Геолого-промысловое обоснование систем разработки газовых, газо-конденсатных и газо-конденсатно-нефтяных месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Особенности разработки газовых залежей

Условия разработки газовых залежей существенно отличаются от условий разработки нефтяных главным образом из-за больших различий в свойствах газа и нефти. Газ ввиду весьма малой вязкости намного подвижнее нефти, и поэтому извлечение его из недр может быть более легким. Газовые залежи разрабатывают без воздействия на пласт. Это делает процесс управления извлечением газа менее сложным.

Сетки скважин для разработки газовых залежей более редкие, чем для разработки нефтяных залежей. Тем не менее геологическая неоднородность реальных газовых пластов, необходимость эксплуатации скважин с противодавлением (а также ограниченная пропускная способность скважин) вызывают необходимость бурения многих скважин для достижения проектных уровней добычи газа и высокой газоотдачи. Обычно при применяемых (фонтанных) способах эксплуатации вторжение воды в залежь осложняет условия разработки газовых залежей более, чем нефтяных.

Проектирование разработки газовых месторождений также осуществляется на основе геологопромыслового изучения залежей, газодинамических и технико-экономических расчетов. Рациональная разработка месторождения заключается в получении заданной планом добычи газа при оптимальных технико-экономических показателях, т.е. в обеспечении наиболее полного извлечения запасов газа при минимальных затратах на 1 м3 добытого газа. скважина газовый залеж

При проектировании разработки газовых месторождений следует прежде всего установить режим залежи. В настоящее время выделяют три режима: газовый, газо-упруго-водонапорный, газоводонапорный.

При выделении эксплуатационных объектов на газовых многопластовых месторождениях учитываются в основном те же факторы, что и на нефтяных. Однако при этом принимаются во внимание дополнительно следующие геологопромысловые факторы: газонасыщенная мощность пластов, ГВК, плотность и упругость газа, величина взаимовлияния пластов при их совместной эксплуатации. На основании газодинамических и технико-экономических расчетов, критерия народнохозяйственной эффективности устанавливается вариант оптимального совмещения газовых пластов в один эксплуатационный объект. Определяется количество объектов эксплуатации в пределах всего месторождения.

В пределах каждого эксплуатационного объекта (залежи) обосновывается система размещения добывающих скважин, которая в первую очередь зависит от режима залежи, а также от ее геологопромысловых особенностей. При газовом режиме давление газа распределено равномерно, поэтому с точки зрения газодинамики оптимальным является равномерное размещение добывающих скважин. В свою очередь равномерная сетка скважин определяется прежде всего равномерными объемами дренажа продуктивного пласта, приходящимися на добывающие скважины.

Расстояния между скважинами при этом должны выбираться пропорционально параметру mh (где m - пористость, h -эффективная толщина пласта). Равномерное размещение добывающих скважин по площади удовлетворяет этому условию для пластовых сводовых залежей с однородными продуктивными пластами. Для массивных залежей mh изменяется за счет увеличения эффективных газонасыщенных толщин от контура газоносности к своду залежи, что позволяет сгущать сетку добывающих скважин в своде структуры.

При газо-упруго-водонапорном режиме на распределение давлений в пределах залежи оказывает влияние упругость газа и воды. В пределах залежи с таким режимом П.Т.Шмыгля с целью рациональной разработки выделяет три зоны:

1) дренирования;

2) регулирования;

3) контроля.

Размеры и границы зон обусловливаются типом залежи и величинами удельных запасов, приходящихся на единицу площади в пределах каждой зоны.

Зона дренирования должна включать большую часть объема залежи. В ее пределах размещается новый фонд добывающих скважин. Зона регулирования расположена между зонами дренирования и контроля, в ней также размещаются добывающие скважины из фонда резервных. Зона контроля выделена в приконтурной части залежи, в ее пределах размещаются наблюдательные скважины, с помощью которых осуществляется контроль за пластовым давлением, продвижением пластовых вод, уточняются геологическое строение и геологопромысловые параметры.

Для газовых месторождений характерны три последовательно сменяющихся периода эксплуатации:

1) нарастающей;

2) постоянной;

3) снижающейся добычи газа.

Первому периоду нарастающей добычи газа соответствуют форсированный ввод в эксплуатацию скважин и промыслового оборудования, а также прогрессирующий рост добычи газа до уровня постоянного годового отбора. Продолжительность периода и темпы роста годового отбора газа зависят от величины начальных промышленных запасов газа на месторождении, величины запланированного постоянного годового отбора газа, числа добывающих скважин, объема капитальных вложений. Период нарастающей добычи следует сделать по возможности более коротким, поэтому разработка месторождения в этот период должна осуществляться в основном за счет ввода скважин по наиболее продуктивным и мощным эксплуатационным объектам.

