16. Задачи и методы анализа, контроля и регулирования процесса разработки нефтяных месторождений.

Под регулированием разработки нефтяных местрождений понимают целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежи в рамках ранее принятых технологических решений с целью достижения возможно высоких технологических и экономических показателей разработки.

Технологическая задача- обеспечить max уровень добычи нефти, max накопление отбора нефти, min добыча воды из пласта

Экономическая- обеспечить миним. Капитальные вложения или эксплуатационных затрат, миним. себестоимость.

Методы

- воздействие на призабойную зону, изменение технологических режимов работы скважин, одновременно-разделная эксплуатация нескольких пластов в одной скважине.

-дублирование добывающих и нагнетательных скважин (число определенно в проектном документе), частное изменение системы воздействия, полное изменение системы воздействия

19.Основные понятия о разработке газовых и газоконденсатных месторождения.

Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти, выражается, главным образом, в его незначительной плотности, высокой упругости, значительно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, заключающуюся в том, что газ добывают, в основном, фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребления полностью герметична и представляет собой единое целое.

Газовые месторождения разделяют на чисто газовые месторождения и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода – метана (94¸98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примеры газовых месторождений: Заполярное, Уренгойское, Медвежье (в сеноманских отложениях).

В состав газоконденсантных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда – метан, но и более тяжелые, углеводороды при изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газыназываются кислыми. На отдельных месторождениях вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном, гелия).

Основной метод добычи газа и газового конденсата – фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения).

Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют, исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоками газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

Основным препятствием при добычи газа является кислые газы и гидраты.