СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ РАЗРАБОТКИ И
КОМПОНЕНТООТДАЧА ГАЗОВЫХ И
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
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.
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:
1) равномерное по квадратной или треугольной сетке (рис.5.2),
2) батарейное (рис. 5.3);
3) линейное по “цепочке” (рис. 5.4);
4) в сводовой части залежи (рис. 5.5);
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; aWi – 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.
Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 654; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!