Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений

Проект разработки — это комплексный документ, служащий программой действий по разработке месторождения. Проект разработки состоит из следующих разделов: геолого-промысло­вая характеристика месторождения, газогидродинамические расчеты показателей разработки, технологические и технико-экономи­ческие показатели, мероприятия по контролю за разработкой, охрана недр и окружающей среды.

Проект разработки составляется обычно научно-исследователь­скими организациями.

При проектировании комплексно используют различные научные дисциплины: промысловую геологию, газогидродинамику, термодинамику, экономику и электронные вычислительные машины (ЭВМ).

При этом рассматриваются возможные варианты разработки, которые отличаются друг от друга разными отборами газа и конденсата, размещением и числом скважин, темпами разбуривания, конструкциями скважин и т. д. Подсчитав на ЭВМ по каждому варианту все показатели разработки (технологические и технико-экономические), сравнивают по этим показателям рас­сматриваемые варианты и выбирают для практического исполь­зования один—наилучший (рациональный, оптимальный).

Наилучшим считают такой вариант, при котором плановая добыча газа и конденсата обеспечивается при минимальных приве­денных затратах, заданной надежности, соблюдении условий охраны недр и максимально возможной газо- и конденсатоотдачи пласта.

Размещение необходимого числа скважин, последовательность их ввода, поддержание определенных технологических режимов эксплуатации скважин в совокупности с соответствующими назем­ными сооружениями называют системой разработки ме­сторождения.

План добычи газа и конденсата изменяется по годам и уста­навливается с учетом состояния залежи (пластового давления, обводнения, ограничений дебитов скважин и т. д.) и потребно­стей в газе ЕГС и местных потребителей.

Размещают скважины на площади залежи равномерно и не­равномерно. Имеются в виду равномерности и неравномерности размещения двух видов: геометрическая и газогидродинамиче­ская.


Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиуголь­ных), нанесенных на структурную карту залежи. Газогидродина-мически равномерно размещают скважины с таким расчетом, чтобы на каждую приходились одинаковые запасы газа в области их дренирования.Неравномерно геометрически размещают скважины в виде ли­нейных и кольцевых цепочек (батарей), группами (кустами), вдоль оси или в куполе залежи. Неравномерность газогидродина­мическая выражается в том, что на каждую скважину приходятся разные запасы газа в области их дренирования.

Способ размещения скважин выбирают с учетом формы и раз­меров залежи, ее геологического строения, условий продвижения газоводяного контакта и т. д. От размещения скважин зависит распределение давления в залежи в процессе разработки и изме­нение основных показателей разработки (рис. 11).

При равномерном размещении скважин (см. рис. 10) давления в зонах дренирования всех скважин рр примерно одинаковы, осо­бенно в однородных пластах. Забойные давления рз мало отлича­ются от среднего давления в залежи рср.


Поэтому плановая добы­ча газа обеспечивается при небольших депрессиях Δр=рср—рз. Высокие забойные давления позволяют поддерживать и высокие устьевые давления.


Это в свою очередь обеспечивает движение газа по газосборным сетям и дает возможность использовать пере­пады давления в промысловых установках для обработки газа. Период бескомпрессорной добычи газа может быть достаточно длительным.

При неравномерном размещении скважин забойные, а следо­вательно, и устьевые давления будут значительно ниже, чем при равномерном размещении. В пределах залежи образуется общая воронка депрессии рнр. Продолжительность бескомпрессорной до­бычи сокращается.


В то же время неравномерное размещение скважин имеет свои преимущества. Вблизи границ залежи, т. е. вблизи ГВК, пластовые давления остаются достаточно высокими. Поэтому перепад давлений между водо- и газонасыщенной частя­ми пласта небольшой.


Продвижение воды начнется позже и будет проходить медленнее. Даже после перемещения ГВК на 3000 м обводненных скважин не будет, в то время как при равномерном размещении (см. рис. 10) обводнится четыре скважины (50% фонда).


