Режим газового месторождения

       Два режима газового месторождения. Распространенной теорией режимов нефтя­ных и газовых месторождений является теория американского геолога Стэнли Герольда.

С. Герольд признает три режима: гидравлический, волюметрический и капиллярный. В первых двух режимах, по мнению Герольда, главной силой, двигающей жидкость или газ по пласту к скважине, является боковое давление пластовой воды, а в третьем режиме дав­ление газа, причем в третьем режиме большое значение имеет явление Жамена, т. е. возникновение пузырьков газа, задерживающих дви­жение жидкости по пласту. Эти три режима С. Герольд охарактери­зовал  многочисленными  математическими  формулами  и  кривыми.

По нашему мнению, теория С. Герольда не соответствует действи­тельности. Фактически дело обстоит иначе. Нужна новая теория ре­жимов.

В газовых месторождениях, не содержащих нефти, мы различаем два  режима, как  это указано в табл. 

1. Гидравлический режим имеют те месторождения, в которых есть боковое давление пластовой воды, и при отборе газа из пласта уровень пластовой воды поднимается. При добыче газа вода постепенно про­двигается по пласту. Гидравлический режим иногда называют водо­напорным.
2. Газовый режим имеют те газовые месторождения, в которых уро­вень пластовой воды при эксплоатации не поднимается.

В месторождениях газового режима нужно различать две силы: 

1) давление газа и 

2) расширение газа. Вторая сила обязана неограни­ченной эластичности газа, имеющей громадное практическое значе­ние. Жидкости и твердые тела не имеют и тысячной доли этой эластич­ности . Расширяясь при добыче и при понижении давления, остающийся газ занимает все поры, из которых ушло вещество при добыче, и про­должает оказывать давление на остающееся вещество, тогда как в случае добычи жидкости остающаяся жидкость может и не запол­нить все те поры, из которых ушло добытое вещество.

Гидравлический режим. Продвижение фронта воды по пласту при гидравлическом режиме идет очень медленно —в боль­шинстве случаев со скоростью от 16 до 65 м/год. При добыче газа надо использовать это продвижение, так как при гидравлическом режиме отдача пласта выше, чем при газовом. По окончании разработки место­рождения, имевшего газовый режим, в пласте остается некоторое коли­чество газа. Оно равно сумме объёма пор, помноженной на число атмосфер остаточного абсолютного давления. При гидравлическом режиме вода вытесняет в скважины и этот газ, заполняя все поры.

Газы на поверхности твердых тел образуют сгущенную пленку. Суммарная внутренняя поверхность пор, каналов и трещин в пласте очень велика. Она покрыта сгущенной пленкой газа. Давление газа в этой пленке выше, чем давление остального газа в порах. Эта пленка остается по окончании эксплуатации. Есть основания думать, что вода смывает эту пленку и вытесняет газ в скважины. 

Количество газа в такой пленке еще никто не подсчитывал, но, по-видимому, оно составило бы существенную прибавку к обычным расчетам.

👉Для добычи газа при гидравлическом режиме не следует устанав­ливать высокий процент отбора. Фронт воды по пласту движется медленно. Нужно добывать газ в меру движения этого фронта.

•  Если темп добычи газа будет превосходить темп продвижения пластовой воды, добыча пойдет за счет давления и расширения газа, т. е. мы эксплуатацию при гидравлическом режиме превращаем в эксплуатацию при газовом режиме. Делать это не следует, так как гидравлический режим выгоднее газового. Не следует срывать гидравлический режим эксплуатации. 

При рациональном использовании гидравлического режима фронт воды вытянут параллельно пластовым горизонталям (изогипсам пласта) и постепенно переходит с одной горизонтали на другую. Он изогнут по форме месторождения. На крыле длинной анти­клинали он вытянут более или менее прямолинейно. На крыле купола он имеет форму дуги большого радиуса. Параллельно этому фронту в надлежащем удалении должна быть расположена серия скважин. 

Она будет стоять на какой-нибудь более высокой изогипсе пласта. При срыве гидравлического режима эксплуатации, т. е. при слишком быстром и чрезмерном понижении давления в отдельных пунктах пласта у скважин вода ринется к этим пунктам. Правильный фронт воды сломается. Вода пойдет по наиболее пористым прослойкам. Воз­никнут языки и конусы воды.

рис 1

☝При гидравлическом режиме главной силой, двигающей газ по пласту к скважинам, является давление воды. Нужно добывать только тот газ, который вытесняет из пор пластовая вода, поднимающаяся по пласту при правильном продвижении фронта воды. Если нормаль­ная скорость продвижения воды известна, и известны мощность и пори­стость пласта, легко определить количество газа, вытесняемого водой за год. Вот только этот газ и можно добывать. 

При этих условиях мы не используем и не тратим силы давления и расширения самого газа и не срываем гидравлический режим эксплуатации. 

Рассмотрим при­мер.

Предположим, что мы разрабатываем крупное месторождение гидравлического режима.

Месторождение представляет удлиненный купол. Сплошная ли­ния — фронт воды, расположившийся по изогипсе пласта. Длина фронта воды 100 км. На расстоянии 1 км от фронта воды по другой изогипсе поставлены 100 скважин. Расстояния между скважинами 1 км. Пласт состоит из песчаника. Мощность пласта 10 м. Пористость 20%. Первоначальное давление в пласте 100 ата. Дебит скважины, сполна открытой, более 300 тыс. м³/сутки. Нормальная скорость правильного продвижения фронта воды при эксплоатации — м/год.

Спрашивается, какой процент отбора нужно установить?

Производим следующие вычисления.

За год вода наполнит:

100 000x10x50x0,2=10 млн. м³ суммарного объёма пор и вытеснит из них 10 000 000x100=1 000 млн. м³ газа. Это количество газа ис­числено при атмосферном давлении, а в пласте он был сжат до 100 ата* Отклонение от закона Бойля пока в расчет не принимаем. Только это количество газа и можно взять из скважины. Это составит 10 млн. л*³ на скважину в год, или 27 400 м³ на скважину в сутки. По* отношению к дебиту открытой скважины этот рабочий дебит составит меньше 9%. Следовательно, процент отбора должен быть не более 9%. До скважин фронт воды дойдет через 20 лет. За 20 лет все 100 скважин дадут 20 000 млн. м³₉ т.е. каждая скважина, в среднем, 200 млн.ж³_г и в пласте останется прежнее давление, так как добытый газ взят с той территории, которая теперь занята водой. Объём газового резер­вуара уменьшился. Оставшийся газ имеет прежний удельный объём.

Рис 2

Следовательно, его давление не уменьшилось. Заранее ставим следующую серию скважин на расстоянии 1 км от первой серии и вводим их в эксплуатацию, и т. д. в том же порядке.

Понижение давления при гидравлическом режиме. В некоторых месторождениях гидравлического режима скорость продвижения фронта воды при эксплуатации постепенна понижается. Это уменьшение скорости нужно учесть и соответственно повышать процент отбора. Однако, этот вопрос не всегда решается так. Нужно выяснить, по какой причине уменьшается скорость про­движения воды. Причины могут быть разные. Входить в детальное изложение этого вопроса здесь мы не будем. Рассмотрим лишь те случаи, когда уменьшение скорости вызвано понижением давления, которое гонит воду по пласту. Принято связывать это давление с поверхностными водами, входящими в обнажение пласта, находя­щееся на много выше газоносной части пласта месторождения. Это давление передается по пласту через синклиналь. Если в месторожде­нии газоносный пласт имеет очень малый наклон, при подъёме воды по такому пласту не наблюдается заметного понижения давления пластовой воды. При крутом падении слоев может получиться другая картина.

На рис 2 дана схема месторождения, имеющего крутое падение слоев. Предположим, что первоначальный уровень пластовой, воды был на линии А, при добыче газа он поднимался и дошел до линии На этой линии давление воды будет меньше, чем на линии Л, так как раньше от Л до Б был газ, а теперь соленая вода.

Если понижение давления на линии Б вызовет понижение  скорости дальнейшего продвижения воды, придется из пласта   взять некоторое количество газа за счет давления и расширения самого газа и несколько понизить давление в газовой территории пласта.. Если мы это не сделаем, фронт воды, замедляясь, рано или поздно совсем перестанет подниматься,  а нам для полной отдачи пласта нужно, чтобы вода подымалась. Сколько надо взять газа за счет дав­ления и расширения самого газа, легко вычислить. 

Мы должны со­считать два объёма газа для добычи за год:

1.          Сколько можно добыть газа за счет продвижения фронта воды и

2.          Сколько  надо добыть газа  за счет давления и расширения газа.

Эти две цифры сложить и сумму распределить по скважинам.. Отношение суммы к суммарному дебиту скважин, сполна открытых* и даст процент отбора.

При определении количества, которое можно добыть за счет давле­ния и расширения газа, нужно руководствоваться следующим принципом.

Мы должны максимально использовать силу давления пластовой воды и экономно расходовать силы давления и расширения газа. Но при использовании давления воды мы должны допускать только нормальную первоначальную скорость продвижения фронта воды. Чрезмерную скорость вызывать не следует. Нужно принимать меры и против уменьшения этой скорости. Её мы можем регулировать отбором газа, т.е. изменением того противодавления, которое сжатый газ оказывает на уровень воды. Если, например, первоначальная скорость продвижения фронта воды была 50 м/год и никаких вредных последствий при этом не было, нужно эту скорость сохранить и на будущее время. Если она начала уменьшаться, нужно повысить процент отбора.

Если скорость продвижения воды в некоторые периоды времени неизвестна, о ней можно судить по давлению в скважинах при эксплуатации, а затем эти цифры надо корректировать, когда вода дойдет до ближайшей серии эксплуатационных скважин.

Если в некоторых скважинах серии, расположенной на одной изогипсе, вода покажется раньше, чем в других скважинах этой серии, нужно в этих скважинах понизить процент отбора, чтобы увеличением противодавления задержать ненормальные выступы фронта воды. Противодавлением или отбором нужно выравнивать-фронт воды₀ Он должен всегда располагаться по одной изогипсе пласта и одинаково равномерно переходить   на более высокую   изо гипсу.

В. П. Савченко пишет:

«Во II пачке Верея Елшакского газового месторождения имеются два газоносных горизонта общей мощностью 10—12 м. Газовая за­лежь имеет крыльевую воду. Газоносные породы высокопроницаемы так как дебит газа  в некоторых   скважинах   доходил  до  500 тыс.м3/сутки. Первоначальное пластовое давление газа в этой пачке достигало 38 атм. Разработка пачки началась в октябре 1942 г., но уже к середине 1943 г. давление в залежи понизилось до 28 атм, а к февралю 1944 г. —до 18—20 атм. Количество газа, полученное в результате продвижения крыльевой воды, по предварительным дан­ным, составляет значительно меньше половины всего добытого из этой залежи газа».

Таким образом, здесь при гидравлическом режиме добыча газа тала, главным образом, за счет давления и расширения остающегося газа, так как процент отбора был чрезмерный.

 Савченко пишет:

«Скважина № 10, берущая газ из устойчивых пород II пачки Верея Елшанского месторождения, имела начальный свободный дебит около 460 тыс. м³/сутки. В процессе эксплуатации из нее отбиралось около 230 тыс. м^ъ/сутки, что составляет около 50% от свободного дебита. Скважина № 1, берущая газ из тех же устойчивых пород II пачки, в самом начале эксплуатации подтянула подошвенную воду. Сква­жина эксплуатировалась при  большом перепаде давления».

 

 

Газовый режим.

 

 

 

При газовом режиме можно устанавли­вать более высокий процент отбора, чем при гидравлическом, и в этом случае размер процента отбора устанавливается в зависимости от других факторов.

Характер кривой «рабочее давление — про­цент отбора». Если устье скважины герметически закрыть, можно при помощи манометра, поставленного на газовой головке, определить давление в скважине. Это будет «давление у устья сква­жины».

Для характеристики скважины и пласта нужно знать «абсолютное давление в пласте». Манометр показывает давление сверх атмосферного (ати). Чтобы получить абсолютное давление (ата), нужно прибавить давление атмосферы. К полученной цифре нужно прибавить еще вес столба сжатого газа в скважине, выраженный в кг/см² или в атмо­сферах, и получится «абсолютное давление в пласте».* Высоту столба газа надо брать от устья скважины до средины газового пласта. 

Вес столба газа в скважине зависит от пяти величин:

1)          уд. веса газа, при стандартных условиях,

2)          температуры газа,

3)          давления,

4)          глубины залегания пласта,

5)          отклонения, от законов совершенных газов.

Зная эти пять величин, можно очень точно определить по формуле или по таблицам, какое давление оказывает на дно скважины вес находящегося в ней газа. При определении давления в скважине, сполна закрытой, необходимо выждать, чтобы наступила «стабили­зация давления». Если перед этим определением скважина была в эксплуатации, то после закрытия устья скважины в ней нарастает давление сначала быстро, а потом все медленнее и медленнее. Это подходит к скважине по пласту газ из неистощенных частей пласта. В пласте устанавливается равновесие. Когда манометр на устье закры­той скважины перестал показывать повышение давления, показываемое им максимальное давление соответствует давлению в неистощен­ной территории газового пласта. Его можно назвать статическим давлением или давлением в скважине, сполна закрытой (Р_тах)_-

Для определения «дебита скважины, сполна открытой», нужно открыть скважину так, чтобы газ свободно вытекал в атмосферу, и выждать «стабилизацию вытекания». В некоторых скважинах стаби­лизация устанавливается через короткое время, например через 15 или 30 мин. В большинстве скважин для этого требуется около 1,5 часов и более. По установлении стабилизации вытекания замеряют дебит газа трубкой Пито или прибором орифайс.

Таким образом мы имеем две крайние точки для диаграммы:

1.           Самая верхняя точка на оси ординат. Скважина сполна закрыта.
Давление—максимальное. Дебит равен нулю.

2.           Крайняя справа точка на оси абсцисс. Скважина сполна открыта.
Дебит максимальный. Давление у устья скважины равно атмосфер­ному.

Теперь надо найти промежуточные точки.

Для этого мы производим ряд замеров дебита и давления при раз­личных процентах отбора, выпуская из скважины газ через суженное отверстие (орифайс или чок-ниппель). Размер этого отвер­стия определяет дебит.

Полный стандартный набор в США содержит девять пластинок или чок-ниппелей, имеющих следующие диаметры отверстий (табл. 8):

Таблица 8

 

Номер	Диаметр отверстия		Номер	Диаметр отверстия
пластинки			пластинки
	в дюймах	6 ММ		в дюймах	В  мм
1	Vs	3,2	б	Vie	11,1
2		4,8	7	V.	12,7
3	v«	6,4	8	5/ 8	15,9
4		7,9	9	»/. »/.	19Д
5		9,5

Последовательно меняем пластинки, начиная с № 1, и производим девять замеров дебита и давления. Результаты замеров в виде точек наносим на диаграмму. Ось абсцисс служит для нанесения дебита, а ось ординат — для нанесения давления. Каждая ось разделена на 100 равных делений. Дебит наносится не в конкретных цифрах ж³, а в процентах от дебита скважины, сполна открытой. Давление нано­сится также в процентах от давления в скважине, сполна закрытой. Итого мы имеем для диаграммы 11 точек. Через них проводим линию и получаем кривую, которая характеризует скважину и пласт.

Чем больше процент отбора, тем меньше то давление в пласте у скважины, при котором получается этот дебит. Каждая скважина имеет определенное соотношение между процентом отбора и давлением при этом отборе. Многие скважины показали такое   соотношение.

При отборе 20% максимального дебита давление в скважине пони­зилось только на 5%, т. е. составляло 95% давления скважины, сполна закрытой. При отборе 31% рабочее давление составляло 90% давле­ния закрытой скважины. При отборе 50% — 80% и т. д. Диаграмма таких скважин дана на фиг. 15 и выражена кривой А. Очень многие скважины ведут себя по этой кривой или по кривым, близким к ней. Стало быть, для добывания 25% максимального дебита совсем не нужно понижать давление в скважине на 25%. При отборе 25% рабо­чее давление в скважине будет только на 7,3% меньше давления в скважине, сполна закрытой. Эта кривая по форме близка к пара­боле. Но есть и другие типы кривых. Есть месторождения, где сква­жины показали иные соотношения дебита и давления.

В общем все разнообразие этих соотношений можно свести к трем типам кривых, изображенных на Верхняя кривая этого чер­тежа— кривая Л, изображенная на фиг. Она наиболее вы­годна для эксплуатации. Кривая Б для получения определенного дебита требует более значительного снижения давления, чем кривая А. Наименее выгодна кривая В. Есть и промежуточные типы.

Характер кривой зависит от следующих факторов:

1.          Мощность газоносного пласта. Площадь распространения газо­носной части пласта.  Суммарный объём пор,  наполненных газом.

2.          Давление в пласте.

3.          Пористость, проницаемость, плотность и устойчивость  пласта.
Присутствие или отсутствие трещин. Размеры трещин.

4.          Режим месторождения.

5.          Глубина и диаметр скважины и др.

Наиболее распространен тип Л. Скважины типа Б встречаются реже, В — еще реже. Газовая скважина №42 Калиновского купола, Бугурусланского района дала кривую типа Л.

Скважины типа А при 66% максимального давления дают 66%мак­симального дебита.

Скважины типа Б при 60,75% максимального давления дают 60,75% максимального дебита.

Скважины типа В при 51 % максимального давления дают 51 % мак­симального дебита.

Первый столбец таблицы показывает давление у устья скважины сверх атмосферного. Истинная характеристика скважины и пласта должна показывать абсолютное давление в пласте, а не у устья. Но так как кривые Л, Б и В есть относительные кривые, выраженные в процентах, а не в атмосферах и кубических метрах, можно в таблице вместо давления в пласте писать давление у устья. Вес столба сжатого газа в скважине, который надо прибавить к давлению у устья закры­той скважины, изменяется пропорционально давлению. Для сква­жин, частично или сполна открытых, чтобы получить давление в пласте, нужно к давлению у устья, кроме веса столба газа, прибавить потери на трение и внутреннюю турбулентность при движении газа в сква­жине. Точные цифры для этих потерь получить трудно, но если во время частичного отбора газа из насосных (фонтанных) труб замерять у устья давление в кольцевом пространстве между насосными и обсад­ными трубами, где газ стоит неподвижно, потерю на трение и турбу­лентность к этому давлению прибавлять не нужно. В результате соот­ношения размеров дебита и давления для давления в пласте будут такие же, как показано в табл. 9. Нуль оси ординат есть атмосферное давление у устья скважины, сполна открытой.

Характер кривой «давление — процент отбора» есть важный фактор, влияющий на установление процента отбора. Фиг. 16 и табл. 9 показывают, как влияет этот фактор. Если скважина имеет кривую типа А, нет возражений против установления наивысшего размера процента отбора, какой допускают другие факторы. Если скважина работает по кривой типа Б_} процент отбора должен быть ниже, чем допускаемый по кривой А. Для скважины типа В нужно устанавли­вать наиболее низкий процент отбора, допускаемый экономическими факторами.

Предположим, например, что мы установили 30% отбора. При таком проценте отбора скважины типа В сразу снизят давление в пласте около скважины на 38%, что недопустимо. Скважины типа Б при 30% отбора снизят давление в пласте на 21%. Такое снижение давле­ния явно нежелательно.

Вообще желательно в начале эксплуатации скважины снижать давление не белее, чем на 15%. При таком снижении давления процент отбора для скважины типа Б получается равным 15%, а для скважины типа В — 5%. Для скважин типа А можно установить снижение давления на 7%, при котором процент отбора будет равен 24%. Это будет правильное и экономное использование природного давления.

Темп понижения давления ^* и дебита при эксплуатации. Разные месторождения имеют различный темппонижения давления и дебита при эксплоатации. Есть месторождения, в которых давление и дебит при эксплуатации понижаются очень медленно. К числу их относится, например, крупное месторождение Хьюготон в Канзасе. Есть месторождения, в которых даже при не­большом проценте отбора давление быстро падает, а следовательно, падает и дебит. К числу таких месторождений, например, относятся многие месторождения малых и средних размеров в районе Огайо, Пенсильвании и Нью Иорк, в которых газ залегает в плотных пес­чаниках девона. Темп понижения давления и дебита — очень слож­ное свойство и зависит от многих обстоятельств.

Чем быстрее понижается пластовое давление при эксплуатации, тем меньше должен быть процент отбора. Процент отбора должен быть обратно пропорционален скорости понижения давления, но в разумных пределах. Это значит, что все-таки скважина при быстром снижении давления должна давать промышленный дебит, но она будет иметь более короткую жизнь_; Темп понижения давления выяс­няется после некоторого периода эксплуатации. Для этого надо пери­одически на короткое время останавливать эксплуатацию и мано­метром производить замеры давления в сполна закрытой скважине.