книги из ГПНТБ / Закиров, С. Н. Проектирование и разработка газовых месторождений учебное пособие

пласта (рис. 14). Резкое увеличение коэффициента газоотдачи по защемленному газу (30СТ при снижении давления происходит после достижения «критической» газонасыщенности, т. е. после того как защемленный газ приобретет подвижность.

Выявленные экспериментальные закономерности положены в ос­ нову методики расчета продвижения воды в газовую залежь [71]. Результаты соответствующих расчетов для ряда гипотетических залежей газа, приведенные в табл. 2а, показывают, что при разра­ ботке однородных по коллекторским свойствам залежей с водона­ порным режимом есть основания ожидать значительных величин коэффициентов газоотдачи — около 90%. Приведенные в таблице

данные показывают, что защемление газа часто не оказывает суще­ ственного влияния на газоотдачу пласта (вывод справедлив для исходных данных [71] и величин конечного пластового давления).

В реальных условиях причинами, препятствующими достижению коэффициента газоотдачи около 90%, могут быть следующие.

1. Обводнение всего фонда эксплуатационных скважин при значительном еще пластовом давлении. Из-за пониженного (по отно­ шению к начальному) пластовому давлению не всегда возможно добуривание новых скважин. Поэтому создание облегченных промывоч­ ных жидкостей и тампонажных цементов позволит устранить отри­ цательное влияние этого фактора при осуществлении мероприятий по увеличению коэффициента газоотдачи.

Выход значительного числа скважин из эксплуатации может привести к чрезмерному снижению отборов газа в конечные годы разработки, что вызовет замедленное снижение давления за счет поступления воды в залежь. Это может неблагоприятно сказаться

50

3. Неравномерность дренирования продуктивных отложений по площади и особенно по мощности. Теория и практика разработки месторождений газа еще не располагают научно обоснованными методами регулирования движения газоводяных контактов. Однако для повседневной практики можно указать один из наиболее простых, но и наиболее действенных способов регулирования разработки месторождений газа — равномерное дренирование продуктивных отложений по мощности. Такой характер дренирования предотвра­ щает преждевременное обводнение скважин, обеспечивает высокие дебпты при высоких давлениях на устьях скважин и в конечном

счете создает возможность достижения значительных коэффициентов газоотдачи.

Для приобщения к дренированию всей вскрытой мощности можно применять нефтяные, газоконденсатные, кислотные, и другие ванны [44]. До и после применения ванн необходимо провести газо­ динамические исследования скважин одновременно с дебитометрией, термометрией, шумометрией и т. д.

Высказанные соображения о коэффициенте газоотдачи бази­ руются на аналитических исследованиях, в основе которых лежат результаты специальных лабораторных экспериментов [71]. В мето­ дике расчетов предполагалось, что защемленный газ при превыше­ нии «критической» газонасыщенности «мгновенно» поступает в газо­ вую залежь, т. е. не учитывалась двухфазность фильтрации в обвод­ ненной зоне пласта.

Видимо, учет особенностей фильтрации двухфазной смеси в об­ водненной зоне нласта не внесет существенных корректив в сделан­

52

ные выводы относительно достижимой величины коэффициента газоотдачи и влияния на него технологических факторов. Тем не менее проведение исследований в этом направлении является насущной задачей.

Важность проблемы увеличения коэффициента гаЗоотдачи пока­ жем на следующих цифрах. Запасы газа месторождения Медвежье — 1500 млрд. м3. Один процент этих запасов составляет 15 млрд. м3. Стоимость этого объема газа оценим по стоимости замыкающего топлива в районах европейской части страны — около 20 руб./тыс. м3, т. е. получим 300 млн. руб. Следовательно, увеличение коэффициента газоотдачи месторождения Медвежье только на 1 % обеспечивает народному хозяйству эффект в 300 млн. руб. Соответствующая цифра для Уренгойского месторождения составляет 800 млн. руб. (начальные запасы газа — 4 трлн. м3).

§8, Характерные периоды разработки газовых

игазоконденсатных месторождений

Втеории и практике разработки месторождений природного газа различают следующие периоды: I — период нарастающей до­ бычи; II — период постоянной добычи; III — период падающей добычи. Эти периоды характерны в основном для средних, крупных

иуникальных по запасам месторождений — для месторождений, являющихся источником дальнего газоснабжения. Небольшие по запасам месторождения можно сразу разрабатывать с периода по­ стоянной добычи газа, обычно небольшого по продолжительности.

При разработке таких месторождений основным может оказаться период падающей добычи газа. В ряде случаев небольшие по запасам газовые месторождения целесообразно разрабатывать с падающей добычей газа [12].

