Для газоносных пластов основными источниками пластовой энергии являются:

1. Напор краевых вод;

2. Упругие силы породы и воды;

3. Давление расширяющегося газа.

В зависимости от преобладающего действия того или иного источника энергии режим работы газовой залежи может быть:

• водонапорным;

• упруго-газоводонапорным;

• газовым режимом.

Водонапорный режим работы газовой залежи. Основным источником пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи является напор краевых (подошвенных вод). При равенстве объемов извлеченного газа и потупившей в пласт воды пластовое давление не снижается, а отбор газа из пласта сопровождается постепенным подъемом ГВК. Чисто В.Н.Р. газоносных пластов встречается редко.

Упруго-газоводонапорный режим. Основными источниками пластовой энергии при данном режиме являются упругие силы воды и породы, а так же расширяющегося газа. Упруго-газоводонапорный режим часто встречается в газовых залежах.

Газовый режим. В залежах с газовым режимом отбор газа происходит только за счет давления, создаваемого расширяющимся газом (режим расширяющегося газа). Этот режим встречается в залежах, приуроченных к полностью запечатанным ловушкам (тектонически экранированные, небольшие). Пластовое давление снижается прямо пропорционально темпам отбора газа.

2.5. Нефтеотдача и газоотдача пластов.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин не удается извлечь все запасы УВ (н, г) находящиеся в пласте, а только часть их

Коэффициентом нефтеотдачи пласта называется отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам. На величину К.Н.О. влияют: физические свойства пород и пластовых жидкостей; режим работы нефтяной залежи, показатели разработки (сетка скважин, порядок и темпы ввода их в эксплуатацию, интенсивность отбора нефти из плата и т.д.).

Наибольшая величина коэффициента нефтеотдачи – при условии вытеснения нефти водой, вода обладает лучшими вытесняющими и отмывающими способностями, чем нефть (0,5-0,8).

Эффективность вытеснения нефти газом, выделяющимся из раствора ниже. Объём газа в нефтяном пласте ограничен, он быстрее нефти прорывается к забоям скважин, газовая фаза не смачивает породу пласта (0,15-0,3).

Режим газовой шапки более эффективен т.к. происходит поршневое вытеснение нефти из пласта (0,4-0,7).

Высокая вязкость нефти (по отношению к воде) снижает коэффициент нефтеотдачи. Вода плохо промывает такие нефти.

Коэффициент газоотдачи пласта – параметр характерный для газовых и газоконденсатных залежей. Как правило, выше, чем коэффициент нефтеотдачи т.к. газы слабо взаимодействуют с поверхностью пористой среды, обладают малой вязкостью, большая упругость газа дает дополнительную энергию для фильтрации в пласте, пластовое давление в газовой залежи уменьшается при эксплуатации практически до атмосферного давления. Поэтому коэффициент газоотдачи может достигать 90-95 % (на практике: 0,7-0,8).

2.6. Понятие о системах разработки залежей углеводородного сырья.

Под разработкой нефтяных и газовых месторождений понимается управление процессом движения жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи:

• определенной системы размещения установленного числа скважин по площади месторождения;

• порядка и темпа вода их в эксплуатацию;

• поддержания намеченного режима их работы;

• регулирования баланса пластовой энергии.

Рациональная система разработки залежей углеводородов – это такая система, при которой месторождение разбуривается минимальным числом скважин, обеспечивающим при этом заданный темп добычи сырья, высокую конечную нефте– и газоотдачу, решение задач разработки при минимальных капитальных вложениях и себестоимости нефти (газа).

Системы разработки многопластовых месторождений нефти.

1. Система разработки «сверху – вниз» - в первую очередь в разработку вводится продуктивный верхний пласт, а затем ниже залегающие пласты. Применялась раньше широко, при неглубоком бурение. Характеризуется медленным темпом ввода в разработку всех пл. месторождений. Сейчас не применяется.

2. Система «снизу – вверх» - применяется при разработке многопластового месторождения, массовое бурение и освоение начиная с нижнего (опорного, базисного пласта). Он должен быть высокопродуктивным и хорошо разведанным.

Вышележащие нефтяные пласты разделяются по значимости. Эта система имеет ряд преимуществ:

1. Вскрываются все нефтеносные горизонты и имеются возможности для их полного изучения путем отбора керна и геофизическими методами.

2. Сокращение общего числа разведочных скважин.

3. Возможность одновременной эксплуатации всех объектов нефтегазодобычи т.е. ускоряются темпы освоения всего месторождения в целом.

Системы разработки отдельных залежей нефти.

Основной задачей разработки нефтяных месторождений является выбор схемы размещения скважин и определение их числа на площади. Она решается комплексно с учетом геологических, технических и экологических факторов.

При разработке нефтяных залежей с неподвижным контуром нефтеносности скважины размещают сплошной сеткой (по квадратам или треугольникам) по всей площади залежи.

При разработке нефтяных залежей с напорными режимами (с перемещающимися контурами нефтеносности) скважины располагаются рядами (батареями), параллельными перемещающимися контурами: при газонапорном режиме параллельно контуру газоносности; при водонапорном режиме параллельно контуру водоносности.

Большое значение при разработке нефтяных залежей имеет темп и порядок ее разбуривания. По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы разработки нефтяной залежи. При сплошной системе разбуривание производится в сравнительно короткое время (до 1 года), а при замедленной системе – в течение нескольких лет.

По порядку разбуривания залежи различают сгущающуюся и ползущую системы. При сгущающейся системе залежь вначале разбуривается разряженной сеткой скважин (равномерно), далее разбуриваются промежуточные участки плата. При ползущей системе разработки – разбуривание начинается с какой–то части площади (с заданным уплотнением), затем производится дополнительное бурение новых групп (или рядов) скважин в определенном направлении до полного разбуривания всей площади месторождения.

