Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 [ 16 ] 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217

Довольно часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление сначала падает, как при газовом режиме. Это явление объясняется тем, что в начальный промежуток времени в газовую залежь поступает мало воды по сравнению с начальным газонасыщенным объемом норового пространства. Поэтому вначале поступление воды незначительно влияет на темп падения пластового давления. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Как пишет С.Н. Закиров, складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме [13, 14].

Наиболее характерной для газовых месторождений является величина средневзвешенного по газонасыщенному объему норового пространства пластового давления. Физический смысл этого понятия следующий. Это такое давление, которое установится в газовой залежи после достаточно длительного простаивания всех эксплуатационных скважин (предполагается, что за время простаивания не происходит заметного продвижения границы раздела газ -вода).

Как показал С.Н. Закиров, изменение во времени среднего пластового давления (р) в случае газового режима определяется следующим уравнением;

p[t) = (р„ /z„ - pO,,,[t)/anjz[p), (1.1)

где р„ - начальное пластовое давление; Ов (О ~ количество суммарно добытого газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению р™ и пластовой температуре Т, aQ„ - газонасыщенный объем норового пространства залежи; а - коэффициент газонасыщенности; Q„ - поровый объем залежи; z„ и z(p) - соответственно коэффициенты сверхсжимаемости газа при температуре и давлениях р„ и p(t).

Из приведенного уравнения следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости p/z[p) = f(0[t)). При водонапорном режиме зависимость p/z(p) = /(Одоб(О) отклоняется от соответствующей зависимости, справедливой для газового режима.

Таким образом, при водонапорном режиме начальный участок кривой зависимости средневзвешенного по газонасыщенному объему норового пространства газовой залежи пластового давления от количества добытого газа во многих случаях может описываться формулой, справедливой для газового режима. В ряде случаев (при хорошей проницаемости пласта, малом темпе разработки газовой залежи) вода поступает в газовую залежь настолько интенсивно, что водонапорный режим проявляется уже на ранней стадии разработки. На рис. 1.26 дан пример графика p/z = f(0), полученного при разработке Анастасиевско-Троицкого газонефтяного месторождения (Краснодарский край). Прямолинейный характер графика мог бы свидетельствовать о газонапорном режиме работы залежи. Однако фактически отбор газа сопровождался активным подъемом воды - фильтрационные сопротивления были незначительными вследствие хороших коллекторских свойств вмещающих залежь пород.

Правильное определение режима месторождения и темпа продвижения воды в процессе разработки газовой залежи имеет большое значение при проектировании, анализе и прогнозе перспектив разработки газового месторождения. Знать количество поступившей в газовую залежь воды необ-

ходимо при определении запасов газа по данным о количестве отобранного газа и изменении во времени среднего пластового давления.

От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. Темп падения пластового давления непосредственно влияет на падение дебитов газовых скважин, а следовательно, на число необходимых скважин для обеспечения запланированного отбора газа из месторождения. Темп падения пластового давления определяет продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, эффективной работы установок низкотемпературной сепарации газа, изменение во времени потребной мощности установок искусственного холода, мощности дожимной компрессорной станции.

Таким образом, режим месторождения и связанные с ним темпы падения пластового давления непосредственно влияют на технико-экономические показатели разработки месторождения и обустройства промысла.

Проявление водонапорного режима оказывает благоприятное влияние на эти показатели. Однако проявление водонапорного режима приводит к некоторым отрицательным последствиям, которые необходимо учитывать при проектировании и осуществлении процесса разработки газового месторождения. Прежде всего, в результате продвижения воды в газовую залежь часть скважин обводняется и вместо них приходится бурить новые скважины.

Вследствие изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений по площади газоносности, а также при неравномерном распределении отборов газа по площади залежи газовые скважины могут обводняться преждевременно. Неоднородность продуктивных отложений по мощности и неравномерность их дренирования по разрезу могут приводить к быстрому продвижению воды по наиболее проницаемым и дренируемым прослоям, пропласткам, пачкам, что также вызывает преждевременное обводнение скважин. Это ухудшает технико-экономические показатели разработки месторождения.

До недавнего времени считалось, что при разработке газовых месторождений, достаточно однородных по коллекторским свойствам и с высокими пластовыми давлениями, газоотдача в условиях водонапорного режима может достигать 95 - 98%. Однако лабораторные исследования и промысловые наблюдения последних лет показывают, что газоотдача обводненной зоны месторождений значительно меньше и в отдельных случаях может снижаться до 50 %. По данным, например, А.А. Аксенова, А.Г. Габ-риэляна, Р.А. Пецюхи и В.И. Соболева, достигнутый или ожидаемый коэффициент газоотдачи по месторождениям природного газа Нижнего Поволжья изменяется в пределах от 0,48 до 0,92.

Следовательно, снижение коэффициента газоотдачи пласта - второе отрицательное последствие проявления водонапорного режима.

При решении вопросов размещения скважин на площади газоносности, очередности ввода их в эксплуатацию необходимо учитывать продвижение контурных или подошвенных вод. При проектировании и осуществлении разработки газового месторождения необходимо стремиться к обеспечению равномерного стягивания контуров водоносности. Продвижение воды в газовые залежи регулируют, устанавливая соответствующие де-биты газовых скважин, буря дополнительные скважины или закрывая не-

которые скважины, в зависимости от характера продвижения контурных вод.

В условиях водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождения - это естественный процесс. Поэтому при проектировании и осуществлении разработки месторождения природного газа следует предусматривать такое число эксплуатационных скважин, такое размещение их на структуре и соответствующие технологические режимы эксплуатации, систему обустройства газового промысла, значения коэффициента газоотдачи, которые обеспечили бы наилучшие экономические показатели.

Систему обустройства нефтяных промыслов всегда проектируют в предположении добычи нефти вместе с попутной водой. Обустройство же газовых промыслов позволяет отделять от газа лишь незначительное количество влаги. Поэтому обводняющиеся газовые скважины быстро выходят из эксплуатации. Естественно, что это иногда отрицательно сказывается на коэффициенте газоотдачи. Вопросы отбора газа при наличии воды разработаны слабо. Для предотвращения обводнения газовых скважин рекомендуются изоляционные работы. Находят применение при эксплуатации обводненных скважин плунжерные подъемники и даже глубинные насосы, используются различные пены для удаления воды с забоев скважин. Перспективны, по-видимому, методы изоляции притока воды путем закачки специальных пен. Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водонапорного режима связано с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.

На практике режим месторождения природного газа устанавливается следующим образом. Промысловые данные об изменении среднего пластового давления p[t) и о количестве добытого газа О*об(0 обрабатываются в координатах p(f)z(p)/Ojo6(0 (здесь z(p) - коэффициент сверхсжимаемости

газа при давлении р и пластовой температуре; ОобО "количество суммарно добытого газа к моменту времени t, приведенное к атмосферному давлению и стандартной температуре). Если в указанных координатах отмеченные промысловые данные ложатся на прямую, это указывает на проявление газового режима. Если с какого-то момента темп падения приведенного среднего пластового давления pz/(p) начинает замедляться, это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь (рис. 1.27).

(t), % от запасов

Рис. 1.27. Примеры зависимостей p/z = = f[Q[t\\ для газовой залежи: / - при водонапорном режиме и бесконечно малом темпе отбора газа; 2, (2а, 26); 3 - при водонапорном режиме и реальных темпах разработки; 4 - при газовом режиме, а также при бесконечно большом темпе разработки залежи в условиях водонапорного режима