20. Режимы разр-ки мест-ний природных газов.
Понятие режима разработки месторождений природного газа подразумевает собой проявление движущих сил в пласте обусл-щих приток газа в забой скв-ны выд-ют 2 режима:
1. Газонапорный
2. Водонапорный
При первом приток газа в забой скв. обесп-ся упругой эн-гией сжатого г. Режим характеризуется тем что в процессе разработки подошвенная пластовая вода практически не поступает в г. залежь. Этот режим обычно наблюдается в залежах газа приуроченных к линзам.
2-е наблюдается в г. залежах где движущей силой явл-ся не только расширение сжатого в пласте г. но и Р активных напорных вод продвиг-ся по мере экс-ции.
Газовые залежи разрабатываются быстрыми темпами. Как правило краевые воды немогут восполнить объемы извлек-го из пласта г. настолько чтобы поддерживать Р. Поэтому при г. напорном режиме Р пластовое снижается.
При водонап. Режиме в г. залежь поступает подошвенная вода, что с теч-ем времени приводит к уменьшению газонасыщ-го объема. Очень часто при разработке ГМ в условиях водонапорного режима Р пластовое падает как при г. режиме. Тогда в зависимости от колл-ких св-тв пласта на ранней стадии разработки проявл-ся г. режим, а затем уже водонапорный режим. При хорошей проницаемости пород и малых темпов разрабодки вода может поступать в залежь настолько интенсивно что в. напорный режим будет проявляться на ранней стадии разработки.
На практике
определение режима г. залежи устанав-ся
след. образом. Промысловые данные в
изменении сред-го Р пластового (
(t))
и о добытом г.(Qдоб(t))
обрабатывается в координатах. Основные
хар-ки изменения давления г. залежи от
суммарно доб-го пир. г.
Где 1 – жесткий водонапорный режим; 2,3 – разновидности водонапорного режима; 4 – газовый режим.
Если данные ложатся на прямую, то это указывает проявл-е газового режима. Если с какого-то момента темп падения Р пластового нач-ет замедляться это свидетельствует о начале поступления воды в залежь.
21. Разработка газовых и газоконденсатных мест-ий. Система размещения г. Скв-н на структуре.
Г отл-ся от Н своими физ-хим. св-вами, в связи с этим разр-ка Г и Г-конд. М-ий имеет свои особенности. В разр-ке Г мест-ий выдел-ют след. периоды:
1.нарастающая добыча
2. постоянная
3.падающая
В период 1 проводят разбуривание мест-я, обустройство промыслов и вывод мест-я на постоянную произв-ть. В период 2 отбирают основные запасы Г. Этот период продол-ся до отбора из м-ия 60 и более % запасов г. Для периода 3 хар-но практически неизменное число экспл-х скв-н этод период продолжается до рентабельности.
При разработке газоконденсатных мест-ий с поддержанием Р пластового путём закачки сухого г. в пласт выд-ют период консервации запасов т.е. г. отбирают из мест-ия с целью добычи конденсата.
Г. и г. конденсатные м-ия разрабатывают по двум проектам:
1. технологическому
2. технический
1 основан на исходных гл. данных и ограничениях технического и экономического характера.
2 составляется на основе первого но с учетом технических решений.
Подробно экон-ке и графической документации получают затрачивая большие средства и время. Поэтому залежь начинают разрабатывать до окончания разведочных работ для газовых месторождений система ППД неприменяется.
В практике применяется следующие системы на структуре: 1 по треугольной сетке скв-н; 2 по квадратной с.с.; 3 в виде кольцевых батарей; 4 в виде цепочек; 5 размещение скв-н в сводовой части; 6 неравномерное размещение; 7 кустовое размещение.
На выбор системы размещения влияют след. факторы:
1. гл. структура ;
2. рельеф мест-ти и климат;
3. структура;
4. кол-кие св-ва;
5. техника и экономические условия.
