Системы комплексной разработкии компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений

5. СИСТЕМЫ КОМПЛЕКСНОЙ РАЗРАБОТКИИ  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 (рис. 5.1).

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

 

Площади газоносности газовых  залежей в плане могут иметь  различную форму: удлиненного овала  с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.

Территории промыслов  различаются рельефом, грунтом, застройками  различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.

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 9рис.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 q_i – дебит i – ой скважины; aW_i – газонасыщенный объем дренирования i – ой скважины.

Таким образом, 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 уменьшение капитальных вложений в строительство 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 нарушение 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, 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 р_з0 -максимальный дебит скважин и соответствующее ему  забойное давление, при которых газонасыщенный коллектор на забое скважины не разрушается.

Величина Y определяется, исходя из результатов исследований скважин и опытной эксплуатации для принятого  дебита Q₀, при котором ещё не наблюдается осложнений при эксплуатации.

Для скважин, гидродинамически совершенных по степени и характеру  вскрытия пласта,

.                                                           (5.2)

Для скважин, гидродинамически несовершенных по степени и характеру вскрытия пласта,

,                                                             (5.3)

где F - площадь фильтрации на поверхности забоя скважины.

Для скважины с открытый забоем, вскрывшей  пласт на величину h_вс,

.

Для скважины, полностью  вскрывшей пласт, обсаженной эксплуатационной колонной и перфорированной,

.

Здесь n — число работающих перфорационных каналов; R₀ - радиус полусферической каверны в пористой среде у перфорированного канала. Этот радиус часто определяют исходя из условия равенства поверхностей полусферы и цилиндрического перфорационного канала или по данным исследования скважины