Период постоянной добычи характеризуется устойчивым годовым отбором газа. Это период наиболее эффективной разработки месторождения. Для него характерны наиболее высокие технологические и технико-экономические показатели разработки. Период постоянной добычи газа желательно делать более продолжительным, например, для крупных месторождений он должен составлять 10-15 лет, а суммарная добыча к концу этого периода должна достигнуть 55-56 % от начальных запасов.

Третий период - период снижающейся добычи - характеризуется уменьшением дебитов от постоянного до такого минимального, при котором эксплуатация становится экономически нерентабельной. Этот период более длительный, чем период постоянной добычи. Для него характерны снижение производительности режима работы всего газопромыслового хозяйства и уменьшение количества газа, которое подается потребителю.

При составлении проекта разработки средних, крупных и уникальных месторождений годовой отбор газа определяется в количестве 5-7 % от начальных извлекаемых запасов. Годовой отбор газа по мелким месторождениям может быть запланирован и более 7-8 % при условии наличия в районе новых газовых месторождений, которые могут обеспечить нужды потребителя.

Газовые залежи при режиме расширяющегося газа эксплуатируют до тех пор, пока пластовое давление в них не снизится до величины, равной атмосферному давлению - на устье плюс вес столба газа в стволе скважины, т.е. до полного прекращения фонтанирования скважин. При газо-водонапорном режиме эксплуатация добывающих скважин прекращается в результате их предельного обводнения.

При наличии крупных по размерам нефтяных оторочек условия разработки газовой залежи еще более усложняются, поскольку возникает трудная проблема эффективного и своевременного извлечения и газа, и нефти. Как показал опыт длительной эксплуатации отечественных крупных залежей газа, здесь так же, как и для нефтяных залежей, имеют место далеко не полный охват разработкой отдельных интервалов продуктивного разреза и частей площади, неравномерное распределение пластового давления в объеме залежи, опережающие прорывы пластовой воды по разрезу и площади из-за высокой геологической неоднородности эксплуатационных объектов.

Условия разработки газовых залежей определяются, таким образом, рядом геологических факторов. Среди них наиболее важные:

а) естественный режим работы;

б) геолого-физическая неоднородность продуктивных пластов;

в) наличие или отсутствие нефтяной оторочки, ее относительные размеры;

г) продуктивность скважин;

д) тип залежи. На разработку газовых залежей (темпы добычи) оказывают большое влияние особенности транспортировки газа (у нас в стране только по газопроводам), хранения (подземные газохранилища), сезонное его потребление.

2. Особенности разработки газоконденсатных залежей

Газоконденсатными следует называть такие месторождения (залежи), в которых в газе при высоких давлениях растворяются жидкие углеводороды, которые при снижении давления переходят в жидкую фазу, называемую газоконденсатом. Количество конденсата определяют путем отбора и анализа глубинных проб газа.

Геологопромысловое изучение газоконденсатных месторождений проводится по такой же схеме, как и для газовых месторождений. Однако значительное внимание при этом уделяется физико-химическим свойствам газовой смеси и определению величины давления, при котором начинает выпадать конденсат.

Газоконденсатные залежи разрабатывают с таким расчетом, чтобы пластовое давление в них не снижалось ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. В связи с этим разработку проводят с поддержанием пластового давления путем обратной закачки в пласт Газа, освобожденного в конденсатной установке от конденсата. При такой технологии отдача пласта достигает 80-90 %.

В зависимости от содержания стабильного конденсата газоконденсатные месторождения делятся на четыре группы:

1) с малым содержанием конденсата, 60-100 см3 /см3 ;

2) со средним, 100-200 см3/см3;

3) с повышенным, 200-400 см3/см3;

4) с высоким, > 400 см3/см3.

Для газоконденсатных месторождений с незначительным содержанием конденсата и эксплуатируемых без поддержания пластового давления так же, как и для газовых месторождений, выделяются три периода эксплуатации:

1) нарастающей добычи газа и конденсата;

2) постоянной добычи газа и конденсата;

3) снижающейся добычи газа и конденсата.

Геологопромысловые особенности разработки газоконденсатных залежей, отличающие ее от разработки нефтяных и газовых, заключаются в особенностях поведения углеводородной смеси в процессе разработки. При отборе газа из газоконденсатной залежи по мере падения пластового давления углеводородная смесь может переходить в насыщенное состояние, а затем конденсироваться, что приводит к потере конденсата в пласте. Основные факторы, характеризующие геологические условия разработки газоконденсатных залежей:

а) режим работы;

б) содержание конденсата;

в) литолого-физическая неоднородность объектов эксплуатации;

г) тип залежи.

Газоконденсатные залежи в основном приурочены к относительно большим глубинам (1500-2000 м), характеризующимся высокими пластовыми давлением и температурой. Пластовые флюиды находятся здесь в однофазном состоянии и обладают специфическими свойствами. Любое значительное изменение пластового давления и температуры при отборе газа вызывает нарушение фазового (равновесного) состояния.

Отечественные газоконденсатные залежи разрабатываются до настоящего времени без воздействия на пласт (т.е. как газовые).

В США газоконденсатные залежи разрабатываются с воздействием на пласт с помощью закачки в него добываемого газа.

Обратная закачка газа, или так называемый сайклинг-процесс, - это до настоящего времени основной метод воздействия на пласт, нашедший промышленное применение при разработке газоконденсатных залежей.

3. Учет геолого-промысловых данных при разработке газовых и газоконденсатных залежей

Для чисто газовых и газоконденсатных залежей с незначительным содержанием конденсата, эксплуатируемых без поддержания пластового давления, характерны три последовательно сменяющихся периода эксплуатации нарастающей, постоянной и снижающейся добычи газа.

Период нарастающей добычи газа характеризуется форсированным вводом в эксплуатацию скважин и промыслового оборудования, резким ростом добычи газа (конденсата) до уровня проектного, постоянного годового отбора. Продолжительность периода нарастающей добычи и темпы роста годового отбора зависят от величины начальных извлекаемых запасов газа, геологопромысловой характеристики объектов, проектных уровней постоянного годового отбора газа, числа добывающих скважин, темпов промыслового обустройства, капитальных вложений, а также характеристики основных потребителей газа и условий его транспортировки и хранения.

Период постоянной добычи характеризуется стабилизированными темпами отбора газа. В течение этого периода возможны и допустимы изменения средних суточных или месячных отборов за счет суточных или сезонных изменений в потреблении газа. Для этого периода характерны устойчивое и планомерное снабжение газом потребителей, а также стабильная и наиболее эффективная работа газопромыслового хозяйства и самые высокие технологические и технико-экономические показатели. Поэтому целесообразно период постоянной добычи проектировать возможно более продолжительным. Для крупных и крупнейших месторождений он должен длиться не менее 10-15 лет, а суммарная добыча к концу этого периода разработки должна достигнуть более 50 % начальных запасов. Малый период постоянной добычи (менее 10 лет) с последующей быстро снижающейся добычей газа для средних и крупных месторождений целесообразно допускать при наличии других близко расположенных газовых месторождений, которые могут обеспечить достаточно продолжительное газоснабжение сооружаемой системы газопроводов и промысловых компрессорных станций. Отборы газа из мелких месторождений, обеспечивающих нужды местных потребителей, устанавливаются в течение всего срока эксплуатации месторождения в зависимости от нужд этих потребителей.

В период падения добычи годовой отбор газа снижается от постоянного до минимального, при котором дальнейшая эксплуатация месторождения становится экономически нерентабельной. Этот период более продолжителен, чем период постоянной добычи газа.

Разработка газоконденсатной залежи может осуществляться с поддержанием пластового давления и без него. В каждом конкретном случае исходят из геолого-промысловой характеристики объекта (начальные запасы газа и содержание конденсата, давление, температура и др.) и технико-экономических показателей. Однофазную ненасыщенную углеводородную залежь, как правило, разрабатывают без воздействия на пласт (без поддержания пластового давления) как обычную газовую. Разработка залежей других видов требует поддержания пластового давления, для чего в пласт закачивают обычно сухой газ.

Закачка воды может быть эффективна как вторичный метод для вытеснения конденсата, остающегося в пласте после извлечения основных запасов газа.

Целесообразность обратной закачки газа следует оценивать в зависимости от величины содержания конденсата в газе, потребности газа для района или отрасли в целом, схемы обработки добываемого газа и расходов на нагнетание рабочего агента.

В технологическую основу проекта разработки газоконденсатной залежи с воздействием на пласт должны быть положены гидродинамические, термодинамические и технико-экономические расчеты. Исходя из них, следует определить по каждому конкретному объекту годовые отборы газа и конденсата, продолжительность периода стабильной добычи газа и конденсата (до прорыва нагнетаемого агента в добывающие скважины), продолжительность всего периода разработки месторождения и коэффициент извлечения конденсата из пласта. Эти расчеты следует производить с учетом геологопромысловой характеристики объекта и технологических особенностей метода воздействия на пласт.

Годовые отборы газа, продолжительность периодов постоянной и снижающейся добычи и общий срок разработки залежи после извлечения конденсата могут устанавливаться так же, как для обычных газовых залежей.

При определении начальных и текущих дебитов газа (газоконденсата) исходят из условий обеспечения проектного уровня отбора по месторождению минимальным количеством скважин. Начальные дебиты скважин, следовательно, необходимо принимать максимально близкими по величине к свободным дебитам (когда нет противодавления на забой скважины). Но при этом надо учитывать факторы, которые могут ограничить величину максимально допустимых дебитов. К этим факторам прежде всего следует отнести:

а) разрушение призабойной зоны скважины, образование песчаных пробок, вынос частиц породы и разрушение оборудования, возникновение нерегулируемого фонтана и кратера;

б) подтягивание конусов подошвенных или языков краевых вод, послойное обводнение, закупорку, коррозию труб и оборудования скважин; в) вынос в призабойную зону пыли, ила, кристаллов соли и закупорку зоны;

г) переохлаждение газа и возникновение в связи с этим термических напряжений в оборудовании, обмерзание его, гидратообразование;

д) сильное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны внешним давлением;

е) вибрацию оборудования, вызываемую большой турбулентностью потока газа;

ж) потери пластовой энергии, расходуемой на турбулентное движение газа;

з) неудовлетворительное состояние скважины.

К числу причин, снижающих дебит, относится также малая пропускная способность призабойной зоны скважины и газосборной сети.

Текущие дебиты скважин определяют путем газодинамических расчетов, при которых учитывают темпы падения пластового давления и обводнения залежи.

Основными геолого-геофизическими факторами, определяющими выбор систем размещения проектных добывающих скважин, являются: тип залежи (массивная или пластовая); режим работы; форма залежи и соотношение между площадями частей залежи во внешнем и внутреннем контурах газоносности; особенности геологического строения продуктивных пластов; их литолого-коллекторские свойства; геологическая неоднородность.

На месторождениях с пластовыми залежами добывающие скважины располагают во внутреннем контуре залежей с тем, чтобы максимально увеличить период безводной эксплуатации. Если площадь газовой зоны залежи сравнима с общей площадью газоносности, добывающие скважины размещают и в газоводяной зоне залежи.

В зависимости от коллекторских свойств и эксплуатационной характеристики продуктивного горизонта для сводовых чисто газовых зон пластовых залежей применяют групповое, батарейное или равномерное расположение скважин.

Если пластовая газовая залежь характеризуется высокими коллекторскими свойствами и относительной геологической однородностью продуктивного пласта, эффективным режимом, то в чисто газовой зоне залежи (или в наиболее продуктивной ее части) можно осуществить разбуривание по групповой или батарейной схеме. При значительной геологической неоднородности продуктивного пласта (объекта) скважины целесообразно размещать равномерно по площади.

Равномерная сетка скважин применяется также для обширных газоводяных зон пластовых залежей и массивных газоводяных залежей, особенно если продуктивные интервалы неоднородны по своей литолого-коллекторской характеристике.

При выборе плотности размещения скважин надо ориентироваться на геолого-промысловую характеристику продуктивных пластов (объектов), режим залежи, норму отбора газа из скважины.

4. Технологическая схема разработки газоконденсатных залежей с нефтяной оторочкой

Промышленное освоение нефтяных оторочек, запасы которых в основном сосредоточены в подгазовой части,- наиболее трудная задача современной теории и практики разработки нефтегазовых залежей. Еще больше она осложняется, когда запасы нефти имеют подчиненное значение по отношению к газу. В таких условиях, как правило, осуществляется опережающая выработка газовой части залежи, а разработка нефтяной откладывается на неопределенные сроки.

Для газовых и газоконденсатных залежей с самостоятельно разрабатываемой нефтяной оторочкой начальные и текущие дебиты газа (газоконденсата) следует рассчитывать с учетом положения фильтра скважины относительно ГНК (чтобы не допустить прорыва нефти в газовую часть залежи).

Для газовой (газоконденсатной) залежи, имеющей нефтяную оторочку промышленного значения (разрабатываемую с поддержанием пластового давления или без него), систему размещения добывающих и нагнетательных скважин и очередность их разбуривания следует выбирать, ориентируясь на условия и систему разработки нефтяной оторочки.

Размещено на Allbest.ru