Поиск, разведка и разработка газовых месторождений в России.

В конце XIX и начале XX века открытие месторождений природ­ного газа носило случайный характер, В 1840 году при бурении скважин на воду в районе Астрахани на глубине 112 метров вме­сте с водой выделялся газ, содержащий сероводород. Наблюдался также выход газа при бурении скважин на воду в Саратове, на Апшсропском полуострове, в Милитополе и др.

Развитие газовой промышленности в России относится к 1922 году, когда в Сураханах из скважины № 1 был получен га­зовый фонтан. Этим фонтаном газа заинтересовались ряд фирм, занимающихся добычей нефти в Баку. Началось бурение скважин специально на газ. К этому времени уже были металлические трубы. Газ, добываемый из скважин, по трубам подавался па нефтеперерабатывающие заводы, где он использовался в качестве топлива при переработке нефти.

В 1906 году в Саратове при бурении артезианской скважины на воду был получен природный газ. Хозяин хутора купец Мель­ников этим воспользовался и построил стекольный и кирпичный заводы, на которых топливом служил природный газ.

К началу 1930 года в пашей стране были открыты и изучены четыре месторождения природного газа: Дагестанские Огни, Мельниковское, Ставропольское и Мелитопольское. Но большо­го применения природный газ в то время не получил

Уже в 1935 году в Ко­ми АССР было открыто Седельское газовое месторождение. В результате принятых мер по поискам газовых месторождений п конце 30-х годов в нашей стране было открыто более 50 газо­вых месторождений в Ставропольском, Краснодарском краях, Азербайджане, Украине, Средней Азии, Саратовской, Куйбышев­ской, Оренбургской областях, на Северном Кавказе и в других местах. Открытие этих месторождений давало возможность раз­вивать газовую промышленность в нашей стране ускоренными темпами.

Работы по от­крытию и вводу месторождений природного газа не прекраща­лись и в годы Великой Отечественной войны: в 1942 году вво­дится в эксплуатацию Елшапо-Курдюмское газовое месторож­дение (Саратовская область), в 1943 году построены газопрово­ды Похвистнево - Куйбышев, Елшанка - Саратов, Бугуруслан -Куйбышев, Курдюм - Князевка и другие.

Бурное развитие газовой промышленности началось с от­крытия уникальных по составу и запасам газовых месторожде­ний. Наиболее перспективными по запасам природного газа ока­зались северные районы Тюменской области. В 1953 году здесь было открыто Березовское газовое месторождение, а в 1965 году был построен первый на Севере газопровод Игрим-Серов, по ко­торому природный газ подавался с Березовского газового место­рождения к потребителям на Северный Урал. В 1972 году ввод в эксплуатацию крупнейшего газового месторождения Медвежье, в 1978г – Уренгойское газоконденсатное, 1980г – Ямбургское.

Россия располагает огромными запасами газа. Она не только обеспечивает свои потребности газа в промышленности и быту, но и значительное количество газа экспортирует. Потенциальные запасы газа в нашей стране оцениваются более чем в 200 трлн. м³. По прогнозным оценкам, добыча газа в России к 2030 году составит более 800 млрд. м³ в год. Дальнейший рост добычи газа в России продолжится вво­дом месторождений севера Тюменской области, таких как Юби­лейное, Хорвутинское, Ямсовейское. На полуострове Ямал от­крыто около 30 месторождений, среди которых первоочередные: Харосовское, Еовопортовское, Крузенштернское и Бобоинское. На газовых месторождениях полуострова Ямал запасы газа оце­ниваются более чем в 10 трлн. м³. Приступили к освоению Ги- понтского газового месторождения, заполярного, добыча газа на котором в ближайшие годы планируется 100 млрд. м³ в год.Большие перспективы имеет разработка Штокманского га- зоконденсатного месторождения и других. Начиная с 1966 года наша страна экспортирует газ во мно­гие страны. В настоящее время Россия поставляет газ в Польшу, Австрию, Чехию, Словакию, Болгарию, Германию, Венгрию, Италию, Румынию, Грецию, Турцию, Литву, Эстонию, Белорус­сию, Грузию, Казахстан, Украину и Молдавию. В 1999 году Рос­сия экспортировала 204 млрд. м³ газа. Планируется дальнейший рост поставки газа на экспорт.Добычей и транспортом газа в России занимается РАО «Газпром». РАО «Газпром» является крупнейшей газовой компа­нией в мире. Контрольный пакет акций РАО «Газпром» (40%) принадлежит государству.

Физические свойства пластовых жидкостей (нефти, воды, газа). Состав пластовой углеводородной системы. Влияние давления и температуры на физические св-ва нефти и газа. Растворимость газов в нефти, давление насыщения. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент.

