Основы добычи нефти и 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 уточнённых сведений, необходимых для составления проекта разработки. Продолжительность опытно-промышленной эксплуатации месторождений природных газов не превышает, как правило, трёх-четырёх лет. С другой стороны, опытная эксплуатация является первым этапом разработки месторождения. Таким образом, разведка и разработка представляют собой единый процесс, от успешного и правильного осуществления которого зависит сокращение числа разведочных скважин и быстрый ввод месторождения в разработку.

Задача проектирования разработки состоит в нахождении взаимосвязи основных показателей разработки и их изменений во времени. Таким образом, прогнозирование разработки сводится к совместному решению уравнения материального баланса и зависимостей, описывающих движение газа и воды по системе «пласт - скважины - шлейфы, коллекторы, установки подготовки газа, соединительные газопроводы - ДКС». По уравнения приведённых затрат при различных вариантах разработки залежи выбирают наиболее выгодный вариант.

Управление процессом движения газа и воды в пласте осуществляется посредством следующих технических мероприятий: определённого размещения рассчитанного числа эксплуатационных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности; установления технологического режима и порядка ввода скважин в эксплуатацию.

Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов.

При разработке газовых месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности: равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.35), батарейное (рис.36), линейное по "цепочке" (рис. 37), в сводовой части залежи (рис.38), неравномерное (рис.39).

В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников (рис.35,б) или углах квадратов (рис.35,а). 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 объёме дренирования, т.е.

,

где q_i - дебит i -- ой скважины; - газонасыщенный объём дренирования i - й скважины.

Следовательно, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объёму порового пространства приведённого давления p/z в удельном объёме дренирования равен темпу снижения приведённого давления в залежи в целом. Недостаток равномерной системы расположения скважин -- увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейно-кольцевое и линейное 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 протяжённость газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное.

Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

На практике газовые залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности (рис.39). Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.

При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведённого давления в удельных объёмах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объёмах 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 забойных условиях отбора газа.

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 газопроводов, 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- и водонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.

4.8.1 Определение показателей разработки газового месторождения при газовом режиме

Методика расчёта основных показателей разработки месторождений природных газов обычно сводится к определению изменения во времени: дебитов газовых скважин, их потребного числа, пластового и забойного давления в скважинах для выбранного темпа отбора газа из залежи при определённом технологическом режиме эксплуатации скважин (ТРЭС). При определении основных показателей разработки используются расчетные технологические режимы эксплуатации скважин. Расчётный ТРЭС определяют при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед. Исходя из принятого расчётного ТРЭС, находят изменение рабочих дебитов Q(t), пластовых p_пл(t), забойных p_з(t) и устьевых p_y(t) давлений во времени t в зависимости от количества отбираемого газа с месторождения в целом Q_доб(t). Эти расчёты в комплексе с технико-экономическими показателями позволяют найти потребное число скважин n(t), установить сроки бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа. Сущность расчётов состоит в совместном решении уравнения истощения залежи и уравнений притока газа к забою с заданием в последних определённых соотношений между забойным давлением и дебитом в зависимости от выбранного ТРЭС.

Как было показано (см. п.п. 4.6.1, 4.6.2), в реальных промысловых условиях вместо двучленного закона фильтрации имеют место два режима фильтрации. При относительно небольших дебитах, когда Q ? Q_кр, осуществляется линейная фильтрация по закону Дарси, которая справедлива до определённого критического дебита Q_кр. При дебитах Q > Q_кр справедлив трёхчленный закон фильтрации. При равномерном расположении скважин и с учётом предельного энергосберегающего их дебита, а также при известной зависимости годового отбора газа во времени N(t) добытое количество газа в каждый момент времени

(4.56)

Величину Q ? Q_кр, зная N(t) для периодов нарастающей и падающей добычи, находим методом графического интегрирования этого уравнения, а для периода постоянной добычи, когда N = const, Q_доб(t) = N(t). Зная Q_доб(t) из уравнения материального баланса

, (4.57)

,

Находим изменение пластового давления во времени и строим соответствующие графики изменения во времени N(t), Q_доб(t) и . В формуле 3.57 , z_н - коэффициенты сверхсжимаемости соответственно к моменту t и начальный; Щ_н - начальный объём порового пространства газовой залежи; - средняя газонасыщенность; p_н, и p_ат - давление соответственно начальное, текущее, пластовое к моменту времени t и атмосферное.