Длина газосборных трубопроводов на поверхности, а так­же длина дорог для обслуживания, будут значительно короче, чем при равномерном размещении скважин. Для условий Севера в зоне болот это — решающий фактор при выборе кустового раз­мещения скважин.

Реальная картина распределения давлений в залежи значи­тельно сложнее, однако схематизация (см. рис. 5,10) позволила нам представить основные процессы, проходящие в залежи, и по­нять принципы, которыми руководствуются при составлении про­екта разработки.

Порядок (последовательность) ввода скважин в эксплуатацию зависит от плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т. д. Применяют «сгу­щающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, а затем ее



Рис. 11. Показатели разработки газоконденсатного месторождения.

Qг Qк —соответственно годовая добыча газа и конденсата; Рпл, Рз, ру, Ргп, Ркс—давление

соответственно пластовое, забойное, устьевое на входе в газопровод, на входе в компрес-сорную станцию; n— число скважин; Qср—дебит средней скважины; βг βκ—коэффици­ент газо- и конденсатоотдачи соответственно; период эксплуатации: ПБК. — бескомпрессор-ной· ПК—компрессорной; ПЗЭ — завершающей; добыча: HP —нарастающая; ПС—постоян­ная; ПД — падающая





«сгущают», т. е. бурят скважины в промежутках между действую­щими. Во втором случае ведется бурение всех проектных сква­жин, но на отдельных участках залежи. Иногда можно сочетать обе схемы.


В конце разработки на обводняющихся залежах бурят скважины на участках повышенных пластовых давлений, чтобы добыть оставшийся газ.
Проект разработки — это комплексный документ, служащий программой действий по разработке месторождения. Проект разработки состоит из следующих разделов: геолого-промысло­вая характеристика месторождения, газогидродинамические расчеты показателей разработки, технологические и технико-экономи­ческие показатели, мероприятия по контролю за разработкой, охрана недр и окружающей среды.

Проект разработки составляется обычно научно-исследователь­скими организациями.

При проектировании комплексно используют различные научные дисциплины: промысловую геологию, газогидродинамику, термодинамику, экономику и электронные вычислительные машины (ЭВМ).

При этом рассматриваются возможные варианты разработки, которые отличаются друг от друга разными отборами газа и конденсата, размещением и числом скважин, темпами разбуривания, конструкциями скважин и т. д. Подсчитав на ЭВМ по каждому варианту все показатели разработки (технологические и технико-экономические), сравнивают по этим показателям рас­сматриваемые варианты и выбирают для практического исполь­зования один—наилучший (рациональный, оптимальный).

Наилучшим считают такой вариант, при котором плановая добыча газа и конденсата обеспечивается при минимальных приве­денных затратах, заданной надежности, соблюдении условий охраны недр и максимально возможной газо- и конденсатоотдачи пласта.

Размещение необходимого числа скважин, последовательность их ввода, поддержание определенных технологических режимов эксплуатации скважин в совокупности с соответствующими назем­ными сооружениями называют системой разработки ме­сторождения.

План добычи газа и конденсата изменяется по годам и уста­навливается с учетом состояния залежи (пластового давления, обводнения, ограничений дебитов скважин и т. д.) и потребно­стей в газе ЕГС и местных потребителей.

Размещают скважины на площади залежи равномерно и не­равномерно. Имеются в виду равномерности и неравномерности размещения двух видов: геометрическая и газогидродинамиче­ская.


Геометрически равномерно размещают скважины в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиуголь­ных), нанесенных на структурную карту залежи. Газогидродина-мически равномерно размещают скважины с таким расчетом, чтобы на каждую приходились одинаковые запасы газа в области их дренирования.Неравномерно геометрически размещают скважины в виде ли­нейных и кольцевых цепочек (батарей), группами (кустами), вдоль оси или в куполе залежи. Неравномерность газогидродина­мическая выражается в том, что на каждую скважину приходятся разные запасы газа в области их дренирования.

Способ размещения скважин выбирают с учетом формы и раз­меров залежи, ее геологического строения, условий продвижения газоводяного контакта и т. д. От размещения скважин зависит распределение давления в залежи в процессе разработки и изме­нение основных показателей разработки (рис. 11).