Свойства и состояние углеводородов (УВ) зависят от их состава, давления и температуры в пластах. В залежах они могут находится в жидком и газообразном состоянии или в виде газожидкостных смесей. В процессе разработки залежей в пластах и при подъеме на поверхность давление и температура непрерывно меняются, что сопровождается изменениями состава газовой и жидкой фаз и переходом УВ из исходной фазы в другую.

По физическому состоянию в поверхностных условиях УВ от СН₄ –до С₄ Н₁₀ – газы, от С₅ Н₁₂ –до С₁₆ Н₃₄ – жидкости и от С₁₇ Н₃₇ –до С₃₅ Н₇₂ и выше – твердые вещества, называемые парафинами и церезинами.

Нефть и газ представляют собой смесь УВ преимущественно метанового (парафинового) С_n H_2n+2 , нафтенового С_n H_2n , и в меньшем количестве араматического С_n H_2n-6, рядов.

Пластовые нефти

Нефть – природная смесь, состоящая преимущественно из УВ соединений метановой, нафтеновой и ароматической групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме УВ в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлоорганические соединения.

Классификация нефти:

метановые, нафтеновые, ароматические;

по содержанию парафина: малопарафинистые (не выше 1,5%)

парафинистые (1,5 – 6,0%)

высокопарафинистые (выше 6,0%)

Нефтяной парафин – это смесь твердых УВ двух групп, резко отличающиеся друг от друга по свойствам – парафинов С₁₇ Н₃₆ – С₃₅ Н₇₂ и церезинов С₃₆ Н₇₄ – С₅₅ Н₁₁₂ . температура плавления первых 27 – 71˚С, вторых – 65 – 88˚С. При одной т той же температуре плавления церезины имеют высокую плотность и вязкость.

По содержанию серы: малосернистая (не выше 0,5%)

сернистая (0,5 – 2,0%)

высокосернистая (выше 2%)

Физические свойства нефти:

Газосодержание (газонасыщенность) пластовой нефти – это объем газа растворенного в 1м³ пластовой нефти (м³/ м³).

Газосодержание пластовых нефтей может достигать 33 – 500м³/ м³ и более, обычное его значение для большинства нефтей 30 – 100 м³/ м³. Вместе с тем известно большое число нефте с газосодержанием не выше 8 – 10 м³/ м³

Промысловый газовый фактор Г – это количества газа в м³, приходящий на 1м³ (т) добытой дегазированной нефти. Он определяется по данным о добыче нефти и попутного газа за определенный промежуток времнеи. Различают: начальный (за первый месяц работы скважины), текущий (на любой промежуточный отрезок времени), средний (с начала разработки до какой-либо даты).

Давление насыщения пластовой нефти называется давление, при котором газ начинает выделяться из нее. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти и газа в залежи, их состава и пластовой температуры.

Сжимаемость нефти обуславливается тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упругостью, которая измеряется коэффициентом сжимаемости (или объемной упругости). Кафициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при снижении давления на единицу. Для большинства пластовых нефтей (1÷5)˖ 10³ МПа^-1 Сжимаемость нефти учитывается наряду со сжимаемостью воды и коллекторов главным образом при разработке залежей в условиях упруговодонапорного режима.

Коэффициент теплового расширения показывает на какую часть первоначального объема изменяется объем нефти при изменении температуры на 1˚С (ед.измерения 1/˚С). Для большинтсва нефтей: (1÷20)˖ 10^-4 1/˚С. Коэффициент теплового расширения необходимо учитывать при разработке залежи в условиях нестационарного термогидродинамического режима при воздействии на пласт различными холодными или горячими агентами. Его влияние сквазывается как на условиях текущей фильтрации нефти , так и на величине КИН.

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает, какой объем занимает в пластовых условиях 1м³ дегазированной нефти. (ρ_н- плотность нефти в стандартных условиях, ρ_пл.н-плотность нефти в пластовых условиях). Объем нефии в пластовых условиях увеличивается по сравнению с объемом в нормальных условиях в связи с наличием газа, растворенного в нефти.

Объемный коэффициент латовой нефти входит в уравнение для определения геологических запасов нефти методом метериального баланса и коэффициентом нефтеизвлечения при разработке залежей на режимах связанных расходованием естественной энергии пласта. Эта характеристика широко используется при анализе разработки залежей, при определении объема пласта, который занимала добытая нефть.

Под плотностью пластовой нефти понимается масса нефти, извлеченной из недр с сохранением пластовых условий, в единице объема. Она обычно в 1,2-1,8 раза меньше плотности дегазированной нефти, что объясняется увеличением ее объема в пластовых условиях за счет растворенного газа. По плотности пластовые деляться на легкие с плотностью менее 0,85 и тяжелые с плотностью более 0,85. Легкие нефти характеризуются высрким газосодержанием, тяжелые – низким.