Расчёт технологических режимов работы скважин при Q ? Q_кр

Технологический режим предельного энергосберегающего дебита Q_кр(t)

Как показали исследования, этот режим приводит к уменьшению дебита в процессе разработки. Величина Q_кр(t) определяется экспериментально по результатам ежегодных исследований, по которым строится зависимость Q(t) на весь период разработки. При отсутствии этих данных она принимается условно по известным по другим месторождениям.

Изменения во времени определяются из выражения

, (4.58)

и далее

;

, (4.59) где

. (4.60)

Для периода нарастающей добычи число скважин

, (4.61)

где k_э - коэффициент эксплуатации скважин.

Для предварительной оценки можно условно принимать Q_кр = const во времени, тогда он будет подобен режиму Q = const. Технологический режим работы скважин Q_кр(t) соответствует предельному энергосберегающему дебиту скважин, обеспечивающему минимальные потери пластовой энергии.

Расчёты энергосберегающего технологического режима Q_кр(t) целесообразно выполнять при проектировании разработки месторождений. При этом рост числа скважин при режиме Q_кр(t) компенсируется повышением коэффициента газоотдачи пласта, снижением мощности и отдалением срока строительства ДКС, повышением надёжности работы скважин и уменьшением затрат на капитальный ремонт скважин, в связи с уменьшением количества осложнений и аварий скважин.

Технологический режим постоянной депрессии

Такой режим характерен для условий эксплуатации залежи приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежание этого скважину следует эксплуатировать при депрессии менее допустимой. В этом случае

, (4.62)

где находим согласно (4.57).

Соответственно

(4.63)

, (4.64)

а число скважин для периода нарастающей и постоянной добычи

, (4.65)

Режим постоянного градиента на стенке забоя скважины Ш = const

Этот режим применяется при тех же условиях, что и режим постоянной депрессии.

,

где Ш = const при законе Дарси соответствует режиму постоянной скорости фильтрации на забое скважины C = const:

; (4.66)

,

где для плоскорадиальной фильтрации

.

,

,

где p_пл(t) согласно (4.57) и С = const по результатам исследования скважин

Зная Q(t) из формулы (4.66) определяем

Зная p_з(t) и Q(t), согласно (4.64) находим p_y(t) и число скважин из (4.65).

Для случая соблюдения предельного энергосберегающего дебита

.

Режим постоянного давления на устье скважины p_у = const

Зависимость между забойным давлением и давлением на устье скважины p_у можно записать в виде

. (4.67)

Решая его совместно с уравнением притока газа, получаем

. (4.68)

Методика расчёта состоит в следующем: по известной зависимости N = N(t) строим график Q_доб = Q_доб(t). Для заданных значений t согласно (4.57) находим ; по формуле (4.68) для известных определяем Q(t); по формуле (4.67), зная Q(t), вычисляем p_з(t).

Расчёт технологических режимов работы скважин при Q > Q_кр

Режим постоянной депрессии Дp = const

Уравнение притока газа записывается в виде

, (4.69) где

;

Q_кр(t) считается известным из эксперимента. Зная Q_кр(t), определяем a_ф(t).

Вид уравнения (4.69), исходя из осреднённых параметров по толщине пласта, может быть и иной.

Откуда

. (4.70)

Величину находим из (4.57) по величине Q_доб(t). Далее методом итерации для каждого данного значения находим по уравнению (4.70) величину Q(t).Забойные давления p_з(t) находим согласно (4.63). Устьевое давление p_y(t) определяем согласно (4.64), а число скважин n(t) - из (4.65).

Режим постоянного дебита Q = const

Частным случаем этого режима является режим Q = const, когда уравнение (4.69) и (4.70) превращаются в закон Дарси.

Для режима Q = const, зная Q, в уравнении (4.70) и согласно (4.57), находим

. (4.71) Откуда

.

Когда Дp(t) = Дp_пр, переходим на другой режим.

Режим постоянного забойного давления p_з = const

Исходным уравнением будет уравнение вида

. (4.72)

Зная из (4.57) и p_з = const из (4.72) методом итерации находим значения Q(t), соответствующие каждому значению .

