реферат минеке. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений
 Скачать 2.03 Mb.
|
20. Режимы разработки месторождений природных газов.При разработки газовых месторождений говорят о газовом режиме (режиме расширяющегося газа) и о водонапорном режиме. Газовый режим. Приток осуществляется за счет упругой силы сжатого газа. Запасов энергии достаточно, обычно, для довольно полной выработки залежи. Формируется при отсутствии влиянии законтурной области. В процессе разработки контурная вода практически не поступает или отсутствует совсем. Обычно характерен для залежей газа, приуроченных к линзам или пластам ограниченных размеров. Иногда в пониженных частях этих залежей имеется вода, которая практически неподвижна и не влияет на режим работы газовой залежи. При газовом режиме объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пористого пространства связано с деформацией пород-коллекторов или выпадением конденсата в результате уменьшения пластового давления. Пластовое давление в результате разработки падает непрерывно – режим обеспечивается высокими темпами отбора газа (по крупным залежам – до 8-10% начальных запасов). Значительного поступления попутной воды обычно не происходит. Однако в часть скважин может попасть вода, которая поступает из водоносной части пласта по трещинам или тонким высокопроницаемым прослоям из водосодержащих линз, имеющихся в объеме самой залежи. Коэффициент газоотдачи обычно высок и может достигать 0,90-0,97. Режим характерен для многих крупных газовых месторождений России. Водонапорный режим Наблюдается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение краевых вод в залежь и, как следствие, уменьшение газоносной части порового пространства залежи. В этом случае приток газа к забою скважины обеспечивается упругой энергией сжатого газа, а также напора продвигающихся в залежь краевых или подошвенных вод. При данном режиме уменьшение пластового давления, при прочих равных условиях, происходит медленнее, чем в газовом режиме. Градиент давление увеличивается при невысокой активности законтурной области, а также с увеличением темпов добычи газа и т.д. Проявление ВНР может благоприятно сказаться на показателях разработки. В то же время из-за неоднородности пластов или неравномерного отбора газа по площади залежи газовые залежи могут обводняться преждевременно, в то время как пластовое давление еще остается высоким. Продвижение воды по высокопроницаемым и дренируемым участкам пластов при водит к защемлению запасов газа, вызывает преждевременное обводнение скважин, усложняет условия эксплуатации и приводит к раннему отключению скважины – а равно, к дополнительному бурению. Соответственно, коэффициент газоотдачи меньше, чем при газовом режиме и колеблется в пределах от 0,50 до 0,95 в зависимости от неоднородности пласта. По существу смешанный режим возникает часто – в начале давление падает как при газовом, дальнейшее поступление воды при водит у замедлению падания давления, т.е. газовый режим сменяется водонапорным. Кепкеп – не все дописано 21. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. Системы размещения газовых скважин на структуре.На выбор систем разработки газовых и газоконденсатных залежей, на динамику годовой добычи газа и на весь процесс разработки большое влияние оказывает их геолого-промысловая характеристика. Характер природного режима залежи и строение продуктивной части отложений следует учитывать при размещении добывающих скважин по ее площади. В практике разработки газовых и газоконденсатных месторождений наиболее часто используются следующие системы размещения скважин: 1) равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке  Рисунок – Схема размещения скважин при равномерной сетке Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геолого-физическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае зависят от среднего пластового давления по залежи в целом, при условии, что пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. Недостаток равномерной системы расположения скважин - увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей. 2) размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин. Широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с ППД путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. а – кольцевая батарея; б – цепочка скважин  Рисунок – Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение скважин применяют, если хотят 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 обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное. 3) размещение скважин в центральной (сводовой) части месторождения;  Рисунок – Схема размещения скважин в сводовой части залежи и по неравномерной сетке. Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту. 4) неравномерное размещение скважин на площади газоносности. 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. 5) кустовое размещение скважин в сводовой части залежи. На выбор схем размещения скважин влияет много факторов: - геологический фактор (тип залежи, ее структура, коллекторские свойства); - рельеф местности и климатические условия; - технико-экономические условия (суммарная протяженность установок). При разработке газовых и газоконденсатных месторождений для изучения их геологического строения бурят определенное число разведочных скважин. Их число зависит от степени неоднородности продуктивных отложений по коллекторским свойствам, тектонического строения месторождения, его конфигурации и других факторов. С вводом месторождения в разработку большинство разведочных скважин переводится в эксплуатационные. Таким образом, размещение разведочных скважин может оказывать значительное влияние на систему расположения эксплуатационных скважин. Поэтому на практике наиболее распространена система неравномерного размещения скважин на площади газоносности. В общем случае схемы равномерного размещения искажаются системой разведочных скважин. В промысловой практике при разработке газовых месторождений под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется общей депрессионной "воронки". В этом случае пластовое давление вдали от каждой скважины примерно одинаково и близко к среднему пластовому давлению на определенный момент времени. Такое равномерное размещение скважин обычно реализуется при достаточной однородности пласта по коллекторским свойствам в условиях разработки месторождения на газовом режиме. Остальные системы размещения скважин в большинстве случаев связаны с геометрическими размерами и формой разрабатываемого месторождения, а также с неоднородностью пласта – коллектора. 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 - это 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% от эксплуатационных) бурят: - в местах наименьшей геологической изученности залежи; - вблизи мест тектонических нарушений; - в водоносной зоне около начального газоводяного контакта; - в районе расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов; - в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать информацию о: - конкретных свойствах пласта; - изменении давления, температуры и состава газа; - перемещении ГВК; - изменении газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; - направлении и скорости перемещения газа в пласте. Предугадать наиболее эффективную систему размещения скважин заранее невозможно. Оптимальную систему разработки газового месторождения устанавливают путем проведения газогидродинамических исследований и анализа технико-экономических показателей. |