В период нарастающей добычи газа проводятся разбуривание месторождения, обустройство промысла и вывод месторождения на постоянную производительность (добычу газа).

В период постоянной добычи отбираются основные запасы газа из месторождения. Этот период продолжается до тех пор, пока дальнейшее разбуривание месторождения или наращивание мощ­ ности дожимной компрессорной станции становится нецелесообраз­ ным, т. е. экономически неоправданным. Период постоянной добычи продолжается до отбора из месторождения около 60% запасов газа и более.

Для периода падающей добычи газа характерно практически неизменное (или уменьшающееся в связи с обводнением) число экс­ плуатационных скважин. Не исключено, что в ряде случаев объем потребления и ресурсы газа в данном районе могут вызвать необхо­ димость введения в эксплуатацию определенного числа скважин. Однако эти скважины лишь в некоторой степени будут поддерживать на более высоком уровне падающую добычу газа. Период падающей

53

добычи газа продолжается до достижения минимального рентабель­ ного отбора из месторождения (дебитов скважин).

Изменение во времени основных показателей разработки место­ рождений природных газов для I, II и III периодов показано на рис. 15.

Различие в характерах изменения основных показателей разра­ ботки для отмеченных периодов определяется в основном измене­ нием во времени темпов отбора газа из месторождения. Кроме того,

Рис. 15. Изменение во времени показателей разработки месторождения А при газовом режиме, равномерном размещении скважин по площади газоносности и пренебрежении реальными свойствами газа

на показатели разработки может значительно влиять режим место­ рождения. Всем отмеченным периодам присуще уменьшение во вре­ мени дебитов скважин, среднего пластового и забойного давления. Следствием этого является увеличение во времени необходимого числа скважин в I и II периоды и падение добычи газа из месторожде­ ния в III период разработки. При этом возможны отклонения от сказанного. Например, месторождения в период постоянной добычи газа могут разрабатываться и неизменным числом скважин — когда возможно увеличение депрессии на пласт, что позволяет поддержи­ вать дебит скважин постоянным. Вследствие образования значитель­ ной разности давления между водоносной и газоносной зонами пласта и снижения отбора газа из месторождения в период падающей добычи иногда возможно не падение, а повышение среднего пластового давле­ ния в залежи. Здесь уменьшение отбора газа из месторождения

54

может произойти, например, в результате обводнения сква­ жин.

Различают также периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации месторождения. Эти периоды, как правило, характерны для месторождений, являющихся источником дальнего газоснабже­ ния. В настоящее время для дальнего транспорта газа используются трубы большого диаметра, рассчитанные на рабочее давление 55 кгс/см2. Поэтому газ, поступающий с промысла на прием маги­ стрального газопровода, должен иметь давление 55 кгс/см2К

В начальные годы разработки месторождения пластовое давле­ ние обычно бывает достаточным для внутрипромыслового транспорта газа, обработки газа перед дальним транспортом с использованием процесса низкотемпературной сепарации (НТС) и подачи газа на прием магистрального газопровода с давлением 55 кгс/см2. Сниже­ ние пластового давления с определенного момента времени приводит

кнеобходимости ввода в эксплуатацию установок искусственного холода или перехода к иным методам обработки и подготовки газа

кдальнему транспорту. Затем наступает время, ко гда величина пластового давления не позволяет поддерживать на приеме маги­

стрального газопровода давление 55 кгс/см2. Этим моментом вре­ мени заканчивается бескомпрессорный и начинается компрессорный период эксплуатации месторождения. Компрессорный период начи­ нается с ввода в эксплуатацию дожимной компрессорной стан­ ции (ДКС). Назначение ДКС — «дожимать» газ до требуемого давле­ ния в магистральном газопроводе. При дальнем транспорте газа такое назначение выполняют линейные компрессорные станции. Ввод в эксплуатацию этих станций практически не зависит от изме­ нения пластового давления и лишь в определенной мере определяется периодом нарастающей добычи газа. Поэтому эти станции здесь не рассматриваются. Рассмотрение же работы ДКС здесь необходимо потому, что время ее ввода в эксплуатацию, изменение ее мощности во времени связаны с выбираемыми и реализуемыми системами раз­ работки месторождения и обустройства промысла. К тому же тех­ нико-экономические показатели работы ДКС влияют на показатели разработки месторождения в целом.

В последнее время выделяют также период опытно-промышленной эксплуатации и период промышленной разработки месторождений природных газов. В период опытно-промышленной эксплуатации газ подается потребителю и одновременно решаются задачи доразведки месторождения, подсчета запасов газа и подготовки исходных дан­ ных для составления проекта разработки месторождения. Продол­ жительность опытно-промышленной эксплуатации газовых и газо­ конденсатных месторождений составляет 2—3 года. В период про­ мышленной разработки месторождения основной задачей является оптимальное снабжение конкретных потребителей газом.

1 Переход на допустимое давление 70 кгс/см2 и более [33] уже осуществля­ ется на практике.

55

Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газокон­ денсатных) скважин понимается поддержание на забое скважин путем регулирования дебита или (и) забойного давления условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр и безаварийную эксплуатацию скважин. В некоторых случаях, когда природные условия не налагают ограничений на величину дебитов скважин, отборы из скважин устанавливают исходя из технико-экономиче­ ских расчетов или нужд потребителя. Так или иначе технологиче­ ские режимы представляют собой ограничения, которые необходимо учитывать при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Некоторые технологические режимы эксплуатации скважин мо­ гут быть выражены математическими формулами (режимы поддер­ жания на стенке скважины максимального допустимого градиента давления, режим допустимой депрессии на пласт, режим заданного дебита скважины и др.). Другие технологические режимы эксплуа­ тации скважин основаны на определенных принципах, которые обу­ словливают ограничение величины дебита или забойного давления (технологические режимы, обеспечивающие равномерное продвиже­ ние границы раздела газ—вода, максимальную продолжительность безводной эксплуатации скважин и т. д.).

Здесь не освещаются вопросы техники и технологии исследова­ ния скважин с целью установления допустимого технологического режима эксплуатации, так как они являются предметом курса «До­ быча газа». В данной главе технологические режимы рассматриваются как граничные условия по скважинам, которые необходимо учиты­ вать при определении показателей разработки месторождений при­ родных газов.

Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержа­ ния в процессе разработки залежи) технологических режимов экс­ плуатации газовых скважин является режим максимально допу­ стимой депрессии на пласт. Этот распространенный на практике режим математически записывается в виде

РпЛ(О—Л (0 = 6.

57;

где рпл ( t) — пластовое давление в районе некоторой скважины в мо­ мент времени t; рс (t) — забойное давление в той же скважине в мо­ мент времени f; б — допустимая депрессия на пласт.

До последнего времени этот технологический режим рекомендо­ вался при эксплуатации скважин с рыхлыми коллекторами. При исследовании скважин на различных отборах устанавливается такая максимально допустимая депрессия на пласт, при которой еще не происходит разрушения забоя и выноса в скважину частиц породы продуктивного пласта [24]. При дальнейшей разработке месторожде­ ния и падении пластового давления забойное давление должно изме­ няться так, чтобы разница между рпл (t) и рс (t) все время не превы­ шала допустимой депрессии б.

Режим максимально допустимой депрессии в условиях рыхлых коллекторов, строго говоря, не является оптимальным. В подобных случаях целесообразнее поддерживать на поверхности перфорацион­ ных каналов максимально допустимый градиент давления [29, 65], о чем будет сказано ниже.

Даже в случае устойчивых коллекторов не любой дебит, а следо­ вательно, не любая депрессия являются рациональными. Чем больше дебиты скважин, тем меньше требуется их число для добычи запла­ нированного количества газа. С увеличением дебита скважин уве­ личиваются потери давления в пласте, в скважине и в газосборных сетях. Следовательно, сокращается период эксплуатации установок НТС без ввода источников искусственного холода, раньше требуется вводить головную компрессорную станцию. Наиболее рациональная величина депрессии на пласт при разработке залежи с устойчивыми коллекторами определяется технико-экономическими расчетами. Так, в результате технико-экономических расчетов для скважин Шебелинского месторождения была определена средняя оптимальная допустимая величина депрессии на пласт 30 кгс/см2 [72].

При опасности образования гидратов в призабойной зоне пласта (при низкой пластовой температуре) скважины эксплуатируются при максимальной безгидратной депрессии на пласт (В. С. Смирнов).

При эксплуатации скважин, вскрывших рыхлые, неустойчивые коллекторы, разрушающая скелет пористой среды сила прямо про­ порциональна градиенту давления. При фильтрации газа к сква­ жине депрессионная воронка такова, что градиент давления дости­ гает максимума на стенке скважины. Если силы сцепления меньше силы, возникающей при фильтрации газа, то скелет пористой среды разрушается. Наибольшему разрушению подвержена пористая среда, непосредственно примыкающая к скважине. Поэтому в условиях рыхлых коллекторов при эксплуатации необходимо поддерживать на стенке скв'ажины 1 максимально допустимый градиент давления.

Приведем математическую формулу для характеристики данного технологи­ ческого режима.

1 Для простоты изложения будем писать «на стенке скважины», хотя пра­ вильнее было бы сказать «на поверхности перфорационных каналов».

.58

П ри нелин ейн ом закон е соп р оти вл ен и я для ск о р о ст и ф и л ьтрации газа им еем

59'