Значения Дp(t) находим из Дp(t) = - p_з.

Зная Q(t), находим

.

Соответственно n(t) получим согласно (4.65). Частным случаем режима p_з = const будет режим p_y = const.

Режим постоянного градиента на стенке забоя скважины Ш = const

Формула для градиента давления на стенке забоя скважины, исходя из трёхчленной формулы притока газа, будет иметь вид

.

Вводя обозначения

, (3.73)

получаем формулу для постоянного градиента давления на стенке забоя скважины

. (4.74)

Величину градиента давления Ш определяем согласно (4.74) по результатам начальных исследований скважин на основе установленного по ним предельно допустимого дебита Q и соответствующего ему p_з.

, (4.75)

т.е. за период разработки месторождения поддерживается такое соотношение между Q и p_з, когда значение Ш остаётся постоянным.

Коэффициенты А₀ и В₀ в уравнении (4.75) определяются из коэффициентов а, и Q_кр в трёхчленной формуле притока газа (4.69).

Для плоскорадиального притока газа к скважинам, совершённым по степени и характеру вскрытия,

, (4.76) где

, (4.77)

а величины А₀ и В₀, так как в данном случае , будут исходя из (4.73)

.

С учётом (4.77) получим

. (4.78)

Для скважин, несовершенных по степени вскрытия,

(4.79)

, (4.80) тогда

(4.81)

и В₀ соответствует (4.78).

Для скважин, несовершенных по характеру вскрытия, исходя из решения, когда приток к перфорационному каналу моделируется притоком к половине тора, коэффициенты а и в уравнении (4.76) будут иметь вид

(4.82)

где N - общее число перфорационных отверстий; R_п - радиус тора, определённый по значению перфорационного канала,

.

Так как в уравнении (4.73) в случае притока к половине тора

,

то для N отверстий

;

.

Тогда с учётом (4.79), (4.80), (4.81) и (4.82) для случая равномерной перфорации по всей толщине пласта

;

. (4.83)

Для скважин, несовершенных по характеру и степени вскрытия, в уравнении (4.76) коэффициент

,

а коэффициент будет иметь вид согласно (4.80).

Тогда

,

а B₀ соответствует (4.83).

Методика расчёта технологического режима Ш = const следующая. Находим согласно (3.57) , зная Q_доб(t). Исходя из (3.75) и (4.76) для известных значений , методом итерации определяем Q(t) из

. (4.84)

При расчётах по формуле (4.84) для данных значений Q(t) сразу определяется p_з(t) по формуле (4.75). Зная p_з(t) и Q(t), по формуле (4.64) находим p_y(t) и по формуле (4.71) n(t).

Таким образом, приведённые выше формулы позволяют более точно устанавливать технологические режимы работы скважин, исходя из условий работы по закону Дарси и трёхчленному закону, более правильно учитывающие реальные условия фильтрации.

Такой подход позволил обосновать новый технологический режим энергосберегающего дебита Q_кр(t).

4.8.2 Определение показателей разработки газовых месторождений в условиях проявления водонапорного режима

Большая часть месторождений природного газа разрабатывается в условиях водонапорного режима.

Разработка газовых залежей в условиях водонапорного режима характеризуется защемлением газа водой в пористой среде, неравномерным продвижением воды по площади и разрезу и преждевременным обводнением добывающих скважин. Это вызывает осложнения при добыче газа и приводит к ухудшению технико-экономических показателей разработки. Особенности проявления водонапорного режима выражаются в защемлении газа водой за фронтом вытеснения, перемещении контура газоносности, интерференции газовых залежей, приуроченных к единой водонапорной системе, изменении фазовой проницаемости для воды в обводненной части пласта. Вытеснение газа водой приводит к микрозащемлению газа на уровне отдельных пор, а для неоднородных пористых к макрозащемлению на уровне крупных блоков пласта, приуроченных, как правило, к зонам пониженной проницаемости. Защемление газа водой приводит к снижению газоотдачи и обводнению скважин.

В общем случае газоотдача обводняющегося месторождения зависит от насыщенности микрозащемленного и макро-защемленного газа и размеров обводненной зоны.

