Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
Физико-химические свойства природных газов и конденсата, их состав и классификация. Физические основы добычи газа, методы определения типа залежи. Способы исследования пластов и скважин. Оптимальный технологический режим эксплуатации газовых скважин.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 08.08.2012 |
| Размер файла | 1,2 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Резкое уменьшение коррозии происходит при скорости меньшей критической.
Возможные сечения, определения критической скорости:
сечение перехода от одного диаметра к другому;
устье скважины.
Основная цель при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений с коррозийно-активными компонентами в составе газа сводится к установлению такого технологического режима и выбору соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда меньше критической по всей длине скважины.
Ограничения на применение режима с заданной критической скоростью. Технологический режим работы скважины при заданной критической скорости потока, ограниченной интенсивностью коррозии, устанавливается достаточно редко, так как оборудование скважины сооружается из металла в антикоррозийном исполнении или эксплуатация осуществляется подачей антикоррозийных ингибиторов. Это связано с тем, что ограничение скорости при недостаточном его обосновании приводит к дополнительным затратам и повышению себестоимости газа.
5. СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ РАЗРАБОТКИ И КОМПОНЕНТООТДАЧА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
5.1 Основные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений [5]
При разработки газовых и газоконденсатных месторождений принято выделять следующие периоды добычи газа: нарастающей, постоянной и падающей .
Период нарастающей добычи газа характеризуется разбуриванием и обустройством месторождения. В период постоянной добычи, продолжающийся до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения (порядка 60 % запасов и более).
Период падающей добычи характеризуется неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин и его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи. В некоторых случаях число эксплуатационных скважин в период падающей добычи может возрастать за счет их добуривания для выполнения запланированных объемов добычи газа или для разработки обнаруженных “целиков” обойденного пластовой водой газа.
Периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа характерны для крупных месторождений, запасы которых исчисляются сотнями млрд. м3. В процессе разработки средних по запасам месторождений газа период постоянной добычи газа часто отсутствует. При разработке незначительных по запасам газовых и газоконденсатных месторождений могут отсутствовать как период нарастающей, так и период постоянной добычи газа.
С точки зрения технологии добычи газа выделяются период бескомпрессорной и период компрессорной эксплуатации залежи. Переход от бескомпрессорной к компрессорной эксплуатации определяется технико-экономическими показателями и заданным темпом отбора газа.
С точки зрения подготовленности месторождений к разработке и степени его истощения различают периоды: опытно-промышленной эксплуатации, промышленной эксплуатации и период доразработки.
При опытно-промышленной эксплуатации месторождения наряду с поставкой газа потребителю, производится его доразведка с целью получения уточненных сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трех-четырех лет.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений, кроме вышеперечисленных, можно выделить периоды разработки без поддержания пластового давления и разработки с поддержанием пластового давления. Период разработки без поддержания пластового давления продолжается до тех пор, пока средневзвешенное по объему газоконденсатной залежи пластовое давление не сравняется с давлением начала конденсации данной залежи.
В случае применения сайклинг-процесса (закачки в пласт сухого газа, добытого из той же залежи, в целях поддержания пластового давления на уровне давления начала конденсации) следует выделять период консервации запасов газа, в процессе которого основным добываемым продуктом является конденсат.
Таким образом, в каждый период применяется своя система разработки газовой залежи. В технологическом значении этого понятия это комплекс технических мероприятий по управлению процессом движения газа конденсата и воды в пласте.
Управление процессом движения газа, конденсата и воды в пласте осуществляется посредством следующих технические мероприятий: а) определенного размещения рассчитанной числа эксплуатационных, нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности; б) установления технологического режима эксплуатации скважин; в) рассчитанного порядка ввода скважин в эксплуатацию; г) поддержания баланса пластовой энергии.
5.2 Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов
При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:
равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.5.2),
батарейное (рис. 5.3);
линейное по “цепочке” (рис. 5.4);
в сводовой части залежи (рис. 5.5);
неравномерное (рис. 5.6).
В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников (рис.5.2б) или углах квадратов (рис.5.2а). Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования, т.е.
,
где qi - дебит i - ой скважины; i - газонасыщенный объем дренирования i - й скважины.
Следовательно, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.
Недостаток равномерной системы расположения скважин -- увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.
Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых (рис. 5.3) или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.
При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.
Линейное расположение скважин по площади газоносности (рис.5.4) обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.
Размещение скважин в сводовой части залежи (рис.5.5) может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.
На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности (рис.5.6). Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.
При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.
Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.
Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным заключается в уменьшении капитальных вложений при строительстве скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов, водопроводов, линий связи и электропередач.
Наблюдательные скважины (примерно 10% эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушений в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.
При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.
При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные -- также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные -- в повышенной, купольной.
При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.
Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.
Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 - 1200м, а между добывающими 400 - 800м.
Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.