Важным фактором при выборе рациональной системы разработки нефтяных пластов является определение темпа отбора (т.е. суммарная добыча из пласта – суточная, месячная, годовая). При заданном числе скважин их средние дебиты и текущая добыча могут быть самыми различными и зависят от установленного режима эксплуатации скважин.

Одним из важнейших этапов проектирования системы разработки является обоснование необходимости воздействия на пласт путем закачки газа или воды, т.к. обеспечить высокие темпы отбора нефти (даже при большой в. нефтеотдачи пластов) за счет использования только естественной энергии пласта зачастую невозможно.

Таким образом, система разработки конкретной нефтяной залежи может быть самой различной:

• по сетке размещения скважин;

• порядку и темпу разбуривания площади;

• по темпам отбора нефти;

• разработка может вестись с применением методов воздействия на залежь (или без этих методов). Сами методы могут отличаться по виду рабочего агента (газ, вода и т.д.) и по схеме размещения нагнетательных скважин.

Разработка газовых месторождений.

Основной особенностью разработки газовых месторождений является неразрывная связь всех элементов в системе пласт - скважины - газосборные сети на промысле - магистральный трубопровод. Отличием газа от нефти: гораздо меньшей вязкостью, плотностью, значительной сжимаемостью. Необходимостью немедленной передачи (доставки) добытого газа к потребителю.

Схему размещения скважин по площади газоносности выбирают в зависимости от формы залежи. Для полосообразной залежи скважины могут размещаться в виде параллельных цепочек вдоль продольной оси залежи или равномерно по всей площади.

При круговой или куполообразной залежи – скважины могут располагаться в виде 1,2 или 3 кольцевых батарей (или также равномерно по площади). При создании проекта разработки обычно просчитывают по газодинамическим расчетам несколько вариантов размещения скважин. На крупнейших и уникальных по запасам газовых месторождениях Российской Федерации, таких как Медвежье, Ново-Уренгойское, Ямбургское, применяется кустовой метод расположения скважин. При этом в расчетах показателей разработки куст скважин рассматривается, как одна укрупненная скважина.

Темп отбора газа из залежи зависит от ее размеров и геологических условий и может изменяться в пределах 5-10 % и выше от первоначальных запасов. В зависимости от выбранного темпа отбора газа рассчитывают технологический режим работы скважин.

Существенное влияние на выбор числа скважин по площади оказывает диаметр эксплуатационных колонн, чем он больше, тем большим может быть дебит газа скважин и меньше потери давления в стволе. С другой стороны – больше затраты на бурение и оборудование скважины (металл). Поэтому при проектировании разработки газового месторождения определяют диаметр эксплуатационных скважин по нескольким вариантом и выбирают оптимальный – т.е. который сможет обеспечить наилучшие условия добычи газа в процессе всего периода разработки месторождения.

В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения заданной добычи при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр. При проектировании определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок разработки, число скважин, их диаметр и схему их размещения по площади.

Проектирование разработки газового месторождения (как и нефтяного) осуществляется комплексно – на базе геологического изучения месторождения, гидрогазодинамических расчетов, технико-экономического сравнения различных вариантов разработки.

Разработка газоконденсатных месторождений.

Газоконденсатные месторождения характерны тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси находятся в однофазном и реже – в двухфазном состоянии. В газоконденсатной залежи в газообразном состоянии могут находиться даже высококипящие углеводороды с Тк = 300 - 400 ⁰С. В определенном диапазоне температур и давлений этим углеводородным смесям свойственны явления обратной конденсации и испарения, т.е. по мере падения Рпл, при разработке ГКМ, из газа начинает выделяться конденсат и выпадать в пласте. В первую очередь конденсируются наиболее тяжелые углеводороды. Давление, при котором выпадает наибольшее количество конденсата – давление максимальной конденсации.

Таким образом, конденсат может выделяться из пластового газа как на поверхности, так и в пласте при снижении давления. При этом конденсат впитывается породой пласта и его значительная часть может остаться в пласте безвозвратно. Для предотвращения этого ГКМ должно разрабатываться с поддержанием Рпл. До составления проекта разработки ГКМ – необходимо провести испытание разведочных скважин и исследовательские работы по определению:

1. Количества выделяющегося из газа конденсата при различных Р и Т;

2. Давления начала и мах. конденсации для данного температурного режима;

3. Состава конденсата при различных режимах конденсации (исследований);

4. Потерь конденсата в пласте при снижении давления и потерь с сухим газом после сепарации.

После этого определяют уровень запасов газа и конденсата в залежи, выбирают метод разработки и эксплуатации залежи (поддержанием давления путем закачки газа, воздуха, воды или без, т.е. в режиме газовой шапки).

Выбор системы разработки газоконденсатного месторождения должен быть экономически обоснован, т.к. кроме бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин, строительства промысла, необходимо так же строительства и эксплуатации газоконденсатного завода и компрессорной станции высокого давления для обратной закачки сухого газа в пласт.

Число эксплуатационных скважин для газоконденсатной залежи определяют находя из суммарной добычи конденсата и газа и определения среднего дебита. 1-й скважины. Средний дебит (Qср.) одной скважины определяют по испытаниям разведочных скважин. Он не должен вызывать чрезмерного падения давления в потоке газа, конденсации и образовании гидратов (парафинов), разрушения коллектора и других осложнений. Скорость движения газа должна обеспечивать вынос образовавшегося конденсата на поверхность.