Определение основных показателей разработки месторождений при упруговодонапорном режиме проводится обычно как для моделей квазиоднородного, так и неоднородного пластов [3,4].

При известном количестве поступившей в залежь пластовой воды q_в порядок расчёта основных показателей разработки однородных газовых залежей практически не отличается от порядка расчётов при газовом режиме залежи. Разница состоит только в том, что объём порового пространства залежи в этом случае будет уменьшаться и для расчётов следует применять соответствующие уравнения материального баланса.

Запись уравнения материального баланса для водонапорного режима газовой залежи имеет вид:

, (4.85)

где Щ(t) -- текущее значение порового пространства газовой залежи; -- коэффициент газонасыщенности в обводнённой зоне пласта (отношение защемленного при давлении и температуре Т_пл объёма газа к общему поровому объёму обводнённой зоны пласта); -- среднее текущее пластовое давление в обводнённой зоне пласта; -- коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых условиях;; -- добытое количество газа ко времени t, приведённое к атмосферному давлению и стандартной температуре (20 °С).

В общем виде дифференциальное уравнение истощения газовой залежи при водонапорном режиме выглядит следующим образом:

. (4.86)

Текущий газонасыщенный объём в залежи с проявлением водонапорного режима определяется уравнением

, (4.87)

где Q_в(t) -- суммарное количество воды, поступившей в залежь на рассматриваемый момент времени t. Использование уравнений (4.85) и (4.86) с учётом уравнения (4.87) приводит к необходимости определения и .

Для нахождения упрощённой формы уравнения материального баланса при проявлении водонапорного режима газовой залежи принимается

. (4.88)

Условие (4.88) означает,что газ в обводнённой зоне пласта защемляется при давлении, равном среднему давлению в залежи (т.е. несколько занижается истинное значение p_в(t)).

Упрощённая форма уравнения материального баланса для водонапорного режима газовой залежи с учётом формул (4.87), (4.88) имеет вид

. (4.89)

Дифференциальное уравнение истощения газовой залежи, полученное в результате дифференцирования (4.89), имеет вид

. (4.90)

Исторически решение задач разработки газовых залежей при упруговодонапорном режиме началось с создания теории укрупнённой скважины.

Методика расчёта поступления воды на основе укрупнённой скважины для однородного пласта

Ниже рассматривается методика расчёта поступления воды в залежи природного газа, базирующаяся на теории укрупнённой скважины Ван-Эвердингена и Хёрста при фильтрации согласно закону Дарси.

Методика расчёта базируется на теории упругого режима фильтрации. Залежь рассматривается как укрупнённая скважина с неизменённым во времени радиусом. Потери давления в обводнённой зоне пласта не учитываются, водоносный пласт принимается однородным по коллекторским свойствам и постоянным по толщине.

Если воронка депрессии, образовавшаяся в результате пуска залежи в эксплуатацию, за рассматриваемое время не достигает внешней границы, то водоносный пласт считается бесконечным по протяженности. В противном случае водоносный пласт ограничивается окружностью с радиусом R_к. Расчёты проводят по методу последовательных приближений.

Изменение во времени давления p(R_з) на стенке укрупнённой скважины определяется уравнением

, (4.91)

где R_з -- радиус укрупнённой скважины; р_н -- начальное пластовое давление в залежи; q_в = const -- постоянный во времени дебит пластовой воды в укрупнённую скважину; м_в -- коэффициент динамической вязкости воды; h -- толщина продуктивного пласта; k -- коэффициент проницаемости породы водоносного пласта; -- параметр Фурье;

-- коэффициент пьезопроводности водоносного пласта; -- табулированная функция параметра Фурье Fo; R_з -- радиус укрупнённой скважины.

В случае эксплуатации укрупнённой скважины с постоянным во времени противодавлением на водоносный пласт суммарное количество пластовой воды, поступившей в залежь к моменту времени t,

, (4.92)

где Q(Fo) -- табулированная функция параметра Фурье Fo.

В специальной литературе [3] приводятся таблицы функций и , составленные для бесконечного по протяжённости водоносного пласта.

Модель истощения неоднородной газовой залежи при водонапорном режиме

Модель является интегральным по всему объёму уравнением сохранения массы газа, замыкаемым соотношениями для интегральных перетоков воды и кинематики интегральных поверхностей раздела.

Схема залежи изображена на рис.40.

По мере падения давления в газовой залежи законтурная вода поступает в неё, образуя обводненную зону II, в которой содержится остаточный неподвижный газ, представляющий собой диспергированные целики, удерживаемые в порах капиллярными силами.

Остаточная газонасыщенность обводнённой зоны слагается из двух составляющих: микрозащемлённого газа, насыщенность которого S_г является константой, зависящей только от ёмкостных свойств пористой среды; и макрозащемлённого газа, насыщенность которого S вычисляется по приведённым выше формулам и зависит от свойств неоднородности среды и темпа вытеснения.

Форма зон не имеет значения, важен лишь их объём. Поверхности раздела зон можно считать плоскими или цилиндрическими, если учесть, что толщина пласта много меньше его горизонтальной протяжённости.

Расширением остаточного газа при снижении давления в первом приближении пренебрегаем.

Введём обозначения: с_г -- плотность газа; V_г -- газонасыщенный поровый объём; V_в -- объём вторгшейся воды; М -- масса добытого газа за время t; р -- давление газа в зоне I; -- давление в зоне II; -- радиус подвижной границы раздела "газ --вода", k_в -- проницаемость по воде; м_в -- вязкость воды; Н -- толщина пласта; -- пьезопроводность. Индексы: "0" -- начальное состояние; "г" -- газ; "в" -- вода.

Процесс истощения залежи описывается уравнением сохранения массы газа:

(4.93)

и сохранения массы воды (или объёма воды, т.е. вода -- несжимаемая фаза):

. (4.94)

Смысл этого уравнения в том, что изменение объёма воды в газонасыщенной части залежи (V_в) равно изменению газонасыщенного порового объёма.

Два уравнения содержат три искомые функции: p_г, V_г, V_в. Дополнительными являются два уравнения перетоков воды из зоны II в зону I:

(4.95)

и из зоны III в зону II:

. (4.96)

Соотношение (4.95) является формулой Дюпюи, описывающей квазистационарное радиальное течение воды. Слева в ней стоит объёмный расход воды.

Уравнение течения воды для зоны III может быть записано в виде формулы Дюпюи для конечной возмущённой подобласти, аналогичной (4.95), но с отношением иных радиусов под логарифмом: . Тогда из (4.96) следует, что:

.

Значение L много меньше в течение всего процесса разработки, поэтому можно разложить логарифм:

.

Для процессов распространения возмущений поля давления в пористой среде типичным является закон типа . Авторами работ [3,4,10] ранее было получено строгое соотношение , из которого сразу следует выражение (4.96) для Ф(t).

Дифференциальное уравнение истощения

Введём безразмерные переменные:

-- безразмерная плотность газа;

-- текущая газоотдача,

где М_г⁰ -- начальные запасы (масса) газа в пласте;

,

где -- время разработки залежи;

где

-- относительная фазовая проницаемость по воде при

-- газонасыщенность пор в начальный момент; -- остаточная насыщенность микро- и макроцеликов в зоне II:

Эту систему легко свести к одному уравнению относительно безразмерной плотности газа у(ф):

, (4.97)

где .

Из существования логарифма следует ограничение на

, (4.98)

что связано с моментом полного обводнения залежи. Тогда область существования решения уравнения (4.97) представляет собой заштрихованный треугольник (рис.41), ограниченный огибающей (4.98) (прямая 1), прямой 2 газового режима снизу и горизонталью.

Решение задачи (4.97) гладко касается огибающей в точке , где и обрывается. Точка различна для разных параметров задачи. Очевидно, это и есть абсолютная конечная газоотдача.

Конечная точка решения задачи истощения и конечное давление заранее неизвестны. Таким образом, задачи теории водонапорного режима относятся к классу задач с неизвестной границей. Это обстоятельство существенно при построении численного решения.

Для решения начальной задачи (3.97) асимптотическое разложение при

;

.

Уравнения, описывающие процесс обводнения пласта, существенно нелинейны и точных аналитических решений не имеют. Однако в двух предельных случаях, представляющих практический интерес, они допускают построение асимптотических решений по параметру, являющемуся мерой степени неравновесности процесса или степени водонапорности системы. Эти предельные состояния соответствуют слабо- и сильноводонапорным режимам работы пласта или двум состояниям равновесия системы.

Величина есть характерное время самопроизвольного растекания воды в газовую залежь после мгновенного изъятия из неё всего газа. Эта величина является константой для данной залежи (собственным числом). С другой стороны, время разработки зависит от темпа истощения, т.е. для данной залежи является переменной величиной. Поскольку самопроизвольное растекание воды стремится выровнять распределение масс в залежи, время можно назвать временем релаксации залежи к равновесному состоянию.

Тогда величина является критерием степени неравновесности системы, критерием темпа истощения, а также критерием интенсивности вторжения воды (степени водонапорности) и, как следствие, критерием режима работы пласта. При << система релаксирует очень медленно, темп истощения велик, вода вторгается медленно, режим пласта близок к газовому. Такой процесс называется замороженным. Поскольку релаксация практически не происходит, система находится вблизи равновесного состояния, но это равновесие метастабильное. При >> релаксация происходит очень быстро, темп истощения мал, процесс равновесен (устойчив), вода вторгается быстро, режим близок к жёстководонапорному. При релаксация растягивается на весь период разработки, это сильно неравновесный процесс, соответствующий водонапорному режиму нормальной интенсивности. Таким образом, оценка одного лишь параметра щ позволяет прогнозировать режим месторождения ещё до начала его разработки. Величину щ будем называть критерием водонапорности.

Большинство месторождений природного газа работает в условиях, близких к газовому режиму, т.е. выполняется принцип квазиравновесности в теории водонапорного режима: щ << 1. Однако это свойство не является универсальным. Известны примеры месторождений, работающих при достаточно интенсивном водонапорном режиме.

4.9 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.

1Система 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.

2Система 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.

3Одновременная 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 большинства 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 приведёт к тому, что нельзя будет допустить высокие депрессии, так как произойдёт 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 гидродинамические модели и 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 путём проведения соответствующих гидро-, газо- и термодинамических расчётов и анализа полученных результатов.

Условия движения газа и соответственно уравнения, его описывающие, различны в отдельных звеньях этой системы. В связи с этим газогидродинамические расчёты 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 учёта газа.

4.10 Компонентоотдача месторождений природных газов

Компонентоотдача газового, газоконденсатного или нефтяного месторождения характеризуется коэффициентом компонентоотдачи.

Коэффициентом объёмной компонентоотдачи называется отношение объёма, извлечённого из пласта компонента Q_д к его геологическим запасам Q_з,. Различают конечный (в конце периода эксплуатации) и текущий (в некоторый момент эксплуатации) коэффициенты компонентоотдачи. Часто эти коэффициенты выражаются в процентах:

, (4.99)

где Q₀ - оставшиеся запасы.

Коэффициенты газо -- и конденсатоотдачи выражаются следующим образом:

, . (4.101)

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 объёму 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 обводнённой 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 "защемлённый" газ обретает подвижность и выходит в газонасыщенную часть залежи, что может существенно увеличить её газоотдачу.

При разработке газовых 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 в газовую залежь, в связи с чем резко сокращается количество "защемлённого" 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 жидкостями глушения приводит к тому, что в большинстве случаев производительность скважин резко падает, а иногда, после ремонтных работ, их вообще не удается освоить.

4.11 Методы интенсификации добычи газа

Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счёт 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 следующие: гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т. д.; солянокислотная обработка и её варианты; гидропескоструйная перфорация и её сочетание с ГРП и солянокислотной обработкой.

Методы интенсификации не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших водоплавающие залежи с малой толщиной (2-5 м). Работы по интенсификации на газовых месторождениях, как правило, начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку. Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Мероприятия по вскрытию пласта и освоению скважин: бурение горизонтальных скважин; бурение скважин с кустовыми забоями; применение безглинистых растворов при вскрытии продуктивной толщи; вскрытие продуктивных горизонтов с продувкой забоя газом или воздухом; приобщение вышележащих продуктивных горизонтов без глушения скважины.

Способы усовершенствования техники эксплуатации скважин: раздельная эксплуатация двух объектов одной скважиной; эжекция низконапорного газа высоконапорным; применение плунжерного лифта для удаления с забоя воды; подача на забой поверхностно-активных веществ для очистки скважин от поступающей из пласта воды; усовершенствование конструкции подземного оборудования в коррозийных скважинах и установка в них разгрузочных якорей, пакеров, глубинных клапанов для ввода ингибиторов в фонтанные трубы, комбинирование труб разного диаметра и т. д.

Использование горизонтальных скважин

Недостатки вскрытия залежей наклонно - направленными скважинами (ННС).

В ряде случаев вскрытие пластов ННС приводит к получению низких дебитов, быстрому обводнению скважин, незначительному коэффициенту извлечения, а также к деформации и разрушению призабойной зоны при создании депрессии выше допустимой при попытке получить высокие дебиты.

Использование ННС малоэффективно при разработке месторождений с незначительной толщиной пласта, низкой проницаемостью, с наличием преимущественно вертикальных трещин, подошвенной воды, нефтяной оторочки, а также при освоении некоторых шельфовых месторождений.

Положительные факторы горизонтального бурения и его целесообразность: значительно повышается отбор; создаётся новая геометрия дренирования пласта; растёт производительность скважин при наличии вертикальных трещин; создаются условия эксплуатации, при которых повышается компонентоотдача пластов малой толщины; становится рентабельной разработка низкопродуктивных и практически истощённых пластов.

Кроме перечисленных выше причин следует отметить, что при наличии горизонтального ствола работы по интенсификации притока могут дать больший эффект, чем в вертикальных скважинах, так как по длине горизонтального ствола можно провести несколько операций по гидроразрыву, сделать их селективно или последовательно, начиная от конца горизонтального ствола. Для трещиноватых коллекторов ствол горизонтальной скважины может быть ориентирован с учётом главных направлений трещин.

Эксплуатация газовых залежей горизонтальными скважинами позволяет (за счёт значительного увеличения площади контакта ствола с породой) существенно снизить величины депрессии на пласт и получать экономически приемлемые дебиты в случае незначительной толщины пластов при наличии подошвенной воды. Целесообразно бурение горизонтальных скважин и при разработке ограниченных линзовидных пластов, а также при вскрытии несцементированных и склонных к разрушению пластов.

Кислотные обработки скважин применяются в следующих случаях:

Для обработки забоя и призабойной зоны пласта газовых скважин на месторождениях с карбонатными и терригенными коллекторами для увеличения их дебитов.

Для обработки стенки скважины вскрытого продуктивного пласта с целью удаления глинистой корки как в качестве самостоятельной, так и в качестве подготовительной операции перед осуществлением других процессов.

При наличии слабопроницаемых доломитов, плохо растворимых в холодной соляной кислоте, проводится обработка забоя и призабойной зоны термокислотным методом.

Солянокислотная обработка применяется, если пласт представлен карбонатными породами (известняками и доломитами) или песчаниками, сцементированными карбонатным цементом.

Глинокислотная обработка производится в терригенных (песчано-глинистых) коллекторах с низким содержанием карбонатных пород. Глинокислота представляет собой смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот. При глинокислотной обработке следует избегать длительного контакта кислоты с металлом труб.

Двухрастворная обработка. Если песчаники сцементированы карбонатами, то вначале надо провести солянокислотную обработку, а затем - глинокислотную. При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна.

Существует четыре способа проведения кислотных обработок: кислотная ванна, простая, массированная и направленная кислотная обработка, а также гидрокислотный разрыв пласта. Выбор вида обработки зависит от минерального состава и свойств пласта, цели и очерёдности проведения кислотной обработки.

Кислотная ванна проводится для очищения забоя от глинистой корки. Кислотная ванна может проводиться без давления и под давлением. При проведении работ без давления кислотный раствор закачивается в интервал вскрытого пласта и оставляется на время прохождения реакции, после которой скважина промывается. Если кислотная ванна производится в заполненной газом скважине, то требуемый объём раствора закачивается в насосно-компрессорные трубы, а затем устье скважины соединяют с затрубным пространством. По окончании работ скважина продувается на факел. Кислотная ванна под давлением проводится в скважинах, заполненных жидкостью. В этом случае технология аналогична технологии кислотной обработки.

Простая кислотная обработка производится для воздействия на пласт кислотой в радиусе зоны проникновения буровых растворов или их фильтрата. Сначала проводят кислотную ванну для удаления глинистой корки, после чего призабойную зону промывают. Далее закачивают в пласт запланированный объём кислоты. После выдержки требуемой продолжительности, для реакции кислоты с породой, скважину осваивают.

Массированная кислотная обработка отличается от простой тем, что объём кислотного раствора, закачиваемого в пласт, должен охватить воздействием зону пласта радиусом в десятки метров. Технология проведения этих работ аналогична технологии простой кислотной обработки.

Направленная кислотная обработка проводится в случае, когда из всей вскрытой толщины пласта необходимо обработать определённый интервал. Расчетное количество кислоты закачивается в пласт при закрытой задвижке затрубного пространства вязкой низкофильтрующейся жидкостью. Выдерживают время, необходимое для реакции кислоты с породой, а затем вязкую жидкость замещают промывочной и осваивают скважину. Направленную кислотную обработку можно проводить путём выделения интервала для обработки сдвоенными пакерами; путём установки песчаной пробки для изоляции интервала скважины, расположенного ниже интервала обработки; стимулирования поглощения кислотного раствора давлением, создаваемым струйными перфораторами.

Гидрокислотный разрыв пласта. Если при проведении кислотной и глинокислотной обработки не получена существенная интенсификация притока газа к скважине, то производят гидрокислотный разрыв пласта.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Его проводят в крепких малопроницаемых и плотных трещиноватых известняках и доломитах, трещиноватых гидроангидритовых толщах; крепких переслаивающихся песчано-глинистых или карбонатно-глинистых породах и т.д. Наиболее благоприятными объектами являются продуктивные пласты, находящиеся в начальной стадии разработки, характеризующиеся низкой проницаемостью, высоким пластовым давлением, близким по величине к начальному. Благоприятными объектами могут быть также и высокопроницаемые пласты, находящиеся в длительной разработке, но содержащие большие запасы газа. В случае эксплуатации залежи пластового типа ГРП можно проводить в любых скважинах, если залежь работает в газовом режиме. На залежах водоплавающего типа при выборе скважины для ГРП следует учитывать расстояние до ГВК.

ГРП не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами, некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них ГРП; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших водоплавающие залежи толщиной до 2-5 м. Если по залежи отмечается движение контакта газ-вода (газоводонапорный режим эксплуатации), то во всех скважинах крайнего ряда ГРП производить не рекомендуется.

Глава 5. Конструкция обсадных труб и колонн

В процессе бурения и эксплуатации скважин нефтяники сталкиваются с множеством негативных явлений. В первую очередь это обвалы стенок скважины. Ведь даже при сооружении колодцев для укрепления его стенок спускали деревянный сруб. Что же говорить о скважине глубиной не в десятки, а тысячи метров! Далее, всегда имеются проницаемые пласты, из которых в скважину поступают пластовые жидкости (вода, нефть), а также газ. Это иногда затрудняет процесс бурения и зачастую даже делает его невозможным. Всё зависит от соотношения пластового давления Р_пл и давления в скважине Р_с. Если Р_пл> Р_с, то пластовая жидкость, попадая в скважину, вызывает ухудшение качества бурового раствора, а нефть и газ могут вызвать тяжелейшую аварию - открытый фонтан. Если Р_пл< Р_с, то может возникнуть осложнение, называемое поглощением, когда буровой раствор уходит в пласт вплоть до полного прекращения циркуляции. Конечно, и в этом случае дальнейшее бурение невозможно. Бороться с подобными явлениями можно по-разному. Существуют различные технологические приёмы, которые уменьшают или полностью устраняют перечисленные осложнения, но они не всегда эффективны. Радикальный путь - это укрепление стенок скважины путём спуска колонны обсадных труб.

При эксплуатации скважины также возникает необходимость в обсадной колонне. Месторождения нефти и газа, как правило, бывают многопластовые. Для добычи полезного ископаемого следует изолировать рабочий объект от остальных. В противном случае в результате перетока пластовой жидкости (воды, нефти) и газа из одного пласта к другому или разных пластов к забою скважины получится неопределённая смесь, взаимное засорение и обводнение пластов, и тогда ни о какой грамотной эксплуатации скважины не может быть и речи. Разобщение пластов достигается путём спуска в скважину обсадной колонны с последующим её цементированием в заданном интервале.