5.3 Технологический режим эксплуатации газовых скважин
В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работает на определенном технологическом режиме.
Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.
В предыдущей главе отмечалось, что технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) оборудования и приборов (нейтронный, акустический, плотностный каротаж, шумомеры, глубинные дебитомеры, измерители давления и температуры).
В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторождениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин.
1.Режим постоянного градиента на забое скважины . Математически градиент давления на забое газовой скважины можно представить в следующем виде:
, ( 5.1)
где Q0 и рз0 -максимальный дебит скважин и соответствующее ему забойное давление, при которых газонасыщенный коллектор на забое скважины не разрушается; А0 и В0 - коэффийиенты фильтрационных сопротивлений.
Величина определяется, исходя из результатов исследований скважин и опытной эксплуатации для принятого дебита Q0, при котором ещё не наблюдается осложнений при эксплуатации.
Режим постоянного градиента характерен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежании этого скважину следует эксплуатировать при градиенте давления на забое менее допустимого. При определении допустимого градиента надо учитывать следующих два момента.
На месторождениях с рыхлыми коллекторами в ряде случаев из-за неправильного выбора глубины спуска и диаметра насосно-компрессорных труб отсутствие выхода песка на поверхность ещё не является подтверждением правильности выбора величины градиента. Кроме того, разрушение пласта при величине градиента, превышающего его допустимое значение, при котором не происходит разрушения, не является столь опасным, как это кажется на первый взгляд, так как для каждого значения заданного градиента существует область возможного разрушения, что приводит при значениях градиентов, превышающих допустимую величину, вначале к интенсивному выносу песка с последующему снижению его количества. Для заданной устойчивости коллектора нетрудно определять радиус зоны разрушения для различных величин градиента на забое.
При установлении технологического режима работы скважин по разрушению коллекторов, как правило, отсутствуют данные, позволяющие оценить устойчивость коллекторов. Поэтому необоснованная величина градиента давления приводит к большим погрешностям и, следовательно, либо к искусственному занижению производительности скважин, либо к накоплению песчано-глинистых пробок против продуктивного интервала.
2. Режим постоянной депрессии на пласт (р = рплрз = const). Дебит при этом определяется из выражения
, (5.3)
где Q - дебит, приведенный к атмосферным условиям.
Режим постоянной депрессии устанавливается при различных факторах, к которым относятся: близость подошвенной и контурной воды; деформация коллектора при значительных депрессиях; условия смятия колонны; возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др.
В отличии от режима постоянного градиента, ограничиваемого величиной устойчивости пород к разрушению, пределы, ограничивающие величину депрессии, могут быть определены аналитическим путём независимо от того, по какому из факторов (подошвенная или контурная вода, деформация пласта, гидраты и так далее) выбирается постоянная депрессия. Кроме того, в отличие от режима постоянного градиента режим постоянной депрессии на пласт по ряду факторов (подошвенная или контурная вода, гидраты др.) является переменной величиной в процессе разработки. Так, при наличии подошвенной воды сначала устанавливается величина допустимой депрессии в зависимости от вскрытой и газоносной мощности пласта, пластового давления и плотности воды и газа на данный момент времени. Но так как величина пластового давления, плотность воды и газа, а также положение ГВК являются переменными во времени, то устанавливаемая величина допустимой депрессии на пласт является функцией времени в процессе разработки. Изменение величины допустимой депрессии при газовом режиме является линейной функцией пластового давления. Если величина депрессии установлена, исходя из возможной деформации пласта, то эта величина является слабопеременной величиной во времени и её можно сохранить постоянной достаточно длительное время. Снижение депрессии приведёт в этом случае не к существенным осложнениям, а просто к некоторому изменению производительности скважин.
В целом режим постоянной депрессии несущественно отличается от режима постоянного градиента, и расчет основных показателей практически одинаков. В ряде случаев допустимая депрессия на скважинах устанавливается с самого начала с целью получения максимально возможного дебита. Иногда предельно допустимая депрессия хотя и устанавливается с самого начала эксплуатации, но достигается в процессе разработки, что связано с конструкцией скважин, устьевыми условиями и так далее Этот случай близок к режиму постоянного дебита.
3. Режим постоянного забойного давления (рз=const). Данный режим встречается довольно редко и в основном используется тогда, когда дальнейшее его снижение нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений. В отличие от предыдущих режимов режим постоянного забойного давления является наихудшим вариантом с точки зрения темпа снижения производительности скважин. Эксплуатация газовых скважин на режиме при рз=const характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа, из-за чего необходимо прогрессивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения. Режим постоянного забойного давления является временным (особенно при наличии газового режима залежи), и через определённый период эксплуатации требуется замена установленной величины на новое, более низкое значение или переход от указанного режима на какой-нибудь другой.
4. Режим постоянного дебита. (Q = const). Этот режим наиболее выгоден, если величина дебита при этом соответствует максимальным способностям пласта и скважины. Режим постоянного дебита устанавливается при отсутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разрушения пласта (хотя бы до определённого предела, с которого начинается разрушение), превышения допустимой величины скорости потока. Это практически возможно для крепких коллекторов до достижения определённой величины градиента на забое или величины устьевого или забойного давлений при заданной конструкции скважины и системы сбора, осушки и очистки газа. Режим постоянного дебита на определённой стадии разработки, особенно вначале, может быть установлен при наличии коррозии забойного оборудования и насосно-компрессорных труб, наличия жидкостных или песчаных пробок и так далее Величина дебита при этом режиме устанавливается темпом (скоростью) коррозии, пропускной способностью забойного оборудования, скоростью потока, обеспечивающей вынос жидкости и твердых частиц, потенциальной отдачей пласта и наземными условиями.
Дебит выбирают с таким расчётом, чтобы не наблюдалось опасной вибрации оборудования на устье скважины. При этом наблюдается рост депрессии в пласте и с течением времени она достигает значительной величины. При достижении максимально допустимого значения депрессии необходимо для скважины устанавливать другой технологический режим, например, = const или
р = const, при котором не произойдет осложнений.
5. Режим постоянной скорости фильтрации на забое. Этот режим применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабойной зоны глинистого раствора и твердых частиц, если прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа. Данный режим наилучшим образом соответствует оптимальным условиям работы первой ступени сепарации. Если режим постоянного дебита отчасти соответствует конструкции скважины, то режим постоянной скорости фильтрации в полной мере относится к призабойной зоне пласта, точнее, к стенке скважины.
Математически, в предположении того, что силы, действующие на частицы пористой среды, пропорциональны скорости впервой степени, режим постоянной скорости фильтрации можно записать в виде:
С=Q/рз=const. ( 5.4)
6. Режим постоянного градиента по оси скважины
.
Здесь в - плотность пластовой воды; dp/dy - градиент давления на вершине конуса подошвенной воды (z=z0), направленный вверх вдоль оси скважины.
Указанный режим применяется в крепких коллекторах при наличии подошвенной воды.
7. Режим постоянной скорости газа на устье. Если в составе пластового газа имеются компоненты, вызывающие коррозию колонны НКТ и оборудования устья скважины (СО2, кислоты жирного ряда), фактором, ограничивающим дебит скважины, служит допустимая линейная скорость коррозии. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном сечении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение. Экспериментально установлено, что при скорости газового потока меньше 11 м/с линейная скорость коррозии, обусловленной наличием СО2 не превышает 0,1 мм/год.
Для поддержания заданного условия отбора газа на забое или устье скважины во время эксплуатации необходимо на головке скважины при индивидуальном регулировании или на групповом пункте сбора и подготовки газа при групповом методе регулирования скважин изменять дебит или давление газа в соответствии с расчетом.
Изменение дебита (давления) осуществляется при помощи различных технических средств: 1) нерегулируемыми штуцерами постоянного или переменного диаметра; 2) регулируемыми штуцерами; 3) регуляторами давления; 4) расширительными машинами.
Следует отметить, что режим постоянной скорости потока на устье приводит к резкому снижению дебита скважины. Выбор более эффективного технологического режима при наличии агрессивных компонент связан с необходимостью применения труб с коррозийно-стойким покрытием, бурением скважин большого диаметра (с целью замены фонтанных труб на трубы большего диаметра в процессе разработки), а также использованием ингибиторов коррозии.
В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости или гидратообразования технологический режим, обусловленный определённой скоростью на устье, может оказаться практически непригодным. Поэтому при необходимости выбора режима с постоянной скоростью потока необходимо проверять возможность образования гидратов и пробок в стволе скважины.
5.4 Особенности разработки и эксплуатации многопластовых газовых месторождений
Задача разработки существенно осложняется при необходимости отбирать газ из многопластового месторождения.
В этом случае приходится рассматривать очередность разработки отдельных пластов, распределение отборов, возможности и способы совместной эксплуатации различных объектов.
Многопластовые газовые месторождения могут быть подразделены на два основных вида: к первому относятся такие месторождения, в которых начальные пластовые давления в каждом из пластов примерно соответствуют давлению гидростатического столба воды; ко второму виду относятся те, в которых начальное давление в горизонтах отличается на давление, соответствующее весу столба газа. В этом случае единая залежь разделена по высоте перемычками, при помощи которых горизонты могут сообщаться или быть изолированными.
Эксплуатировать многопластовые месторождения можно раздельно скважинами, пробуренными на каждый горизонт, и скважинами, вскрывшими все продуктивные горизонты. При раздельной эксплуатации для экономии числа скважин часто осуществляют эксплуатацию при помощи разобщителей (пакеров). В этом случае газ из нижнего горизонта поступает в фонтанные трубы, а из верхнего горизонта -- в затрубное пространство.
Многопластовые месторождения можно разрабатывать различными системами.
1. Система сверху - вниз. Вначале разрабатывают верхние горизонты, а в последующем -- более глубокие. Эту систему разработки применяют в случае, если запасы верхних горизонтов и пластовые давления достаточны для обеспечения потребителей газом, а бурение нижних горизонтов связано со значительными капиталовложениями, техническими трудностями и прирост добычи с последних ожидается незначительный.
При этом следует изучать возможность использования эксплуатационных скважин верхнего горизонта для последующего добуривания их на нижележащие.
Иногда для второго вида многопластовых месторождений при наличии сверхдавлений, т. е. когда давление в верхних пластах выше гидростатического, а в нижних пластах приближается к гидростатическому, может быть также применена частичная система разработки сверху -- вниз. В таких месторождениях обычно затруднена проходка скважин, так как требуется утяжеление глинистого раствора баритом или гематитом с целью предотвращения выбросов при вскрытии верхних горизонтов. Последующее вскрытие нижних горизонтов этим же раствором может привести к значительному поглощению глинистого раствора и засорению призабойной зоны. В результате резко ухудшится продуктивная характеристика и уменьшатся рабочие дебиты по скважинам, пробуренным на нижние горизонты.
В этом случае целесообразно иногда начинать эксплуатацию верхних горизонтов до снижения в них давления до гидростатического. Это позволит разбурить нижележащие горизонты без осложнений и приступить к разработке пласта без спуска дополнительной промежуточной обсадной колонны.
2. Система снизу -- вверх. Вначале разрабатывают нижние горизонты, а затем верхние. Эту систему применяют обычно для первого вида многопластовых месторождений, т. е. когда запасы газа в нижних горизонтах значительно превышают запасы верхних горизонтов, а давление в верхних горизонтах недостаточно для обеспечения бескомпрессорной подачи газа потребителям. Кроме того, эту систему разработки можно применять для понижения давления в нижних горизонтах до давления, отличающегося от верхнего на вес столба газа, т. е. когда месторождение первого вида следует превратить во второй. После этого можно одновременно эксплуатировать верхние и нижние горизонты, что позволяет исключить переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие при последующей их разработке.
При разработке по системе снизу -- вверх скважинами, вначале эксплуатировавшими нижние пласты, после цементирования в них низа колонны и последующей перфорации или после установки пакеров можно также эксплуатировать верхние горизонты.
3. Одновременная система разработки верхних и нижних горизонтов. Данная система может быть осуществлена как раздельной эксплуатацией скважин с каждого горизонта, так и совместной эксплуатацией с применением пакеров или без них в одной скважине. Эта система позволяет получить требуемое количество газа с наименьшим числом скважин.
Разработка скважинами всех горизонтов наиболее удобна для месторождений второго вида. Систему эксплуатации ряда горизонтов в одной скважине можно применять в случае, когда состав газа по различным горизонтам не отличается по содержанию сероводорода и когда крепость пород и их коллекторские свойства также примерно одинаковы, что не приводит к резкому различию предельно допустимых депрессий по отдельным горизонтам и выходу из строя большенства скважин вследствие быстрого обводнения одного из горизонтов.
При отсутствии изложенных условий такая эксплуатация ряда горизонтов в одной скважине может оказаться невыгодной.
Например, в верхнем пласте могут быть получены высокие дебиты при высоких депрессиях на пласт, так как пласт представлен крепкими породами. Нижний пласт сложен рыхлыми породами и может эксплуатироваться только при небольших депрессиях. Эксплуатация этих двух горизонтов в одной скважине приведет к тому, что нельзя будет допустить высокие депрессии, так как произойдет разрушение нижнего пласта, а следовательно, и не будет эффекта от эксплуатации их в одной скважине без разделения.
При эксплуатации в одной скважине одновременно нескольких горизонтов месторождений первого вида, когда давления отличаются между собой на давление гидростатического столба воды, может возникнуть переток газа из одних горизонтов в другие. При остановке скважины также будет наблюдаться переток газа. Поэтому во время эксплуатации без разобщения ряда горизонтов в одной скважине с целью получения наибольшего дебита следует учитывать все факторы в данных конкретных условиях.
Одновременная разработка с пакерами или отдельными скважинами позволяет широко использовать эжекцию газа для повышения давления газа, полученного из пластов с низким давлением.
Выбор системы разработки зависит от многих факторов: давления, запасов газа, параметров пласта, продвижения вод и допустимых рабочих дебитов с отдельных горизонтов, а также от состава газа. Если в одних пластах содержится в газе сероводород, а в других он отсутствует, то для транспортировки газа с сероводородом и без него нужны отдельные газосборные сети. Если в верхних пластах содержится сухой газ, а в нижних значительное количество конденсата, то условия эксплуатации каждого горизонта будут различными.
Для решения задачи разработки группы газовых месторождений или многопластовых месторождений приходится строить электрические и гидродинамические модели, использовать современную вычислительную технику. В данной постановке после установления отборов газа по отдельным залежам, периодов нарастающей, постоянной и падающей добычи приступают к выбору оптимального варианта разработки путем проведения соответствующих гидро-, газо- и термодинамических расчетов и анализа полученных результатов.
Условия движения газа и соответственно уравнения, его описывающие, различны в отдельных звеньях этой системы. В связи с этим газогидродинамические расчеты сводятся к совместному решению дифференциальных уравнений, описывающих движение газа и воды в пласте, приток газа к отдельным скважинам, течение газа по стволу скважины и в газосборной системе, а также в аппаратах очистки, осушки и учета газа.
5.5 Особенности разработки и эксплуатации газоконденсатных и газоконденсатнонефтяных месторождений
Особенностью пластовых флюидов газоконденсатных месторождений является возможность выпадения конденсата в пласте, стволе скважин и наземных сооружениях в результате снижения давления и температуры.
Характерным для эксплуатации газоконденсатных месторождений являются многофазность поступающей из скважин продукции и необходимость наиболее полного отделения конденсата.
В связи с этим комплексное разработка газоконденсатных месторождений имеет ряд особенностей по сравнению с разработкой чисто газовых месторождений. В частности, разработка газоконденсатных месторождений должна обеспечивать оптимальные условия работы пласта с точки зрения наиболее полного извлечения конденсата из недр.
В зависимости от содержания стабильного конденсата, термодинамической характеристики, геологических условий, запасов газа и конденсата, геологопромысловой характеристики и глубины залегания продуктивных пластов, географического положения месторождений и других факторов газоконденсатные месторождения могут разрабатываться без искусственного поддержания пластового давления (на истощение, как чисто газовые месторождения) или с поддержанием давления в пласте.
5.5.1 Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления
В мировой практике наряду с разработкой газоконденсатных месторождений без поддержания давления, т. е. методом, наиболее распространенным у нас и за рубежом, на практике используется также метод разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем закачки сухого (отбензиненного) газа в пласт. Этот способ называется методом обратной закачки газа в пласт (сайклинг-процесс). Применяются также часто различные комбинации этого метода -- полный сайклинг, неполный сайклинг, канадский сайклинг, когда газ закачивается в летний период времени и отбирается зимой в периоды наибольшего спроса газа.
Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа обеспечивает наибольшие значения коэффициента газо- и конденсатоотдачи за весь период разработки месторождения.
При сайклинг-процессе добыча газа и конденсата производится с целью получения в качестве товарного продукта конденсата. Этот процесс продолжается до тех пор, пока добыча конденсата рентабельна, затем месторождение разрабатывается как чисто газовое на истощение. Основным недостатком этого метода является длительная консервация запасов газа. Для осуществления сайклинг-процесса требуются компрессоры и другое сложное технологическое оборудование высокого давления, отсутствие которого иногда вносит свои коррективы в способ разработки газоконденсатного месторождения. На эффективность процесса в значительной мере влияет неоднородность пород по коллекторским свойствам как по площади, так и по мощности пласта. Чем более неоднороден пласт, т. е. чем ниже возможно поршневое вытеснение жирного газа сухим, тем меньше коэффициент охвата при закачке газа и тем меньше конечное значение коэффициента конденсатоотдачи. Кроме того, на эффективность данного метода влияет вид коллекторов. Так, для трещиноватых или трещиновато-пористых пластов при определенных соотношениях между объемами трещин и их размерами, ориентации трещин и других параметров метод поддержания давления сухим газом может быть неэффективным, если вытесняющий агент в основном будет двигаться по трещинам, а значительная часть запасов газа и конденсата будет находиться в блоках между трещинами.
Газоконденсатные залежи подразделяются на насыщенные, ненасыщенные и перегретые.
В насыщенных залежах при падении давления сразу начинает выделяться в пласте конденсат. В ненасыщенных со снижением давления с первоначального до давления насыщения выпадения конденсата в пласте не происходит. В перегретых залежах при любом снижении давления при пластовой температуре в пласте выделения конденсата не происходит.
Таким образом, как частично ненасыщенные залежи, так и полностью перегретые газоконденсатные залежи в процессе их разработки не требуют поддержания пластового давления, а могут разрабатываться на истощение.
При расчете процесса разработки газоконденсатной залежи методом обратной закачки газа в пласт определяют следующие показатели:
продолжительность периода постоянной добычи конденсата при заданном темпе отбора газоконденсата для различных схем размещения скважин;
допрорывный и текущий коэффициенты охвата при различных вариантах разработки;
добыча конденсата и газа в период рециркуляции по годам разработки;
количество газа, остающегося для закачки после выделения из него конденсата и количества “постороннего” газа, необходимого для поддержания давления на первоначальном уровне;
число эксплуатационных нагнетательных скважин и схема их размещения;
коэффициенты извлечения газа и конденсата (в том числе с учетом действия силы тяжести при крутых углах наклона пласта).
Кроме того, выбирают схему обработки газа и тип оборудования, используемого для закачки газа в пласт.
При искусственном заводнении газоконденсатного месторождения объем закачиваемой воды зависит от уровня добычи газа и значения поддерживаемого пластового давления. Если используется метод заводнения пласта, достигается одновременная добыча газа и конденсата постоянного состава, что имеет положительное значение для проектирования объектов по переработке конденсата. В то же время возникают дополнительные потери газа и конденсата, вызванные их защемлением при давлении, близком к начальному. Коэффициенты газо- и конденсатоотдачи в зависимости от коэффициента охвата и характера неоднородности пласта по площади и мощности пласта в этом случае уменьшаются.
5.5.2 Разработка газоконденсатных месторождений без поддержания давления
Разработка газоконденсатных месторождений на истощение обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи, возможность изменения в широких пределах темпов отбора газа и конденсата. При этом затраты на разработку по сравнению с другими методами минимальные. Однако по сравнению с методом обратной закачки газа в пласт этот метод обеспечивает меньшую конденсатоотдачу. При сравнении различных методов разработки по весу извлекаемых углеводородов эксплуатация газоконденсатных месторождений на истощение равноценна разработке нефтяных месторождений с закачкой газа или воды в пласт.
Основное отличие в этом случае от разработки и эксплуатации чисто газовых месторождений состоит в необходимости учета влияния выпадения конденсата в призабойной зоне пласта и учета количества выделяющегося конденсата на всем пути движения газа от забоя до пункта его обработки и изменения состава газа во времени.
5.5.3 Разработка газоконденсатонефтяных месторождений
Рациональная разработка газоконденсатонефтяных месторождений состоит прежде всего в выборе и обосновании наиболее целесообразных, экономически выгодных методов, обеспечивающих высокие коэффициенты конденсатонефтеотдачи.
В зависимости от конкретных условий характеристики залежей, потребностей в газе, конденсате и нефти; уровня технической оснащенности и существующей технико-экономической политики возможны следующие варианты разработки газоконденсатнонефтяных месторождений.
1. Газоконденсатная зона разрабатывается на режиме истощения, разработка нефтяной зоны отстает. При этом варианте темп падения пластового давления в газоконденсатной зоне существенно опережает темп падения давления в нефтяной оторочке, что приводит к перемещению нефти в сухие газоносные пески и тем самым к определенным ее потерям. Чем больше проницаемость, тем больше потерь нефти в сухих песках. Нефтеотдача при указанном варианте оценивается в 5 15%. Этот вариант связан также со значительными потерями конденсата. Преимущество быстрое обеспечение газом.
2. Газоконденсатная и нефтяная зоны одновременно разрабатываются на истощение. Важным условием является недопущение образования градиентов давления от нефтяной зоны к газовой. Потери конденсата такие же, как в предыдущем варианте. Потери же нефти сравнительно меньше ввиду отсутствия вторжения ее в газовую зону.
3. Газоконденсатная зона до извлечения основных запасов нефти находится в консервации и не эксплуатируется. В пласте создаются постоянные градиенты давления от газовой зоны к нефтяной, что приводит к вытеснению нефти жидким газом и сохранению нефтяной оторочки от преждевременного истощения. Эффективность этого метода разработки особенно значительна при подвижности водонефтяного контакта и больших размерах газовой шапки.
4. До извлечения основных запасов нефти давление в газовой зоне поддерживается методом нагнетания сухого газа в сводовую часть залежи. При этом способе обеспечивается несколько большая нефтеотдача, чем при предыдущем.
5. Нефтяная зона разрабатывается одновременно с применением сайклинг-процесса в газоконденсатной части залежи. В этом случае из нефтяной оторочки извлекается нефть, из газоконденсатной конденсат. После извлечения основных запасов нефти и конденсата сайклинг-процесс прекращается и залежь эксплуатируется как газовая.
Предусматривается одновременная разработка нефтяной и газоконденсатной зоны залежи с нагнетанием воды в пласт. Имеется в виду нагнетание воды в зону газонефтяного контакта при линейном расположении нагнетательных скважин в газоконденсатной зоне, вдоль контакта газ нефть. Этот метод рекомендуется при малоподвижном водонефтяном контакте. Одно из основных преимуществ метода заключается в том, что отставание разработки нефтяной зоны не приводит к потерям нефти, так как в пласте вдоль газонефтяного контакта создается водяная завеса узкая оторочка воды, разделяющая нефтяную и газоконденсатную части залежи. Кроме указанных методов разработки газоконденсатных залежей, имеются другие перспективные методы, применение которых могло бы обеспечить весьма высокие коэффициенты извлечения запасов нефти и конденсата. К ним относятся следующие методы.
1. Превращение нефтяной оторочки в газоконденсатное состояние с последующим извлечением основных запасов нефти и конденсата при однофазном состоянии залежи путем закачки "жирного" газа Дело в том, что система нефть - метан переходит в газовую фазу при давлении порядка 100 МПа, а применение жирного газа вместо сухого вызывает значительное снижение критического давления в системе нефть газ.
2. Термическое воздействие на газоконденсатные пласты, например, созданием передвижного очага горения с подачей газа и воздуха на забой.
3. Многократная прокачка (до 10 и более объемов) сухого газа через пласт с целью испарения выпавшего конденсата.
4. Закачка жидкого газа (пропан -- бутана) с созданием в пласте оторочки из этих продуктов, передвигаемых сухим газом для обеспечения вытеснения выпавшего конденсата.
5.6 Методы увеличения компонентотдачи
5.6.1 Компонентотдача месторождений природных газов
Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтяного месторождения характеризуется коэффициентом компонентоотдачи.
Коэффициентом объемной компонентоотдачи называется отношение объема, извлеченного из пласта компонента Qд к его геологическим запасам Qз. Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах:
, (5.1)
где Qо - оставшиеся запасы.
Коэффициенты газо и конденсатоотдачи выражаются следующим образом:
, (5.2)
(5.3)
Практика разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что коэффициент газоотдачи во многих случаях достигает 85--95%, в то время как коэффициент конденсатоотдачи изменяется от 30 до 75 %.
Коэффициент газоотдачи. Основными физическими факторами, влияющими на коэффициент газоотдачи являются: 1) режим эксплуатации месторождения; 2) средневзвешенное по объему порового пространства пласта конечное давление в залежи; 3) площадная и по разрезу пласта неоднородность литологического состава и фациальная изменчивость пород пласта; 4) тип месторождения (пластовое, массивное); 5) темп отбора газа.
На коэффициенты газоотдачи, кроме рассмотренных, влияют и другие факторы: а) охват залежи вытеснением; б) размещение скважин на структуре и площади газоносности; в) глубина спуска колонны насосно-компрессорных труб.
Коэффициент газоотдачи больше у пород с большей пористостью и газонасыщенностью и меньшей проницаемостью.
Коэффициент газоотдачи практически не зависит от вязкости газа и воды и поверхностного натяжения на границе фаз (при различных температурах), а также от давления вытеснения и скорости вытеснения газа водой. На этот коэффициент в основном влияют капиллярные процессы, происходящие при вытеснении газа водой, а также коллекторские свойства продуктивных горизонтов. Чем больше макро- и микронеоднородность пласта, тем меньше коэффициент газоотдачи.
Со снижением пластового давления в обводненной зоне пласта увеличивается коэффициент остаточной газонасыщенности, что приводит к уменьшению фазовой проницаемости для воды. Стабилизация коэффициентов остаточной газонасыщенности и фазовой проницаемости для воды происходит практически одновременно. После достижения критической газонасыщенности “защемленный” газ обретает подвижность и выходит в газонасыщенную часть залежи, что может существенно увеличить ее газоотдачу.
При разработке газовых и газоконденсатных залежей, приуроченных к однородным по коллекторским свойствам пластам, в целях увеличения конечной газоотдачи рекомендуется увеличивать темп отбора газа из них. В этом случае вода не успевает поступать а газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество “защемленного” ею газа.
В случае разработки неоднородных по коллекторским свойствам залежей их форсированная разработка может привести к избирательному обводнению, значительно снижающему газоотдачу месторождения в целом.
Существенно может снизить газоотдачу месторождений проведение капитальных и подземных ремонтов на заключительной стадии разработки залежи. В этот период эксплуатации глушение скважин глинистым раствором или другими задавочными жидкостями приводит к тому, что в большинстве случаев производительность их резко падает, а иногда скважины после ремонтных работ вообще не удается освоить.
Коэффициент конденсатоотдачи. Основными физическими параметрами, влияющими на коэффициент конденсатоотдачи, являются: 1) метод разработки месторождения (с поддержанием или без поддержания пластового давления); 2) потенциальное содержание конденсата (С5+) в газе; 3) удельная поверхность пористой среды; 4) групповой состав и физические свойства конденсата (молекулярная масса и плотность); 5) начальное давление и температура.
Наиболее высокий коэффициент конденсатоотдачи достигается при поддержании начального пластового давления в процессе отбора пластового газа. В этом случае он может достигать 85 % при поддержании давления с помощью газообразного рабочего агента и 75% при поддержании давления при закачке воды в залежь.
Коэффициент конденсатоотдачи при разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления при газовом режиме эксплуатации пласта (н = соnst) можно определить по различным корреляционным зависимостям, полученным на основе обработки лабораторных экспериментальных данных.
5.6.2 Методы увеличения компонентоотдачи газоконденсатных месторождений
При газовом режиме эксплуатации месторождения, т. е. при постоянном газонасыщенном объеме перового пространства пласта, коэффициент газоотдачи газовых месторождений можно увеличить, как это следует из анализа уравнения (5.6), путем уменьшения средневзвешенного по газонасыщенному объему перового пространства давления в залежи рк. При этом существенно уменьшается и коэффициент динамической вязкости газа.
Особенно высоким коэффициент газоотдачи будет в случае применения винтовых компрессоров в процессе разработки месторождения при давлении ниже атмосферного.
При упруговодонапорном режиме эксплуатации газового месторождения коэффициент газоотдачи можно увеличить путем уменьшения:
а) давления в газонасыщенной рк и обводненной рв зонах пласта; б) объема обводненной зоны (н-к); в) объемной газонасыщенности обводненной зоны; г) регулирования отборов газа по площади и разрезу для равномерного стягивания контурной или подъема подошвенной воды в газовую залежь.
В некоторых случаях снижению давления в газонасыщенной и обводненной зонах будет способствовать периодическая с высоким темпом отбора газа эксплуатация месторождений в конечный период, снижение давления в обводненной зоне будет способствовать при 0,3< рк/рн < 1,0 увеличению объемной газонасыщенности обводненной зоны , увеличению фазовой проницаемости для газовой фазы и выходу газа из обводненной зоны (н к) в газонасыщенную часть пласта к.
Конденсатоотдача будет наиболее высокой в том случае, если в пласте не происходит явление обратной конденсации углеводородной жидкости. Этого можно достичь путем закачки в пласт рабочего агента для поддержания начального пластового давления. При таких условиях "жирный" пластовый газ вытесняется к забоям эксплуатационных скважин газообразным или жидким рабочим агентом практически без расширения, увеличения объема. При разработке газоконденсатных залежей с большим этажом газоносности и содержанием конденсата (С5+) и других ценных компонентов (сероводорода, гелия) в газе поддержание давления может производиться одновременно двумя рабочими агентами: а) сухим газом; б) водой. Сухой газ закачивается в сводовую часть залежи, вода -- под поверхность начального газоводяного контакта.
При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пластового давления в условиях газового режима (н=сonst), при образовании жидкой фазы в пласте коэффициент конденсатоотдачи можно увеличить различными методами воздействия на пласт и пластовый флюид: 1) прямым испарением жидкости в массу закачиваемого в пласт газообразного рабочего агента; 2) вытеснением жидкого углеводородного конденсата водой; 3) уменьшением коэффициента динамической вязкости углеводородного конденсата путем увеличения температуры.
В качестве газообразных рабочих агентов для закачки в пласт с целью испарения находящегося в его поровом пространстве неподвижного конденсата используются: а) сухой газ, т. е. часть пластового газа (метан, этан, следы пропана и бутана), оставшегося после отделения от него в промысловых аппаратах конденсирующихся углеводородов; б) сухой газ, обогащенный определенным количеством промежуточных компонентов (т. е. пропаном и бутаном) с целью увеличения растворяющей способности рабочего агента; в) углекислый газ.
6. методы интенсификации добычи газа
6.1 Способы увеличения дебита
Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта, усовершенствования оборудования, используемого при эксплуатации скважин.
Методы интенсификации притока газа к забою скважины и ограничения на их применение:
Подобные документы
Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011Павловское месторождение нефти и газа. Стратиграфия и нефтегазоносность. Тектоническое районирование Пермского края. Физико-химические свойства газа и воды. Осложнения при эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, методы предупреждения.
курсовая работа [3,5 M], добавлен 21.03.2015Геологическая и орографическая характеристика продуктивных пластов Ямсовейского газоконденсатного месторождения. Технологический режим работы скважин при наличии на забое столба жидкости и песчаной пробки. Исследование газовых и газоконденсатных скважин.
курсовая работа [683,4 K], добавлен 13.01.2011Условия залегания продуктивных пластов. Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газа месторождения. Характеристика запасов нефти. Режим разработки залежи, применение системы поддержания пластового давления, расположение скважин.
курсовая работа [323,6 K], добавлен 13.04.2015Основы увеличения нефте- и газоотдачи пластов. Физические и механические свойства горных пород нефтяных и газовых коллекторов. Методы анализа пластовых жидкостей, газов и газоконденсатных смесей. Характеристика природных коллекторов нефти и газа.
презентация [670,8 K], добавлен 21.02.2015Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.
отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013Геологическая характеристика месторождения, технологические показатели его разработки. Особенности эксплуатации газовых скважин. Причины гидратообразования, его условия и способы ликвидации. Применение метода подачи метанола на забой газовых скважин.
дипломная работа [3,1 M], добавлен 25.01.2014Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.
дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.
дипломная работа [1,7 M], добавлен 29.09.2014Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. Нефть: химический состав, физические свойства, давление насыщения, газосодержание, промысловый газовый фактор. Технологический процесс добычи нефти и природного газа.
контрольная работа [367,2 K], добавлен 22.01.2012
