус скважины.

РГ— давление в газовой шапке; п —число скважин в ряду; RQ — радиус ряда;

Газонапорные  режимы объединяют все случаи, когда  нефть вытесняется к скважинам  под действием напора газа в газовой  шапке.

Поскольку по сравнению  с вязкостью нефти можно пренебрегать вязкостью газа, давление в газовой  шапке повсюду в любой момент времени можно считать одинаковым и, в частности, равным давлению на контуре  нефтеносности.

Жесткий газонапорный режим в чистом виде может существовать только тогда, когда газ нагнетается  в газовую шапку в таком  количестве, при котором давление в ней во время разработки залежи остается постоянным.

При весьма большом  отношении запасов газа к запасам  нефти, когда давление в шапке  снижается против начального незначительно, режим практически тоже можно считать жестким газонапорным.

Упругий газонапорный режим отличается от предыдущего  тем, что здесь давление в газовой  шапке уменьшается по мере отбора нефти из залежи, что будет происходить  всегда, если в газовую шапку не закачивать газ с поверхности  или если отношение запасов газа к запасам нефти сравнительно мало.

В этом случав отбор  некоторого объема нефти будет сопровождаться расширением газовой шапки на такой же объем и соответствующим падением давления в ней.

В естественных условиях залежи обычно не вполне симметричны, — часто наиболее возвышенная  часть структуры, к которой нефть  должна стягиваться при водонапорном режиме или которая занята газовой  шапкой при газонапорном режиме, находится  не в центре залежи, как предполагалось ранее, а где-то в стороне от него.

Режим растворенного  газа в чистом виде и с самого начала разработки залежи может иметь  место при наличии в пласте нефти, полностью насыщенной газом, и при отсутствии в пласте свободного газа, скопившегося в виде газовой  шапки.

Дело в том, что в отличие от рассмотренных  раньше условий в пласте с самого начала разработки могут действовать  силы (растворенный в нефти газ, наличие  одновременно напора вод и газовой  шапки), каждая из которых самостоятельно определяет механизм воздействия на залежь; совместное их появление приводит к более сложному поведению пласта при его эксшюатации.

НАГНЕТАНИЕ ГАЗА В ГАЗОВУЮ ШАПКУ

В случаях, когда  нефть граничит с газовой шапкой, в которой желательно поддерживать заданное давление, применяют закачку  газа или воздуха в пласт.

Могут встретиться  случаи, когда газ закачивают в  количестве, обеспечивающем постоянное давление в газовой шапке, и когда  закачку газа производят в меньшем  количестве, отчего давление в газовой  шапке падает.

Из условия  постоянства массы газа в газовой  шапке находим по увеличению ее объема давление к концу первого интервала, и расчет времени продвижения  ведем по среднему из найденных давлений в начале и в конце интервала.

Режим пласта становится еще более сложным, если к напору краевой воды прибавляется напор  газа в газовой шапке.

26 Глава I под  напором газовой шапки в конечном  итоге вытесняется к внешнему  контуру.

Если запасов  свободного газа нехватает для обеспечения существования газонапорного режима до конца разработки, то этот режим будет продолжаться только до тех пор, пока давление в газовой шапке не снизится до атмосферного.

Легко понять, что  отбор газа из шапки через специально пробуренные газовые скважины может  вредно отражаться на темпах экспло-атации нефтяной залежи и на оэффициенто отдачи.

Последний ухудшается не только за счет того, что залежь не может быть разработана полностью  при газонапорном режиме, который  обладает более высоким оэффициентом отдачи, но и вследствие потерь нефти в газонасыщенную зону шапки.