При равномерном размещении скважин (см. рис. 10) давления в зонах дренирования всех скважин рр примерно одинаковы, осо­бенно в однородных пластах. Забойные давления рз мало отлича­ются от среднего давления в залежи рср.


Поэтому плановая добы­ча газа обеспечивается при небольших депрессиях Δр=рср—рз. Высокие забойные давления позволяют поддерживать и высокие устьевые давления.


Это в свою очередь обеспечивает движение газа по газосборным сетям и дает возможность использовать пере­пады давления в промысловых установках для обработки газа. Период бескомпрессорной добычи газа может быть достаточно длительным.

При неравномерном размещении скважин забойные, а следо­вательно, и устьевые давления будут значительно ниже, чем при равномерном размещении. В пределах залежи образуется общая воронка депрессии рнр. Продолжительность бескомпрессорной до­бычи сокращается.


В то же время неравномерное размещение скважин имеет свои преимущества. Вблизи границ залежи, т. е. вблизи ГВК, пластовые давления остаются достаточно высокими. Поэтому перепад давлений между водо- и газонасыщенной частя­ми пласта небольшой.


Продвижение воды начнется позже и будет проходить медленнее. Даже после перемещения ГВК на 3000 м обводненных скважин не будет, в то время как при равномерном размещении (см. рис. 10) обводнится четыре скважины (50% фонда).


Длина газосборных трубопроводов на поверхности, а так­же длина дорог для обслуживания, будут значительно короче, чем при равномерном размещении скважин. Для условий Севера в зоне болот это — решающий фактор при выборе кустового раз­мещения скважин.

Реальная картина распределения давлений в залежи значи­тельно сложнее, однако схематизация (см. рис. 5,10) позволила нам представить основные процессы, проходящие в залежи, и по­нять принципы, которыми руководствуются при составлении про­екта разработки.

Порядок (последовательность) ввода скважин в эксплуатацию зависит от плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т. д. Применяют «сгу­щающиеся» и «ползущие» схемы разбуривания скважин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, а затем ее



Рис. 11. Показатели разработки газоконденсатного месторождения.

Qг Qк —соответственно годовая добыча газа и конденсата; Рпл, Рз, ру, Ргп, Ркс—давление

соответственно пластовое, забойное, устьевое на входе в газопровод, на входе в компрес-сорную станцию; n— число скважин; Qср—дебит средней скважины; βг βκ—коэффици­ент газо- и конденсатоотдачи соответственно; период эксплуатации: ПБК. — бескомпрессор-ной· ПК—компрессорной; ПЗЭ — завершающей; добыча: HP —нарастающая; ПС—постоян­ная; ПД — падающая





«сгущают», т. е. бурят скважины в промежутках между действую­щими. Во втором случае ведется бурение всех проектных сква­жин, но на отдельных участках залежи. Иногда можно сочетать обе схемы.


В конце разработки на обводняющихся залежах бурят скважины на участках повышенных пластовых давлений, чтобы добыть оставшийся газ.

Технологические режимы эксплуатации сква­жин—важное средство управления движением газа в недрах. Поскольку они зависят еще от геолого-промысловых свойств пла­ста и технического состояния скважины, этот вопрос будет рас­смотрен самостоятельно (см. главу II, § 3).

Максимально возможные коэффициенты газо- и конденсатоот­дачи пласта должны быть обоснованы проектными решениями. Это требование введено в последние годы. Нельзя оставлять в недрах значительное количество газа и конденсата.


Это ценное топливо и сырье, к тому же запасы их в недрах ограничены и не восполнимы. В каждом проекте разработки рассчитывают коэф­фициенты газо- и конденсатоотдачи пласта, которые зависят от размещения скважин, степени вытеснения газа водой, неод­нородности свойств пласта, темпов отбора газа и других факто­ров.

Охрана недр состоит в том, чтобы при разработке не допу­стить подземных перетоков и выхода газа на поверхность. Перетоки могут произойти через цементное кольцо между трубами и стенками пробуренных пород.


