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

газовой залежи. Следовательно, при водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обусловливается как энергией давления сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.

Довольно часто при разработке месторождений природных газов в условиях водонапорного режима давление вначале 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 перового пространства. Поэтому вначале поступление воды незначительно влияет на темп падения пластового давления. Дальнейшее поступление воды в залежь приводит иногда к заметному замедлению темпа падения пластового давления. Складывается впечатление, что месторождение вначале разрабатывается при газовом, а затем при водонапорном режиме .

Наиболее характерной для газовых месторождений является величина средневзвешенного но газонасыщенному объему норового пространства пластового давления. Физический смысл этого понятия: 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 будет показано в § 4 данной главы, изменение во времени среднего р пластового давления в случае газового режима определяется следующим уравнением:

Здесь Ру, - начальное пластовое давление; (доб (О ~ суммарное добытое количество газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению ja, и пластовой температуре Т; aQ„ - газонасыщенный объем норового пространства залежи; а - коэффициент газонасыщенности; Qh - поровый объем залежи; z„ и z (р) - соответственно коэффициенты сверхсжимаемости газа при температуре и давлениях Ра р {t).

Из приведенного уравнения следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости p/z (р) = / (<2доб (0)- При водонапорном режиме зависимость p/z (р) = f (Сдоб (0) отклоняется

1 Согласно работе А. X. Мирзаджанзаде, Г. И. Баренблатта, В. М. Ентова, Ю. В. Желтова, Г. Д. Маргулова, Г. В. Рассохина и В. М. Рыжика замедление поступления воды в газовую залежь может быть связано с существованием и проявлением в водоносном пласте предельного градиента давления (в глинизированных коллекторах).

" Здесь и в дальнейшем часто для упрощения под средним давлением будем понимать средневзвешенное по газонасыщенному объему норового пространства пласта давление.

от соответствующей зависимости, справедливой для газового режима.

Таким образом, при водонапорном режиме начальный участок кривой зависимости средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства газовой залежи пластового давления от добытого количества 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.

Уменье правильно установить режим месторождения, определить темп продвижения воды в процессе разработки газовой залежи имеет большое значение при проектировании, анализе и определении перспектив разработки газового месторождения. Знание количества поступившей в газовую залежь воды необходимо 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 оказывает непосредственное влияние 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 разработки и обустройства. Однако проявление водонапорного режима приводит и 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 преждевременно обводняться. 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 из обводненной зоны месторождений значительно меньше и в отдельных случаях может снижаться до 50% i. По данным, например, А. А. Аксенова, А. Г. Габриэляна, 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 регулируется приобщением к дренированию всего вскрытого разреза в скважинах, установлением соответствующих дебитов газовых скважин, бурением дополнительных скважин или закрытием некоторых скважин в зависимости от характера продвижения контурных вод.

Отметим, что 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 , величину коэффициента газоотдачи, которые обеспечили бы наилучшие экономические показатели.

1 Подробнее о коэффициенте газоотдачи будет сказано в § 7 настоящей главы.

2 Система обустройства нефтяных промыслов всегда проектируется 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 еще слабо. Для предотвращения обводнения газовых скважин рекомендуются изоляционные работы. Находят применение при эксплуатахщи 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 (рассмотрение этих вопросов выходит за рамки нашей книги). Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водонапорного режима связано с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.