Вопрос № 10 Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений
В теории и практике различают три периода разработки месторождения по объемам добычи газа (для средних, крупных, уникальных по запасам месторождений):
1 период нарастающей добычи;
2 период постоянной добычи;
3 период падающей добычи.
В первом производится разбуривание месторождения скважинами, обустройство промысла и вывод его на постоянную мощность (постоянную добычу). На Медвежьем месторождении период длился 5 лет, на Уренгойском 8 лет (на средних по размерам и запасам 2 -3 года). В этот период из месторождения отбирается до 10-15% извлекаемых запасов.
Во втором отбираются основные запасы извлекаемого газа » 60-70%. Период продолжается до тех пор, пока дальнейшее разбуривание или наращивание мощности дожимных компрессорных станций (ДКС) становится нецелесообразным.
В третьем периоде число эксплуатационных скважин остается постоянным (или уменьшается в связи с их обводнением). Период падающей добычи газа продолжается до минимально рентабельного отбора. В данный период отбирается из месторождения еще 10-15% извлекаемых запасов.
Всем трем периодам присуще уменьшение во времени дебитов скважин, среднего пластового давления, забойных давлений скважин.
В зависимости от условий подачи газа в магистральный газопровод выделяется 2 периода эксплуатации месторождения:
-период бескомпрессорной эксплуатации;
-период компрессорной эксплуатации.
В первом случае давление в скважинах, шлейфах, сепараторах, абсорберах, адсорберах выше, чем в голове газопровода и газ подается в магистральный газопровод без дополнительного компримирования.
|
|
|
Во втором случае для транспорта газа необходимы промысловые дожимные компрессорные станции (ПДКС).
До недавнего времени считалось, что при проектировании разработки газовых месторождений коэффициент газоотдачи следует принимать равным или близким к единице и что он зависит в основном
Рис. 15. Показатели разработки месторождения.
n - число добывающих скважин; Q - годовая добыча газа;
q - среднесуточный дебит газа; Р - пластовое давление.
От величины конечного пластового давления (давления забрасывания) обычно составляет Рзабр. = 1.0-0.5 МПа. Но на газоотдачу кроме Рзабр. влияют многие факторы, основные из которых следующие:
- обводнение фонда эксплуатационных скважин и снижение темпов
отбора, что снижает эффективность водонапорной системы;
- неоднородность пласта по коллекторским свойствам. Образуются
"целики", недренируемые системой разработки, и не участвующие в добыче;
-неравномерность дренирования отложений по площади и особенно
по мощности. Не всегда обеспечивается равномерный подъем ГВК.
|
|
|
Данные факторы обусловили фактическую газоотдачу месторождений в пределах 0,8 - 0,9. В связи с этим возникает проблема низконапорного газа (особенно для месторождений Западной Сибири). 10% запасов газа Медвежьего месторождения составляют 210 миллиардов м3, для Уренгойского месторождения 10% от запасов превышает 500 миллиардов м3.
Пути решения проблемы: снизить достигаемое значение давления забрасывания до минимального ( Рзаб= 0,1 МПа), а низконапорный газ использовать для местных нужд, комплекса химической переработки, тепловых электростанций (наиболее предпочтительно последнее).
Вопрос №11 Газо - и конденсатоотдача при разработке месторождений.
Потери конденсата при газовом режиме разработки увеличиваются с ростом его начального содержания (более 100 см3/м3) и плотности. При прочих равных условиях коэффициент конденсатоотдачиКк возрастает при увеличении различия между начальным пластовым давлением и давлением начала конденсации, а также при повышенных температурах в пластах. Однако и в наиболее благоприятных условиях в большинстве случаев Кк £60 %.
Проявление естественного упруговодонапорного режима при избирательном обводнении приводит к увеличению потерь конденсата.
|
|
|
Эксплуатация газоконденсатных месторождений в режиме истощения обусловливает и другие недостатки.
1) Коэффициент газоотдачи при эксплуатации месторождений в режиме истощения существенно зависит от геологических особенностей месторождений, и прежде всего от активности контурных вод, а также от экономико-географических факторов. Опыт эксплуатации газовых месторождений в США показывает, что средний коэффициент газоотдачи Кг при газовом режиме разработки равен 0,85. Следует отметить, что эти данные получены для мелких месторождений, расположенных вблизи потребителя, и поэтому они близки к предельным. Из факторов, влияющих на Кг , особенно следует отметить удаленность месторождения от потребителя, что обусловливает давление забрасывания.
В условиях проявления водонапорного режима коэффициент газоотдачи обычно понижается: есть данные, что минимальные значения его в гранулярных пластах могут составить около 0,45. В СССР имеется -ряд месторождений с активной водонапорной системой, в которых конечные значения Кг находятся на уровне 0,5 (месторождения Краснодарского края, Волгоградской области) или близки к нему. Вместе с тем есть месторождения, на которых при проявлении упруговодонапорного режима, судя по литературным данным, получены или планируются значения Кг на уровне 0,8 и выше. В пластах с вторичной пористостью, и прежде всего в трещиноватых, Кг в среднем ниже.
|
|
|
Однако приводимые в литературе высокие значения коэффициентов газоотдачи при проявлении водонапорного режима часто обусловлены тем, что расчет Кг проводят по отношению к промышленным запасам газа, рассчитанным объемным методом. Последние же, как показал специальный анализ 122 залежей, для которых запасы были с высокой надежностью определены по падению давления, систематически занижены примерно па 15 % по отношению к фактическим и характеризуются случайной погрешностью на уровне 30 %.
Анализ разработки газовых месторождений, эксплуатирующихся в условиях активного естественного упруговодонапорного режима, показывает, что основная причина снижения газоотдачи — нерегулируемое избирательное обводнение.
Разработка месторождений в режиме истощения обусловливает необходимость уменьшения темпа отбора газа при извлечении примерно 50 % начальных запасов. Длительность периода постоянной добычи и коэффициент газоотдачи определяются начальным пластовым давлением, продуктивностью скважин, запасами, темпом отбора газа, а также активностью водонапорной системы. В среднем на конец периода постоянной добычи коэффициент извлечения газа практически при газовом режиме не превышает 60 % геологических запасов газа. Если учесть, что в период нарастающей добычи извлекается примерно 10 % начальных запасов газа и более, то в период постоянной добычи газа даже при газовом режиме извлекается не более 50 % начальных запасов газа.
При проявлении активного водонапорного режима с нерегулируемым избирательным обводнением объем добычи при постоянном темпе отбора сокращается. Так, на Ленинградском месторождении в период постоянной добычи было извлечено примерно 40 % начальных запасов газа.
При проявлении естественного водонапорного режима практически невозможен долгосрочный прогноз эксплуатационных показателей, что особенно недопустимо при эксплуатации крупных газоконденсатных месторождений. Так, например, по Ленинградскому месторождению, согласно проекту разработки, предполагалось сохранить до 1973 г. годовую добычу газа на уровне не менее 3%, а фактическая добыча в 1972 г. была менее 1 % начальных запасов газа, а в 1973 г.—менее 0,5%, т. е. соответственно в 3 и 6 раз ниже проектной. Следует отметить, что столь существенное расхождение обусловлено трудностями прогноза, а не случайными ошибками в проекте, который полностью соответствовал уровню развития теории эксплуатации газовых залежей на период его составления.
Таким образом, при проектировании системы разработки газовых и газоконденсатных месторождений на режиме истощения практически можно планировать режим постоянной добычи не более чем на Кг=50 % геологических запасов газа. Для уникальных и одиночных месторождений это обусловливает необходимость ориентироваться при технико-экономических расчетах на оценку максимальной годовой добычи и в период постоянной добычи практически также лишь 50 % от геологических запасов газа, поскольку недозагрузка магистральных газопроводов большой протяженности в проектный срок их эксплуатации приведет к резкому повышению приведенных затрат на газ, добываемый из таких месторождений. В связи с этим, с одной стороны, возникает проблема доразработки месторождений на режиме падающей добычи, которая будет особенно существенной для наиболее удаленных и крупных месторождений, с другой стороны, создаются объективные предпосылки к длительной консервации газа и установлению годовых отборов на уровне, не превышающем 3 % начальных. Такие отборы не всегда оптимальны и для получения высокого коэффициента газоотдачи.
Падение пластового давления в залежах в большинстве случаев вызывает снижение продуктивности скважин при рабочих депрессиях. Это приводит к необходимости вести большой объем дополнительного эксплуатационного бурения, что весьма сложно в труднодоступных районах. Опережающее эксплуатационное бурение не всегда оправдано в случае проявления активного водонапорного режима и при малой изученности эксплуатационных объектов, так как может привести к заложению скважин в зонах, отбор из которых будет затруднен при избирательном обводнении залежи. Одним из факторов, обусловливающих уменьшение продуктивности скважин, является уменьшение проницаемости пластов с падением давления, что наиболее существенно для пластов, проницаемость которых низка при начальном давлении. В пластах с глинистым цементом проницаемость может уменьшаться в 10 раз и более.
К важным факторам, обусловливающим снижение газоотдачи при разработке газовых месторождений на любом режиме, относится нелинейность фильтрации газа при малых градиентах давления, которая в предельном случае эквивалентна наличию начального градиента давления t0. Иначе говоря, фильтрация происходит таким образом, что при градиентах давления, меньших по абсолютной величине, чем t0 , движение практически отсутствует. Наличие начального градиента при фильтрации газа приводит к снижению как газо- и конденсатоотдачи, так и дебитов скважин вследствие образования застойных зон, иногда очень обширных, где газ неподвижен из-за недостаточного градиента давления. Влияние начального градиента в ходе разработки газовых и газоконденсатных месторождений осложняется тем, что начальный градиент в значительной степени зависит от водонасыщенности и эффективного давления, т. е. от разности между горным и внутрипоровым давлением. С ростом водонасыщенности начальный градиент давления при фильтрации газа через глинизированную породу значительно возрастает. Он отличен от нуля только при водонасыщенности больше некоторой предельной и увеличивается с ростом эффективного давления. Отмеченные зависимости необходимо учитывать при оценке влияния режима разработки на газоотдачу в связи с нелинейностью закона фильтрации и начальным градиентом. Разработка месторождений в режиме истощения происходит при больших градиентах, чем в случае внутриконтурного заводнения, в связи с чем часть застойных зон по мере снижения пластового давления и роста градиента начинает дренироваться. Однако, с другой стороны, при снижении пластового давления возрастает эффективное давление, действующее на пласт, что, как уже отмечалось, приводит к росту начального градиента в малопроницаемых прослоях. Рост начального градиента для газа в ходе разработки может привести к тому, что малопроницаемые прослои превратятся в непроницаемые и будет отрезана и перестанет дренироваться часть коллектора.
Наконец, при нерегулируемом или плохо регулируемом обводнении часть малопроницаемых прослоев может преждевременно обводниться и в них возникнет начальный градиент для газа. Такая опасность существует как при естественном, так и при искусственном обводнении и указывает на необходимость тщательного изучения разреза для контроля за разработкой.
Проявление естественного водонапорного режима при избирательном обводнении на фоне указанных явлений приводит к еще большему снижению коэффициента газоотдачи в результате образования недренируемых целиков газа по площади залежи, специальное разбуривание которых в большинстве случаев малоэффективно, так как вновь пробуренные скважины быстро обводняются.
Все это вызывает необходимость повышения эффективности системы эксплуатации газовых и особенно газоконденсатных месторождений.
В мировой практике при эксплуатации газоконденсатных месторождений с содержанием конденсата более 25 см3/м3 наряду с эксплуатацией их на режиме истощения применяется сайклинг-процесс, позволяющий существенно повысить коэффициент конденсатоотдачи. Сайклинг-процесс широко применяется на месторождениях с содержанием конденсата более 100 см3/м3 и при запасах газа от 10 млрд. м3 и более при близости начального пластового давления и давления начала конденсации. Недостатки применения сайклинг-процесса широко известны, из них к основным относятся следующие:
- большие капитальные вложения и необходимость создания специального оборудования при эксплуатации месторождений с высокими пластовыми давлениями; большие эксплуатационные затраты;
- понижение надежности промыслового оборудования (скважинного и наземного) в связи с увеличением срока эксплуатации, особенно при наличии агрессивных компонентов в добываемой продукции.
Однако принципиально поддержание пластового давления при эксплуатации газовых и газоконденсатных залежей весьма целесообразно. Наиболее пригодный метод поддержания пластового давления—закачка воды. Идея задачки воды в газовые и газоконденсатные залежи многократно обсуждалась, но не была реализована на практике, так как по результатам ранее выполненных лабораторных и промысловых исследований считалось, что вытеснение газа водой сопровождается интенсивным защемлением газа. Полагали, что коэффициент извлечения газа не превышает 50%, т. е. примерно соответствует реально достигаемым значениям нефтеотдачи залежей, разрабатываемых при искусственном водонапорном режиме. При этом не учитывался ряд принципиально важных факторов, различающих механизмы вытеснения водой нефти и газа. Газ благодаря относительно малой вязкости в меньшей мере подвержен блокированию водой как в масштабе пор, так и макронеоднородностей пласта. В результате коэффициенты вытеснения и охвата при регулируемом заводнении должны быть значительно выше, чем для нефтяных залежей. Большая подвижность газа упрощает и проблему регулирования продвижения воды. Известно также, что при проявлении начального градиента фильтрации для воды даже в нефтяных пластах коэффициент отдачи возрастает. Это обстоятельство благоприятствует возможности контроля за распределением закачиваемой поды, которую можно селективно направлять в зоны газового пласта, заранее выбранные для заводнения.
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 1588; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!