Кроме того, газ может поступать в межтрубное пространство через резьбовые соединения и трещины в теле труб. Подземные перетоки приводят к утечкам (потерям) газа из продуктивного горизонта.


Накопление газа в вышележа­щих горизонтах из-за негерметичности их кровли может привести к выходу газа на поверхность через толщу пород. Газовые выходы на поверхности в виде фонтанчиков называют грифонами.


Гри­фоны очень опасны: газ может загореться и возникнет пожар на большой площади. Доступ к устью скважины в этом случае очень затруднен. Ликвидировать такой пожар трудно.

  Кроме подземных перетоков опасны и заколонные проявления, т. е. появление газа и повышение давления в пространствах между обсадными трубами скважины, например, между кондуктором и эксплуатационной колонной. При этом возможны разрывы труб, образование грифонов и даже открытых фонтанов.

В проекте разработки в обязательном порядке утверждается конструкция скважины, обеспечивающая охрану недр. Предусмат­риваются такие условия эксплуатации скважин, которые также обеспечивают охрану недр.

Надежность плановой добычи обеспечивается созданием резер­ва по количеству или производительности скважин с соответствую­щими промысловыми сооружениями. Статистический анализ и теория вероятности позволяют рассчитать и запроектировать та­кую систему разработки с необходимым резервом, которая обеспечит плановую добычу при любых возможных отказах и выходе из строя скважин и промысловых сооружений.


Обычно создают 15%-ный резерв числа скважин. Другие показатели резервирова­ния рассчитывают и включают в проект разработки.

Минимальные приведенные  затраты—основное условие при обосновании наилучшего варианта разработки. Эти затраты включают все расходы на разработку в виде капитальных вложений и эксплуатационных затрат с учетом сроков окупаемо­сти средств, вложенных в добычу газа (см. главу I, § 2). Эко­номические показатели зависят от техники и технологии добычи газа и настолько связаны с ними, что обычно разработка харак­теризуется технико-экономическими показателями.

Технико-экономические показатели разработки газоконденсат­ного месторождения в проектах приводят в таблицах и на графи­ках (см. рис. 11).


Плановая годовая добыча газа и конденсата (Qг и Qк) первые шесть лет растет (период нарастающей добы­чи), затем остается примерно постоянной (период постоянной до­бычи) и, наконец, в течение последних восьми лет снижается (период падающей добычи). Продолжительность периодов добычи на разных месторождениях различна.

Пластовое давление рпл падает во времени почти пропорцио­нально отбору, но в момент значительного (расчетного) поступле­ния воды в залежь пропорциональность нарушается. При водона­борном режиме после внедрения воды давление выше, чем при газовом.

Забойное давление рз ниже пластового на депрессию Δρ= =рпл—рз· Устьевое давление ру ниже забойного рз на потери дав-, ления при движении газа в стволе скважины Δρскв рз—ру.

Кривую устьевых давлений используют для определения про­должительности бескомпрессорной и компрессорной добычи газа. Если для подачи газа в газопровод требуется, чтобы ру было рав­но примерно 5 МПа, то бескомпрессорный период будет продол­жаться 16 лет (см. рис. 11, точка 1).

Запроектировав давление на устье в 2 МПа, необходимое для :-одачи газа на вход в ПДКС, тем самым установили продолжи­тельность компрессорной эксплуатации шесть лет (см. рис. 11, точка 2). После 22 лет разработки планируется подача газа мест­ным потребителям.

Число скважин n на месторождении увеличивается до 120, а затем немного уменьшается из-за их обводнения.

Дебиты скважин примерно соответствуют дебиту средней сква­жины, т. е. условной скважины, принятой для удобства расчетов. Характеристику средней скважины определяют статистической обработкой фактических данных. Дебит со временем уменьшается.

Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи пласта βг и βк уве­личиваются во времени. Вначале темп роста большой, а затем сни­жается. Конечный коэффициент газоотдачи запроектирован в 85%, конденсатоотдача — в 70%.

Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога