Методи збільшення газовіддачі. Коефіцієнт газовіддачі при газовому режимі залежить від:

• геологічної характеристики родовища (глибина залягання, колекторські властивості та ін..);

• умов розробки родовища (темп відбору газу, тиск подачі газу та ін..);

• техніко-економічних умов (відстань до споживача).

Ці параметри впливають на кінцевий дебіт свердловини. На коефіцієнт газовіддачі суттєво впливає геологічна характеристика родовища.

Коефіцієнт газовіддачі спадає:

1. З ростом глибини залягання продуктивних відкладів;

2. Із збільшенням ступеня неоднорідності колекторів;

3. Погіршенням продуктивних характеристик родовища;

4. У випадку деформації колекторів.

Коефіцієнт газовіддачі можна регулювати вибором певних значень технологічних параметрів, які характеризують процес розробки родовища. З досвіду розробки родовищ встановлено, що промислова газовіддача збільшується із ростом сумарного відбору газу на кінець постійного видобутку і зменшується зниженням річного відбору газу в період спадного видобутку. Кількість газу, видобута з родовища на кінець періоду постійного видобутку буде тим більша, чим більший темп відбору газу в даний період і його тривалість.

Основні напрямки підвищення коефіцієнта кінцевої газовіддачі є:

1. Зниження кінцевого пластового тиску;

2. Зменшення частини залишкового газу в пористому середовищі;

3. Заміщення частини залишкового газу в пористому середовищі рідинами або газоподібними агентами.

Мінімізацію кінцевого пластового тиску проводять наступним чином:

1. Рівномірно відпрацьовують продуктивні відклади;

2. Збільшення продуктивності ПЗП;

3. Зменшення гирлового тиску шляхом застосування різних засобів.a

Методи прогновування коефіцієнту кінцевого газовилучення за промисловими даними

На стадії проектування розробки родовища коеф. Кінцевого газовилучення визн. Виходячи з очікуваного кінцевого пластового тиску. Його значення знаходять на основі проведення комплексу газодинамічних і техніко-економічних розрахунків або визначають наближено за аналітичними даними , враховуючи , що значення коеф кінцевого газовилучення в основному визначаються особливостями геологічної будови і розробки конкретного родовища в процесі розробки родовища його уточнюють за промисловими даними . для цього використовують криву середньої продуктивності та криву зміни в часі різних відборів газу побудовану у напівлогарифмічній системі координат . точність даних методів залежить від тривалості розробки родовища в період спадаючого видобутку газу і зростає із збільшенням тривалості цього періоду . крива середньої продуктивності характеризує залежність між річними і сумарними відборами газу вираженими у відсотках від початкових запасів. Враховуючи , що граничне значення річного відбору газу становить 0,1% Qзап. поч. коеф кінцевого газовилучення визначають за параметрами перетину екстрапольованої ділянки кривої середньої продуктивності із віссю абсцис.

Qріч/Qзап поч

60

40

Βкінц=86%

1 0

20 40 60 80 100 Qвид/Qзап поч

Qрічн=0,1%*Qзап поч

Метод прямої лінії

В основу методику покладена залежність зміни в часі річного відбору газу в період спадаючого видобутку, яка описується показниковою функцією наступного вигляду: Qг(t)=Qг(t0)*

Де Q г(t), Qг(t0)- річні відбори газу відповідно в момент часу з почитку розробки родовища та на початку періоду спадання видобку b-коеф який залежить від особливостей геологічної будови родовища та техніко - технологічних особливостей розробки родовища і має значення конкретного родовища. За t0 можна вибрати будь який момент часу із початку розробки родовища , який відповідає періоду спадаючого видобутку газу Пряма лінія для Битківського газоконденсатного родовища буде мати вигляд: ln Qрічн

Q прріч

t роки

Слід зазначити , що для невеликих за запасом родовищ економічно рентабельна межа відбору газу може бути вищою і складати до двох відсотків від початкових запасів газу Qг річ=2%*Q зап поч. Необхідною умовою застосування даного методу є відсутність в період спадаючого видобутку газу помітних змін в процесі розробки родовища і введеня в експлуатацію дотискуючої компресорної станції ( обмеження споживання , обводнення видобувних св. та інших,які можуть впливати на процес розробки родовища та на характер залежностей). Для знаходження сумарного видобутку газу з родовища за методом прямої лінії з використанням залежності (1) визначають сумарний видобуток газу з родовища за прогнозований період часу Qвид(t)=Qвид(t0)+ β=

Великі за запасами родовища характеризуються набагато більшою стабільністю в роботі через те, що для зміни характеру їх розробки потрібні значні зміни в процесах видобутку газу , які є малоймовірні у завершальний період розробки родовища . Аналіз промислових даних свідчать , що розглянуті методи можуть бути використані для прогнозування коеф кінцевого газовилучення і для родовищ газів, які розробляються на водонапірному режимі.

Підвищення газовилучення газового родовища при водонапірному режимі

Особливості формування залишкової газонасиченості продуктивних відкладів вумовах прояву водонапірного режиму

Більшість газоих родовищ приурочена до пластових водонапірних систем і розробляються в умовах надходженнях із законтурної частини пласта крайових або підошовних вод. Розробка газових родовищ при водонапірному режимі характеризується неповним витісненням газу водою з пористого середовища і нерівномірним ( вибірковим ) переміщенням газового контакту. Залежно від фізико-літологічних характеристик продуктивних пластів та особливостей розробки родовища, коеф залишкової газонасиченості пористого середовища при витісненні газу водою може змінюватись від 0,1 до 0,5 Вибіркове просування води по площі газоносності по продуктивному розрізу викликане неоднорідною будовою і нерівномірним дренуванням газоносних пластів, що призводить до наступних наслідків: 1)передчасного обводнення свердловин розміщених на водонебезпечних напрямках, але до повного відключення цих св внаслідок обводнення при наявності ще значних запасів в газоносній частині пласта. 2) вода обходить і відключає за фронтом витіснення окремі ділянки з початковою газонасиченістю. В обводненій зоні залишається, як мікрозащемлений газ в результаті неповного витіснення газу водою з пористого середовища так і макрозащемлені обєми газу, що зумовлені нерівномірним просуванням пластової води і проявом граничного градієнту тиску в малопроникних пластах при фільтрації газу і води. Макрозащемленню газу сприяє зниження відбору газу із св-ни з моменту появи води в їх продукції. Проведення ізоляційних робіт в обводнених свердловинах та їх передчасне обводнення та відключення. В результаті мікро- і макрозащемлення газу водою в пористому середовищі зменшується коеф газовилучення в цілому по родовищі. За промисловими даними коеф кінцевого газовилучення при водонапірному режимі змінюється від 40 до 98% становлячи в середньому 70-85%. Вивчення коеф газовилучення в умовах водонапірного режиму В основу розрахунків коеф кінцевого газовилучення при водонапіпрому режимі покладено рівняння матеріального балансу при водонапірному режимі Qзап поч = Q зап зал +Qзап зал обв +Qвид (t) (4)

(5) Підставляючи вираз для початкових і залишкових запасів газу в газонасиченій і обводненій зоні пласта на момент часу t з рівняння (4),(5)та рівняння (6) β= =1 - (6) Отримуємо коеф кінцевої газовіддачі родовища при водонапірному режимі. При повному обводненні родовища. βі кінц=1- (7) При частковому обводненні : βг кінц=1- (8) (8) при частковому обводненні родовища можна записати і в наступному вигляді: Із наведених залежностей (7) і (8) видно, що коеф кінцевого газовилучення буде тим більший чим менші розміри обводненої зони, нищі кінцеві пластові тиски в обводненій газонасиченій частинах пласта і менший коеф кінц газонасиченості. З промислової практики відомо, що при певних значеннях характеристик процесу обводнення продуктивних пластів коеф кінцевої газовіддачі при водонапірному режимі може бути вищи ніж при газовому режимі для цього необхідно щоб виконувались наступні умови: βг обв або ж В цьому випадку к-сть защемленого газу одиниці обводненого порового об’єму буде нижчою ніж к-сть залишкового газу в тому ж об’ємі при газовому режимі розробка родовища. У випадку багато пластових родовищ для оцінки кінцевого газовилучення запропоновано використовувати коеф охоплення пласта витісненням, який являє собою відношення обводненого порового об’єму родовища до об’єму родовища в межах витіснення між початковим контуром газоносності і положенням фронту води у найбільш обводненому пласті. Розрізняють також коеф охоплення за об’ємом та коеф охоплення за площею. З аналізу рівнянь (7) і (8) видно, що на підвищення коеф газовилучення при водонапірному режимі впливають наступні чинники: 1)попередження обводнення газового родовища або зменшення к-сті води, яка в нього надійшла 2)забезпечення рівномірного переміщення контуру газоносності 3) запобігання макрозащелень газу в пласті та створення умов для більш повного витіснення газу водою з пористого середовища

4)зменшення тиску защемлення газу водою 5)Видобуток газу із обводнених пластів Вплив на коеф газовилучення геолого- промислових факторів та технологічних параметрів. 1)Коефіцієнт витіснення нафти водою βвит та залишкової газонасиченості залежить від коеф початкової газонасиченості. В області малих значень газонасиченості від 0,008 до 0,1практично весь газ защемлюється водою. Відповідно залишкова газонасиченість стає рівною початковій газонасиченості. Для зцементованих порід коеф залишкової газонасиченості зростає із збільшенням початкової газонасиченості. 2)коеф залишкової газонасиченості зменшується із ростом відношення коеф динамічної в’язкості води і газу, а також у разі погіршення змочуваних характеристик води і збільшується при зростанні поверхневого натягу на межі розподілу газ-вода. 3)Зі зростанням температури коеф кінцевого газовилучення може зростати, зменшуватись або залишатись постійним в залежності від структури порових каналів та середнього радіусу цих каналів. Ефективність витіснення газу водою з підвищенням температури збільшується для ущільнених порід із середнім радіусом порових каналів r=(1 до 2)* м. 4)коеф газовилучення при витісненні газу водою практично не залежить від тиску в області його зміни у наступному діапазоні Р=(0,1 до 20)МПа При більших значеннях тиску коеф витіснення газу водою поступово зменшуються при зростанні тиску. 5)Коеф. витіснення газу водою і залишкової газонасиченості залежить від будови продуктивних відкладів та їх макронеоднорідності. необхідність продуктивних відкладів збільшення ділянок веде до погіршення ефективності витіснення нафти водою у порівнянні із однорідними пластами. 6)Деформація порід під впливом ефективного гірничого тиску та нелінійні ефекти викликані початковим градієнтом тиску призводить до зменшення коеф газовилучення. 20.04

7.Промислові дані отримані за результатами розробки газових родовищ при водонапірному режимі показують,що відсутні універсальні залежності між коефіцієнтом залишкової газонасиченості та петрофізичними властивостями гірських порід(пористість,проникність,радіус порових каналів)це пояснюється тим,що залишкова газонасиченість в основному залежить від особливостей будови порових каналів,а також ступеня неоднорідності і не можуть бути повність охарактеризовані петрофізичними властивостями гірських порід,у зв’язку з цим запропоновані аналітичні залежності для оцінки коефіцієнтів залишкової газонасиченості.

-для пісковиків

-для вапняків і доломітів

8.Для гідрофільних пористих серодовищ коефіцієнт витіснення не залежить від швидкості заводнення для всіх можливих на практиці їх значень.

Це перш за все пов’язане з високими швидкостями капілярного всмоктування води в газонасичені породи,які змінюються в досить широкому діапазоні ,така швидкість суттєво перевищує швидкість переміщення газоводяного контакту.

В умовах дії капілярних сил вони мають вирішальний вплив на розподіл фаз у пористому середовищі та величину коефіцієнта залишкової газонасиченості.В тих умовах коли продуктивний пласт є гідрофобним,можливе збільшення коефіцієнта витіснення у випадку росту швидкості ГВК.

У випадку тріщинуватих пластів збільшення швидкості руху води призводить до зменшення коефіцієнта витіснення газу водою у безводний період.

9.При постійному тиску після обводнення пористого середовища у разі подальшого закачування води надходить незначна кількість газу,а коефіцієнт залишкової газонасиченості залишається практично постійним,така ж ситуація спостерігається і у тріщинуватому пласті,коли швидкість закачування води до її прориву нижча від критичної.

10.Як встановлено промисловим досвідом заводнення газових пластів при поступовому зменшенні пластового тиску є більш ефективним ніж при постійному тиску.В цілому коефіцієнт газовилучення зростає із збільшенням темпу відбору газу,слід зазначити,що коефіцієнт газовилучення не тільки залежить від співвідношення початкового і кінцевого пластових тисків,але й від способу зменшення тисків.Найбільш високі коефіцієнти спостерігаються при заводненні пористого серовища після попереднього зниження тиску шляхом відбору частини газу.Нижчі коефіцієнті при безперервному зменшенні тисків від початкового до задаго кінцевого.