Разработка газовых и газоконденсатных месторождений основные понятия

Газовые и газоконденсатные месторождения — основной источ­ник газа единой газоснабжающей системы страны ЕГС (рис. 9). Добыча газа из месторождений влияет на функционирование



Рис. 9. Структура единой газоснабжающей системы страны.

1—источники газа: Г, ГК, НГК — месторождения газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные соответственно; Χ

и НХ — химическое и нефтехимическое произ­водство; 3 — заводы искусственного газа; II — газотранспортные системы; ГСМГ — головные сооружения магистральных газопроводов; МГ — магистральные газопрово­ды; КГ — кольцевые газопроводы; КС—компрессорные станции; ПХГ—подземные хранилища газа; Л/ — газораспределительные сети; ГРП —

газораспределительные пункты; IV—потребители газа: Э—энергетические; Г—технологические; К—ком­мунально-бытовые

(действие) ЕГС, а функционирование ЕГС в свою очередь предъ­являет свои требования к условиям добычи газа. Поэтому в со­временной науке о добыче газа месторождения рассматриваются как часть единого целого — ЕГС.

Процесс добычи газа из месторождений состоит из разработки и эксплуатации.

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений — это управление процессом движения газа и конденсата в недрах посредством размещения, установления числа, последовательности ввода и технологических режимов работы скважин.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторожде­ний—это управление процессами движения газа в скважинах и газосборных сетях, технологическими процессами промысловой обработки и переработки газа и подачи его в магистральные газо­проводы (МГ) или непосредственно потребителям. К эксплуата­ции месторождений относят также обслуживание и поддержание технологических режимов эксплуатации оборудования скважин и всех промысловых установок и сооружений.



Рис. 10. Распределение давления Ρ в газовой залежи при равномерном рр

и неравномерном рнр размещении скважин. Давление: pз — забойное; рср—среднее в пласте

Процессы, проходящие в недрах при разработке газовых и га­зоконденсатных месторождений, можно схематично представить следующим образом.

До начала разработки в залежи находится некоторое количе­ство (запасы) газа или газа с конденсатом при начальных пла­стовом давлении и температуре.

Затем бурят определенное число скважин и начинают из них отбирать газ (начало разработки). При этом вокруг каждой сква­жины образуется воронка депрессии ВД (см. рис. 5).


Области дренирования пласта скважинами расширяются, сливаются и об­разуется единая для всей залежи воронка депрессии (рис. 10). Во всем объеме пласта начинает падать давление.


Одновременно продолжают бурить новые скважины, размещая их в основном в зонах повышенных пластовых давлений. Затем начинают отбор газа из новых скважин, тем самым обеспечивая более равномер­ное снижение давления во всем объеме залежи.

Если при этом положение ГВК (см. рис. 2) остается неподвиж­ным (газовый режим пласта), то в залежи далее будет происходить следующее.


По мере отбора газа из залежи в результате потерь давления при фильтрации газа запас пластовой энергии в виде энергии сжатого газа будет истощаться. Количество газа в залежи (текущие запасы), естественно, также уменьшается.  
Газовые и газоконденсатные месторождения — основной источ­ник газа единой газоснабжающей системы страны ЕГС (рис. 9). Добыча газа из месторождений влияет на функционирование



Рис. 9. Структура единой газоснабжающей системы страны.

1—источники газа: Г, ГК, НГК — месторождения газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные соответственно; Χ

и НХ — химическое и нефтехимическое произ­водство; 3 — заводы искусственного газа; II — газотранспортные системы; ГСМГ — головные сооружения магистральных газопроводов; МГ — магистральные газопрово­ды; КГ — кольцевые газопроводы; КС—компрессорные станции; ПХГ—подземные хранилища газа; Л/ — газораспределительные сети; ГРП —

газораспределительные пункты; IV—потребители газа: Э—энергетические; Г—технологические; К—ком­мунально-бытовые

(действие) ЕГС, а функционирование ЕГС в свою очередь предъ­являет свои требования к условиям добычи газа. Поэтому в со­временной науке о добыче газа месторождения рассматриваются как часть единого целого — ЕГС.

Процесс добычи газа из месторождений состоит из разработки и эксплуатации.

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений — это управление процессом движения газа и конденсата в недрах посредством размещения, установления числа, последовательности ввода и технологических режимов работы скважин.

Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторожде­ний—это управление процессами движения газа в скважинах и газосборных сетях, технологическими процессами промысловой обработки и переработки газа и подачи его в магистральные газо­проводы (МГ) или непосредственно потребителям. К эксплуата­ции месторождений относят также обслуживание и поддержание технологических режимов эксплуатации оборудования скважин и всех промысловых установок и сооружений.



Рис. 10. Распределение давления Ρ в газовой залежи при равномерном рр

и неравномерном рнр размещении скважин. Давление: pз — забойное; рср—среднее в пласте

Процессы, проходящие в недрах при разработке газовых и га­зоконденсатных месторождений, можно схематично представить следующим образом.

До начала разработки в залежи находится некоторое количе­ство (запасы) газа или газа с конденсатом при начальных пла­стовом давлении и температуре.

Затем бурят определенное число скважин и начинают из них отбирать газ (начало разработки). При этом вокруг каждой сква­жины образуется воронка депрессии ВД (см. рис. 5).


Области дренирования пласта скважинами расширяются, сливаются и об­разуется единая для всей залежи воронка депрессии (рис. 10). Во всем объеме пласта начинает падать давление.


Одновременно продолжают бурить новые скважины, размещая их в основном в зонах повышенных пластовых давлений. Затем начинают отбор газа из новых скважин, тем самым обеспечивая более равномер­ное снижение давления во всем объеме залежи.

Если при этом положение ГВК (см. рис. 2) остается неподвиж­ным (газовый режим пласта), то в залежи далее будет происходить следующее.


По мере отбора газа из залежи в результате потерь давления при фильтрации газа запас пластовой энергии в виде энергии сжатого газа будет истощаться. Количество газа в залежи (текущие запасы), естественно, также уменьшается.  

В первые годы разработки за счет ввода новых скважин годо-вые отборы газа из залежи наращивают. Этот период разработки называют периодом нарастающей добычи.

Затем темп разбуривания снижают и некоторое время из залежи отбирают примерно постоянное годовое количество газа—период посто­янной добычи. При значительном истощении залежи насту­пает период падающей добычи. В момент, когда давле­ния газа на устьях скважин недостаточно, чтобы газ поступал в МГ (ру≈5,5—3,5 МПа), на промыслах вынуждены сооружать промысловые дожимные компрессорные скважины ПДКС.


Период до ввода ПДКС называют бескомпрессорной эксплуатацией месторождения, после ввода—компрес­сорной. Поскольку давление в недрах по мере отбора газа про­должает падать, наступает момент, когда устьевого давления не­достаточно, чтобы газ поступал на прием ПДКС.


Наступает завер­шающий период разработки месторождения. Газ подают местным потребителям. Заканчивают разработку, когда давление на устье составляет менее 0, 2—0, 3 МПа, а в пласте выше этой величины — на вес столба газа в скважинах.


Управлением движения газа в недрах стремятся сократить пути движения газа к скважинам и добиться, чтобы газ двигался по более проницаемым участкам пласта, и при его движении потери давления были наименьшими. Другими словами, при разработке стремятся рационально исполь­зовать пластовую энергию газа.

Возможна и другая картина разработки, если ГВК начинает перемещаться в сторону газонасыщенной части пласта (упруго-водонапорный режим пласта). В этом случае скважины начинают обводняться как в результате перемещения единого фронта ГВК, так и в результате избирательного продвижения во­ды по отдельным пропласткам (языки обводнения).


Разработка месторождения усложняется. Теперь необходимо управлять дви­жением в пласте не только газа, но и воды.


Стремятся за счет размещения скважин и регулирования из них отборов добиться, во-первых, более равномерного перемещения фронта обводнения, и во-вторых, замедлить скорость перемещения ГВК. Поскольку в зоне обводнения может оказаться некоторое количество скважин, их потерю вынуждены компенсировать бурением новых скважин.


По сравнению с газовым режимом в данных условиях среднее давление в залежи при одинаковых суммарных отборах газа будет выше. Это продляет период бескомпрессорной эксплуатации. Однако неблагоприятных факторов при упруговодонапорном ре­жиме обычно больше, чем благоприятных.

При разработке газоконденсатных месторождений описанные процессы осложняются выделением конденсата из газа в пласте.

Пластовые потери конденсата могут достигать (до 30—70%) за­пасов конденсата (см. рис. 8, 6). Насыщение пор пласта жидким конденсатом приводит к увеличению фильтрационных сопротивле­ний, а значит и к увеличению потерь давления при движении га­за в пласте.


В среднем в пласте насыщенность жидкостью неболь­шая (10—15%), в основном насыщается призабойная зона скважин (до 20% и более), в результате конденсат в этих зонах ста­новится подвижным. При обводнении скважин часть конденсата вытесняется водой из пласта на забой.

Разработка газоконденсатных месторождений при естествен­ных природных режимах пласта называют разработкой на истощение. С целью увеличения добычи конденсата и сокра­щения пластовых потерь применяют методы разработки газокон­денсатных месторождений с поддержанием давления. Идею метода легко понять с помощью рис. 8. Если в пласте во время разра­ботки поддерживать давление, равное Рн.к

или хотя бы 28 МПа, то потери конденсата не превысят qп=6 см3/м3, в то время как при разработке на истощение потери составят 30 см3/м3.

Поддерживают давление в пласте закачкой отсепарированного на поверхности теперь уже сухого газа обратно в пласт через нагнетательные скважины. Если закачивать весь добываемый газ обратно, то можно поддерживать давление, близкое к Рн.к

Однако это надо делать в течение 10—15 лет, пока весь начальный жирный газ не будет вытеснен и заменен в пласте сухим. Газ не подается потребителю, а как бы консервируется. Добывают только конденсат.


Чтобы иметь возможность подавать хотя бы часть газа потребителям, обратно можно закачивать не весь газ, а только часть. Давление может снизиться до 24 МПа, однако и в этом случае потери конденсата меньше, чем при разработке на исто­щение.

Давление можно поддерживать закачкой воды в пласт, тогда нет необходимости консервировать газ, так как не нужна его об­ратная закачка. Сухой газ можно закачивать в конце разработки, чтобы испарить ранее выпавший в пласте конденсат. Однако ис­парение конденсата и закачку воды применяют очень редко.

После общего описания процессов, проходящих в пласте в ходе разработки, сформулируем основные научно-технические опреде­ления и понятия, используемые в теории и практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Режим пласта — это понятие, которым характеризуют ос­новной (доминирующий) источник пластовой энергии, под дейст­вием которого газ поступает в скважины. При газовом режиме пласта—это энергия сжатого газа, при упруговодонапорном— энергия сжатого газа + напор пластовых вод, упругое расширение пород пласта и насыщающей пласт воды.


Определяют режим по графику зависимости пластового давления от суммарного отбора газа. При газовом режиме пласта зависимость прямолинейная, при упруговодонапорном давление выше, чем при газовом.

Уравнение материального баланса залежи—это запись закона сохранения материи для условий залежи:

м^м^+ м^,

где Μη, Μτ и Мр,—соответственно начальное, текущее и добытое количество газа в массовых единицах.