22
1)Газ добывают фонтанным способом; 2)Сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребителя, полностью герметична и представляет собой единое целое. В РФ месторождения, газопроводы, газохранилище объединены в единую систему газоснабжения Систему делят на подсистемы, которую увязывает между собой по основным параметрам: P,t которая каждый раз понижается при добыче на поверхность. Одна из подсистем газовая залежь, в которою входят пласт с его газо и водонапорной частью, скважины, газосборная сеть, УКПГ и ДКС. Главная особенность - возможность в результате снижения давления выпадения конденсата в пласт, скважины, наземные сооружения. Это связано с тем, что к залежи в газовой фазе в растворенном состоянии находятся жидкие УВ, где газовая фаза включает в себя УВ и не УВ компоненты. В прочесе снижения Рпл. Из газоконденсатной системы начинают выпадать жидкие УВ. В настоящее время ГК месторождения разрабатываются до истощения без ППД и с ППД. При истощении идет добыча газа и конденсата, высокие коэффициент газоотдачи при мин. затратах, но отдача конденсата мала т.к. конденсат выпадает в пласт. Предотвратить выпадение конденсата можно 2-я способами: 1) Закачка сухого газа (сайкинг процесс) 2) Искусственное заводнение месторождения. Разработка ГК месторождений с использованием сайкинг процесса ведет к более высокой добыче. Сайкинг заключается в том, что жирный УВ газ, отбирается, осушается и вновь закачивается в пласт. В начальный период с помощью сайкинг процесса товарным продуктом является конденсат, где бензиновый газ возвращается в пласт. После извлечения основного количества конденсата месторождение разрабатывается как газовая залежь. Применяют несколько видов сайкинг процесса: 1)полный сайкинг (закачка всего добываемого газа).2) неполный (возвращение в пласт части отобранного газа). 3) канадский сайкинг газ закачивается в летний периода, отбирается в период наибольшего потребления. Эффективность сайкинг процесса зависит от неоднородности коллекторских свойств пород по толщине и площади пласта из-за прорыва газа по отдельным высокопроницаемым интервалам в неоднородных пластах. Неудобством является консервация запасов и значительные затраты на компрессорные затраты. Система разработки месторождений выбирается на основании изучения геологопромысловой характеристики залежи и т.д., сопоставляя ТЭП.
23
Модель пласта- это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах использованных в расчетах разработки месторождений. Модель процесса вытеснения это система количественных представлений о процессе извлечения нефти и газа. Модель пласта следует отличать от его расчетной схемы которая учитывает только геометрическую форму пласта. Модели пластов и процессы извлечения нефти и газа облечены в математическую форму. Месторождения Н и Г как объекты природы обладают разнообразными свойствами: коллекторские свойства, эту пространственную изменчивость называют литологической неоднородностью. Приразработке месторождений эти особенности влияют на процессы извлечения из них Н и Г. Модели пластов с известной степенью точностью учитывают названные особенности пластов. Модели: 1) Однородный пласт в виде толщи г.п. с равными физ. свойствами во всех точках пласта. Непроницаемые верхние и нижние границы параллельны и горизонтальны. 2) Модель зонально-неоднородного пласта толщина одинаковая, а площади kп изменяется. На площади выделяются зоны с различными свойствами, каждую зону можно рассматривать как элементарный однородный пласт. 3) модель слоисто-неоднородный пласт: в переделах которого выделяются слои с непроницаемыми кровлей и подошвой характеризующиеся различными свойствами. Свойства слоя неизменяются по площади распространения. Сумма слоев это толщина пласта.4) Слоисто-зональный неоднородный пласт объединяет характеристики предыдущих моделей. 5) Пласт с двойной пористостью – пласт сложенный породами представляет собой пласт с первичной и вторичной пористостью. По первичной считаем запасы УВ в пласте, но гидродинамическое движение Н и Г флюидов вызванное перепадами Р происходит по системе трещин. Считается что весь объем пласта равномерно пронизан системой трещин. 6) Модель зонально-неоднородного и слоисто-неоднородного с двойной пористостью. Объединяет характеристики предыдущих моделей наиболее полно отражает особенности реальных продуктивных пластов.
24
Моделирование процесса разработки обеспечат возможность при сравнительно небольших затратах за короткие сроки многократно проследить медленно протекающие процессы разработки в различных технологических условиях. Различают моделирование физическое и математическое. При физическом модель представляет собой натуральный или уменьшенный оригинал, воспроизводит процессы качественно одинаковые с процессами, протекающими в реальном объекте. Из-за трудности созжания полного подобия пласта и изменения параметров гидравлической модели нефтяных пластов не нашло широкого применения, хотя физ. моделирование отдельных элементов незаменимо( вытеснение нефти водой) В настоящее время предложено большое количество моделей вытеснения нефти водой или газом. Наиболее распространенная модель – поршневого и непоршневого вытеснения. Модель поршневого вытеснения это идеальный случай вытеснения нефти, когда в пласте образуются четкие границы ВНК предполагается в движущийся в пласте вертикальный фронт, впереди которого нефтенасыщенность равна начальной, а позади остается промытая зона с остаточной нефтенасыщенностью. Модель непоршневого вытяснения – это вытеснения при котором за фронтом движутся вытеснеяющие и вытеснеямые флюиды, т. е. вытеснения происходит многофазная фильтрация (модель Барклея-Леверетта). По схеме Б-Л предполагается в пласте движущийся фронт вытеснения. Скачок нефтеносности при нем намного меньше чем при поршневом вытеснении. Перед фронтом вытеснения движется только нефть, позади нефть и вода, со скоростями пропорциональными фазовым проницаемостям. Метод Борисова-Саттарова: В них учитывается неоднородность по проницаемости: неоднородный пласт заменяется набором цилиндрических труб, каждая из которых имеет свою проницаемость. В схеме Сатарова вытеснение происходит поршнеобразно, а у Борисова учитываются заводненные участки. Изменение проницаемости по трубке тока происходит по какому-либо закону распределения и скорость движения в каждой трубке тока пропорциональна в этой трубке тока. Метод гидровостокнефть(Сургучев, Ковалев, Сазонов). Метод отличается учетом большего числа параметров характеризующих неоднородность пласта и зависящих от проницаемости.
25
Моделирование процесса разработки обеспечат возможность при сравнительно небольших затратах за короткие сроки многократно проследить медленно протекающие процессы разработки в различных технологических условиях. Различают моделирование физическое и математическое. Математическое моделирование заключается в исследовании процессов путем построения и решения систем мат. Уравнений, относящихся к процессу разработки. Основаны на упрощении или идеализации сложного реального процесса. Для ее создания природные условия дифференцируют, где выделяют среди них главные определяющие факторы. Системы мат. уравнений решают 1) аналоговым 2)вычислительным методами. 1. Основан на подобии явлений и процессов различной физической природы, т. е. можно показать аналогию между полями фильтрации жидкости и электрического тока в проводящей среде. Электрическое моделирование разработки основано на ЭГДА. 2. Подразделяют на а)аналитическое, б)численное, в)статическое. К а) методам относят метод разделения переменных, теории функций комплексных переменных интегральных преобразований, учитывается множество факторов воздействующих на процесс разработки на базе численных методов. Статические базируются на статических данных предшествующих разработки месторождений. Изучая фактические закономерности развития процесса за прошедшие периоды. Метод позволяет без больших затрат, времени и труда сформулировать заключение о предстоящем развитии основных технологических показателей разработки. Основной этап моделирования это постановки соответствующих процессу разработки месторождения математических задач, включающих дифференциальное уравнений, начальные и граничные условия.
26
При гидродинамических расчетах процесса обводнения и определения нефтеотдачи реальные, неоднородные по параметрам и свойствам газожидкостных смесей пласты необходимо схематизировать расчетной схемой — моделью с той или иной степенью приближения к реальным условиям фильтрации неоднородных смесей в неоднородной пористой среде. В первую очередь необходимо схематизировать следующее.
Форму залежей нефти: залежь нефти сложной конфигурации привести к форме полосы, круга или к соотношению этих простейших геометрических фигур.
Контур нефтеносности: при сравнительно больших углах наклона пласта внешний и внутренний контуры нефтеносности заменить одним условным расчетным контуром
Пространственную задачу свести к плоской путем приведения пластовых и забойных давлений к условной плоскости.
Параметры пласта и свойства пластовых жидкостей. На практике встречаются залежи различных форм: полосовые, круговые в форме эллипсов и различные их сочетания. Любая форма залежи при расчетах в основном может быть сведена к полосе или кругу или же к сочетанию этих форм.Овальную залежь можно заменить круговой и тем самым упростить гидродинамические расчеты. Такая замена возможна, если соотношение осей овала а/b > 1/3 .При соотношении осей а/b < 1/3 овал можно рассматривать как полосу
При схематизации залежи с соотношением осей a/b < 1/3 должно быть соблюдено равенство: 1) запасов нефти в реальной и схематизированной залежах. Если толщина и коллекторские свойства пласта меняются по площади залежи несущественно, то условие равенства запасов реализуется через равенство площадей схематизированной и реальной залежи.
периметров расчетного контура нефтеносности в реальной и схематизированной залежах; 3)числа скважин.Число скважин на карте реального месторождения должно быть равно числу скважин на схеме. При этом следует учитывать, что запасы, приходящиеся на каждый ряд скважин, в реальной залежи должны быть равны запасам на схеме.При схематизации залежей лучшее совпадение с фактическими результатами получают при замене овала кругом (из условий равенства периметров фактической залежи и схематизированной).
27
Из подземной гидрогазодинамики известен
принцип электрогидродинамической
аналогии (ЭГДА). Принцип основан на
проведении аналогии между гидродинамическими
и электрическими процессами, которые
имеют подобные уравнения описывающие
эти системы. Применение электрической
модели объясняется простотой построения
модели и доступностью в проведении
измерений электрических параметров в
любой части электрической схемы. Аналогия
между гидродинамическими и электрическими
параметрами просматривается из сравнения
уравнения притока жидкости к скважине
и закона Ома:
Принцип ЭГДА легко доказывается из равенства и анализа формул и закона Дарси и закона Ома:
где, S – площадь поперченного сечения;
длина полосообразного пласта;
- динамическая вязкость жидкости;
h - толщина пласта;
Rk- радиус контура;
P – дисперсия на пласте;
R’ф- фильтрационное сопротивление в полосообразном пласте;
R’’ф- фильтрационное сопротивление в круговом пласте;
K – коэффициент проницаемости.
28 Водонапорный режим вытеснения нефти водой, основной в практике разработки нефтяных месторождений. Существует множество аналитических методик расчета показателей разработки, один из которых метод эквивалентных фильтрационных сопротивлений (ЭФС). Это основной метод определения количественной связи между дебитами скважин и давлениями на их забоях и на контуре питания пласта в условиях жесткого водонапорного режима. Сущность метода состоит в замене полного фильтрационного сопротивления реального потока жидкости сложной конфигурации несколькими эквивалентными последовательными или параллельными фильтрационными сопротивлениями простейших потоков ( прямолинейно – параллельный, плоско- радиальный потоки). Из подземной гидрогазодинамики известен принцип электрогидродинамической аналогии (ЭГДА). Принцип основан на проведении аналогии между гидродинамическими и электрическими процессами, которые имеют подобные уравнения описывающие эти системы. Применение электрической модели объясняется простотой построения модели и доступностью в проведении измерений электрических параметров в любой части электрической схемы. Аналогия между гидродинамическими и электрическими параметрами просматривается из сравнения уравнения притока жидкости к скважине и закона Ома:
Принцип ЭГДА легко доказывается из равенства и анализа формул и закона Дарси и закона Ома:
где, S – площадь поперченного сечения;
длина полосообразного пласта;
- динамическая вязкость жидкости;
h - толщина пласта;
Rk- радиус контура;
P – дисперсия на пласте;
R’ф- фильтрационное сопротивление в полосообразном пласте;
R’’ф- фильтрационное сопротивление в круговом пласте;
K – коэффициент проницаемости.