Вязкость пластовой нефти – определяет степень ее подвижности в пластовых условиях. Вязкости нефти в пластовых условиях меньше вязкости ее в поверхностных условиях. Вязкость нефти зависит от плотности (легкие нефти менее вязкие, чем тяжелые), давления (не большое влияние в области выше давления насыщения), температуры (с ростом температуры – снижаетя).

Классификация нефти по вязкости: незначительные до 10 мПа˖с

маловязкие от 10 до 30 мПа˖с

с повышенной вязкостью от 30 до 50 мПа˖с

высоковязкие свыше 50 мПа˖с

Колометрические свойства характеризуется коэффициентом светопоглащения. Он зависит от содержания в нефти окрашенных веществ (смол, асфальтенов).

Вязкость пластовой нефти определяют специальным вискозиметром высокого давления по пробам, отобранным на глубине залегания пласта.

Физические свойства газа:

Основные параметры, характеризующие газ являются физические свойства газов – плотность, вязкость, диффузия.

По содержанию тяжелых УВ (С₃, С₄) газ подразделяется на сухие (свыше 75г/м³) и жирные (более 150)

Плотность газа , где М – молекулярная масса, V_м – объем 1 моля газа в стандартных условиях.

Динамическая вязкость – сила сопротивления перемещению слоя газа или жидкости площадью 1см² со скоростью 1см/с, измеряется Па˖с.

Кинематическая вязкость – отношение динамической вязкости к удельному весу, измеряется м²/с

Коэффициент сверхсжимаемости Z раеальных газов – это отношение равного числа молей реального газа V и идеального газов V_u при одинаковых термобарических условиях . Определяется расчетным или лабораторным путем.

Критическая температура – называется температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении.

Критическое давление – давление , соответствующее критической точке перехода га в жидкое состояние.

Влагосодержаниеприродных газов содержание паров воды при контакте с пластовыми водами. Концентрация водяных паров зависит от давления, температуры и его состава.

Относительная влажность – отношение водяных паров (в долях единицы или в %), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы (г/м³ или г/кг ) называют абсалютной влажностью.

Конденсат – жидкая углеводородная фаза, выделившаяся из газа при снижении давления.

Гидраты газов – твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи.

Физические свойства воды:

Минерализация воды – это суммарное содержание в воде растворимых солей, ионов и коллоидов, выражается в г/100 или в г/л раствора. Минерализация вод в нефтяных и газовых месторождениях меняется в очень широких пределах – от менее 1 до 400 г/л (пресные воды) и более (крепкие рассолы).

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5-2,0 м³/м³, обычно равно 0,2-,5 0 м³/м³.

Растворимость газов в воде значительно ниже их растворимости в нефти. При увеличении минерализации их растворимость уменьшается.

Сжимаемость воды – обратимое изменения объема воды, находящихся в пластовых условиях, при изменении давления. Сжимаемость воды, содержащей растворенный газ, увеличивается;сжимаемость минерализованной воды уменьшается с увеличением концентрации солей.

Объемный коэффициент зависит от минерализации, химического содержания, газосодержания, пластовых давления и температуры. Наибольшее влияние на его величину оказывает температура и минерализация.

Плотность – зависит от минерализации, пластовых давления и температуры

Вязкость пластовой воды в первую очередь зависит от температуры, а также от минерализации и химического состава. Газосодержание и давление оказывают меньшее влияние.

Поверхностное натяжение пластовой воды, т.е. свойство ее противодействовать нормальным силам, приложенным к ее поверхности и стремящимся изменить ее форму, в значительной степени зависит от химического состава и при соответствующей химической обработке воды может быть значительно снижено.

Электропроводность – зависит от ее минерализации. Пресные воды плохо проводят или почти не проводят электрический ток. Мерой электропроводности служит удельное электрическое сопротивление, единица измерения 1Ом˖м

Технология ИДТВ, преимущество перед традиционными тепловыми методами. Понятие эффективной температуры. Количество теплоносителя на извлечение тонны нефти и себестоимость добычи нефти при ИДТВ и традиционных тепловых методах.

В основе новой технологии лежит решение наиболее проблемных задач разработки нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти, с целью значительного повышения конечного нефтеизвлечения и ресурсосбережения с меньшими капитальными вложениями.

Сущность технологии ИДТВ (патент №1266271,1984г, авт.В.И.Кудинов, В.С.Колбиков) заключается в циклическом попеременном вводе в пласт через нагнетательные скважины теплоносителя и холодной воды (с формированием волнового теплового фронта) в строго расчетных пропорциях с созданием в пласте «эффективной» температуры Т_эф, т.е. температуры, выше которой дальнейшее снижение вязкости не значительно. Основой для определения Т_эф служат графики зависимости вязкости пластовой нефти от температуры.