Заменяя в последнем уравнении Μ

через объем и плотность газа р, имеем:

ω „ρη ==Ω^ -Т- ОдобРст-                      (13)

С учетом уравнения состояния р=р/г7? Г и того, что Ωτ= =ωη—ив получим:

ρΑ ^ Рт (ωη — Ωρ),   ОдобРст                   /1л\

^Ή^Η^Η           Ζ-ιΡγΤγ           2'ст^СтТ'СТ

где

ря и рт—пластовые средневзвешенные по объему порового пространства залежи абсолютные давления соответ­ственно начальное и текущее, МПа;

йн, Ωτ—соответственно начальный и текущий объем порового пространства, занятый газом;

ив— объем порового пространства, занятый поступившей в залежь водой за время снижения давления от рн до рт;

Одоб—объем добытого газа за период снижения давления от рн до рт, приведенный к стандартным условиям;

2н, 2т, zct—коэффициент сверхсжимаемости газа при начальных, текущих и стандартных условиях соответственно;

R и Т— газовая постоянная и температура соответственно. Принимая, что Тпл == Тц = Гт = const и Кц^=Кт'=Кст=соп51 (для газовой залежи), а также обозначив ри/гц=р1, рт/2т=рт, из уравнения (14) получим:

η· _η*—Ων——ΩΗ^06                   (Ίς\ Рт-Рн ^_^   α (ΩΗ-Ω „)·                (ι3'

где

α=293Ω „/1, 033Τ^.

По формуле (15) определяют среднее давление в залежи на любой момент разработки при известной добыче газа Одоб, кото­рая учитывается на каждом промысле. При газовом режиме ωβ=ο формула (15) упрощается:

P; =PS--^.                        (16)

Для газоконденсатной залежи при содержании конденсата в газе свыше 300 см3/м3 более точной будет следующая формула:

•·                 о ( ^д06

-ι- η ι _Р^^_Рн_      ωη        ^ ^т+QЧ

^    ρ» (ωη-ωβ-ω „)   κ (ωη-ωβ-ωκ) '        { } 3—1975                                                          где

Rн, Rт, Rст—газовые постоянные для различных составов газо­вой фазы газоконденсатной смеси соответственно при начальном, текущем и стандартном давлении;

Ωκ— объем порового пространства, занятый выпавшим в пласте жидким конденсатом;

Qг.к—газовый объем добытого конденсата (учитывается то, что конденсат в недрах находился в газообраз­ном состоянии).

Коэффициент газоотдачи пласта — отношение суммарной добычи газа к начальным запасам:

r _Чюб _Оз — Рост_ ι   Рост              пк\

^-•оГ-—Оз—-   ~оГ·          (10/

Различают конечный (Qдоб при рпл==рк), текущий (Qдоб при Рпл=Рт) и промышленный коэффициенты газоотдачи. Промышленный коэффициент газоотдачи определяют по экономически оправ­данной добыче газа Qдоб. При газовом режиме пласта газоотдача может составлять 70—95%, при упруговодонапорном—ниже 50—80%.

Коэффициент конденсатоотдачи пласта—соответственно отношение суммарной добычи конденсата к его потенциальным запасам в пласте. Прогнозируют конденсатоотдачу по результатам лабораторных исследований (см. рис. 8) или по расчетным эмпирическим формулам.


При разработке на истощение конечный коэффициент конденсатоотдачи составляет 30—70%, при поддержании пластового давления он увеличивается до 80—95%.

Oпытно-промышленная   эксплуатация   месторождений (ОПЭ)—это этап разработки месторождения в период от открытия и ускоренного ввода в разработку до составления проекта промышленной разработки и обустройства промысла в соответствии с этим проектом. ОПЭ внедрена в практику в на­шей стране в 60-х годах, что позволило резко сократить сроки ввода месторождений в разработку и подключать первые разведочные скважины к действующим газопроводам.

Обычно после открытия месторождения разведочной скважиной изучают его геологическое строение, исследуют скважины, подсчитывают и утверждают в Государственной комиссии по за­пасам (ГКЗ) запасы газа и конденсата, составляют проект раз­работки и обустройства и только после этого приступают к обустройству и разработке месторождения. От открытия до ввода в разработку может пройти несколько лет.


В отличие от такого по­рядка ОПЭ предусматривает доразведку месторождения в про­цессе эксплуатации. Практика подтвердила целесообразность ОПЭ, более того, именно внедрение ОПЭ—один из факторов, способствующих небывалым в мировой истории темпам роста добычи газа в СССР.

разработка и эксплуатация нефтяных и газовых скважин в 3d




Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога