Лекция 3.  ПРИНЦИПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ.

 

3.1 Основные понятия о рациональной разработке газовых месторождений

Под разработкой газового месторождения понимается управление процессом движения газа и конденсата в пласте к забоям добывающих скважин при помощи определенной системы разработки.

Системой разработки газовой залежи называют комплекс технических мероприятий по управлению движения газа, конденсата и воды в пласте. Основное требование к системе разработки - обеспечение минимума затрат  на добычу  максимального объема газа и конденсата  при заданной степени надежности и соблюдении природоохранных мероприятий. Рациональная разработка - это комплексная система, при которой обеспечивается заданный уровень добычи газа и конденсата с наибольшей эффективностью при  соблюдении охраны недр и окружающей среды.

Специфика разработки газовых месторождений заключается в том, что газ добывается фонтанным способом. Сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребителя полностью герметична  и представляет собой единое целое. В начальный период разработки устьевые давления скважин достаточно высоки и газ под собственным давлением поступает в магистральный газопровод.

Проект разработки является основным проектным документом, по которому осуществляется разработка месторождения.

Исходные данные для составления проекта разработки:

-         геологическая характеристика месторождения (литология, стратиграфия, тектоника)

-         характеристика продуктивных горизонтов (параметры пласта, мощность, протяженность, запасы);

-         положение ГВК;

-         физико - химическая характеристика газа, конденсата и пластовой воды.

На стадии разведки невозможно получить полную информацию. В связи с этим, а также, учитывая высокую стоимость разведки газовых месторождений разработку начинают до получения всей информации и составления проекта разработки.  ОПЭ - опытно-промышленная эксплуатация - в этот период ведут строительные и опытные работы, бурят скважины, наращивают темпы добычи, уточняют запасы, определяют режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи, получают данные для составления проекта промышленной разработки.

Этапы разработки газовых месторождений

В теории и практике разработки месторождений природного газа различают:

I - период нарастающей добычи;

II - период посто­янной добычи;

III - период падающей добычи.

Эти периоды харак­терны в основном для средних, крупных и уникальных по запасам месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения.

 

Рисунок 3.1 -  Примеры зависимостей из­менения во времени годовых отборов газа из месторождений

 

 

 

 Не­большие по запасам месторождения часто сразу разрабатываются с периода постоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжи­тельности. При разработке таких месторождений основным может оказаться период падающей добычи газа (линия 1 на рис. 3.1). Встречаются случаи, когда месторождению присущ только период падающей добычи (линия 3) или имеют место периоды нарастающей и падающей добычи (линия 2). Пе­риод постоянной добычи продолжается до суммарного отбора из месторождения около 60 - 70% запасов газа и более (с начала разра­ботки). Для периода падающей добычи газа характерно практически неизменное (или уменьшающееся в связи с обводнением) число добы­вающих скважин. Этот период продолжается до достижения минимального рентабельного отбора из месторождения.

При отборе газа из газовой (газоконденсатной) залежи давление в процессе разработки непрерывно уменьшается. Со временем собственного давления становится недостаточно для подачи газа потребителю с заданным расходом. На­чинается период компрессорной эксплуатации газовой залежи с помощью промысловых дожимных компрессорных станций (ДКС). Бескомпрессорным периодом эксплуатации называется период, когда подача газа в магистральный газопровод происходит без использования компрессоров, за счет пластовой энергии.

3.2 Размещение скважин

3.2.1 Размещение скважин по площади газоносности

 При равномерном размещении скважин удельные площади дренирования скважин  в однородных коллекторах  одинаковы при одинаковых дебитах скважин, в неоднородных коллекторах соблюдается постоянство отношения дебита скважин к запасам газа в удельном объеме дренирования. При равномерном размещении происходит лучшее изучение геологических условий, меньшая интерференция скважин, более полное извлечение газа и конденсата.

Рисунок 3.2 -  Равномерное размещения скважин  а- квадратная сетка; б- треугольная сетка.

Рисунок 3.3 -  Батарейное размещение скважин	Рисунок 3.4 -  Размещение скважин в виде кустов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  

 

Рисунок 3.5 -  Расположение скважин в виде цепочки

 

Осевое расположение скважин применяют в удлиненных  структурах (полосообразных залежах)

 

 

 

 

Рисунок 3.6 - Размещение скважин в сводовой части залежей

Рисунок 3.7-  Неравномерное размещение скважин

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

При неравномерном размещении  темпы изменения средневзвешенного по пласту давления  Р различны и возможно образование депрессионных воронок давления в различных частях залежи. Преимущества неравномерного размещения  - уменьшение капвложений в строительство скважин, сроков строительства, протяженности дорог, газосборных коллекторов, линий электропередач.

 

 Размещение скважин по структуре газоносности

Рисунок 3.8 -  Схемы размещения нагнетательных и добывающих скважин на структуре  и площади газоносности. Батареи скважин: а — линейные; б — кольцевые; 1 — нагнетательные; 2 — добывающие; 3 — наблюдательные.

Нагнетательные скважины следует располагать в верхней части пласта, добывающие — на крыльях складки, так как сухой газ имеет меньшую плотность и вязкость, чем сырой газ. Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают равным 800—1200 м, а между добывающими – 400- 800 м. Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих сква­жин.                              

 

3.3 Режимы газовых месторождений

Режимом газоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки.

Применительно к газовым и газоконденсатным месторожде­ниям характерными являются два режима: газовый (или газонапорный) и водона­порный.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении дав­ления в залежи. В этом случае контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой залежи и можно считать, что объем порового простран­ства газовой залежи во времени также практически не изменя­ется.

При водонапорном режиме приток газа к скважине происхо­дит как за счет продвижения пластовых вод в пределах газовой залежи, так и за счет энергии газа, расширяющегося при паде­нии пластового давления. Вследствие вторжения пластовых вод в газовую залежь при водонапорном режиме происходит умень­шение объема порового пространства во времени. Водонапорный режим в зависимости от граничных условий на контуре питания водонапорной системы разделяют на упруго-водонапорный и водонапорный режимы. Из-за большей сжимаемости газа по сравнению с сжимае­мостью пористой среды при разработке залежей эффектом уменьшения объема пористой среды при снижении пластового давления можно практически пренебречь.

Рисунок 3.9-  Характерные   зависимости Водонапорный режим: I—полное замещение отобранного газа водой; II, III — частичное замещение отобранного газа водой;  IV — газовый ре­жим

 

При газовом режиме, т. е. когда , средневзвешенное пластовое давление будет определяться из выражения

                                                      (3.1)

Коэффициентом газоотдачи называется отношение объема извлекаемого из пласта газа к его начальным геологическим запасам:

                                                                                       (3.2)

где Q_доб – добытое количество газа, Q_з — запасы газа, Q_ocт — остаточное количество газа. Коэффициент газоотдачи может быть выражен в долях единицы и в процентах. Различают конечный и текущий коэффици­енты газоотдачи. Под конечным коэффициентом газоотдачи понимается отношение количества газа, добытого к моменту достижения конечного давления в пласте, соответствующего давлению на устье скважины 0,1 МПа, к начальным запасам газа.  екущий коэффициент газоотдачи представляет собой отношение объема добытого в данный момент газа к его начальным запасам в пласте.

Факторы, влияющие на коэффициент газоотдачи:

-         режим разработки месторождения;

-         средневзвешенное по объему порового пространства конечное давление в залежи;

-         неоднородность фациальных свойств  пласта по площади и по разрезу;

-         тип месторождения (пластовое или массивное); темп отбора газа.

Для газового режима коэффициент газоотдачи

   ,                                                                         (3.3)

где p_К — конечное давление в пласте, определенное по баромет­рической формуле при р_у = 0,1 МПа. При газовом режиме коэффициенты газоотдачи могут составлять 85—95%. При водонапорном режиме коэффициенты газоотдачи  значительно ниже и находятся в пределах 50 –80%, что объясняется защемлением части газа пластовой водой

Коэффициентом конденсатоотдачи называется отношение суммарной добычи конденсата к его потенциальным запасам в пласте.

                                                                          (3.4)

Конечные коэффициенты конденсатоотдачи колеблются в ши­роких пределах (30—75%) и зависят от многих факторов.

В настоящее время,  когда пластовый газ рассматривается как сырье для химической промышленности и источник энергии, важное значение принимает правильная оценка объемов извлечения  целевых компонентов природного газа  сухого газа (СН₄, С₂Н_6, следы С₃Н₈, С₄Н₁₀) и неуглеводородных компонентов. Коэффициентом объемной компонентоотдачи  называется отношение объема извлекаемого из пласта целевого компонента  к его начальным геологическим запасам.

 

Осн: 1[125-127, 155-157], 2[169-171]

Доп: 4[15-29, 80-85, 127-130, 142-145, 353-355], 6[131-140], 9[49-55].

 

Контрольные вопросы:

1.     Что понимают под «разработкой газового и газоконденсатного месторождения»?

2.     Что входит в понятие «система разработки»?

3.     Как  осуществляют размещение скважин по площади газоносности?

4.     Как следует располагать скважины для нагнетания в пласт сухого газа?

5.     Какие существуют  режимы  разработки газовой залежи?

6.     Охарактеризуйте понятия «коэффициент газоотдачи, конденсатоотдачи, компонентоотдачи».