График зависимости изменения вязкости пластовой нефти Гремихинского нефтяного месторождения от температуры.

За Т_эф принимается та температура, прогрев пласта выше которой не приводит к существенному приросту подвижности нефти и связан с непроизводительными расходами на производство и нагнетание теплоносителя, которые не компенсируются технологическим приростом добычи нефти. Для каждой конкретной залежи нефти существует своя “эффективная температура” — Т_эф.

Паронефтяной фактор – это необходимый объем пара на 1т нефти в конкретных горных геологических условиях.

Водонефтяной фактор – это необходимый объем воды на вытеснение 1т нефти.

Основное преимущество механизма ИДТВ над известными способами паротеплового воздействия (ПТВ) и воздействия горячей водой (ВГВ) состоит в том, что в технологии ИДТВ при многократном повторе расчетных циклов «пар-холодная вода» активизируется вытеснение нефти из поровых блоков (матриц) трещиновато-порового пласта, что в целом приводит к увеличению нефтеизвлечения из залежи. Важным преимуществом импульсно-дозированного теплового воздействия является энергосбережение, которое достигается за счет ограничения объема вводимого в пласт теплоносителя.

Особый циклический режим нагнетания энергосбережение, присущие технологии ИДТВ, позволили преодолеть установленный ранее «барьер» 700-800 м в качестве предельной глубины залегания залежей вязкой нефти для применения термических методов.

При ИДТВ в периоды нагнетания импульсов холодной воды парогенераторные установки используются для теплового воздействия на других элементах залежи, что позволяет интенсифицировать охват пласта тепловым воздействием и увеличивать до нефти. При использовании ИДТВ на 25% уменьшаются капитальные вложения по сравнению с ВГВ, а эксплуатационные затраты на 27%. Себестоимость добычи нефти с учетом конечного нефтеизвлечения становится близкой к заводнению. При ИДТВ достигается увеличение коэффициента нефтеизвлечения (для Гремихинского месторождения до 0,37 по сравнению с естественным режимом - 0,06, заводнением - 0,12 и технологией ВГВ - 0,27). Расход теплоносителя при ИДТВ составляет 3,4 т на извлечение одной тонны нефти, а при воздействии горячей водой (ВГВ) - 6,4 т.

Технология ИДТВП (патент №136579, 1985гг,авт. В.И.Кудинов, В.С.Колбиков)является модификацией ИДТВ, в ней перед закачкой холодной воды предусмотрены ратковременные остановки (паузы). Назначение пауз – периодическое создание в пласте резких перепадов давлений между системами трещин и блоков для нарушения установившихся потоков флюидов и вовлечения в активную разработку низкопроницаемых зон.

Продолжительность каждой паузы равна времени восстановления пластового давления в скважинах при их остановке или смене режима эксплуатации, а суммарная продолжительность остановок в цикле не должна превышать времени, необходимого для закачки в пласт 10-15% объема воды в данном цикле.

ИДТВ(П), в отличие от ИДТВ, позволяет активизировать нетолько внутрипластовые термокапиллярные и термоупругие процессы, но и проявлять гидродинамические упругие силы между нефтенасыщенными блоками малой проницаемости и высокопроницаемыми разностями окружающих пород (каналами активной фильтрации). В результате достигается повышение охвата коллекторов вытеснением и, как результат, увеличение нефтеизвлечения.

Технология ИДТВ(П), обладая всеми свойствами технологии ИДТВ, обеспечивает нефтеизвлечение в неоднородном низкопроницаемом пласте до 40%, из которых 10 % являются эффектом использования пауз.

Технология ИДТВ(П) позволяет снизить расход теплоносителя на одну тонну добываемой нефти с 6,4т/т при использовании теплоносителя (ВГВ) до 3,1 при ИДТВ (П).

Несмотря на явные преимущества технологий ИДТВ и ИДТВ(П), они имеют следующие недостатки:

- необходимо применять плотные сетки скважин, что приводит к высоким капитальным вложениям;

- каждая нагнетательная скважина обеспечивает воздействие только на определенные запасы (участки) нефти;

- технологии нагнетания теплоносителя в центральные нагнетательные скважины неизбежно оставляют значительные «целики», не охваченные воздействием;

- теплоноситель, в течение длительного времени, прокачиваемый через скважину, выполняет на небольшой части пути малоэффективную работу как агент вытеснения, при этом теряя свое ценное качество - тепло.

Билет № 19

Поиск по сайту: