7. Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи.

 Запасы, т. е. объем газа, находящегося в пласте, определяют, исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа.

Для элемента объема пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем

 , (2.24)

где dQ — запас газа в элементе газоносного пластаобъемом dV, приведенный к стандартным условиям (рст=0,103 МПа и Тст=293 К); р—пластовое давление, МПа; Т -пластоваятемпература, К; z—коэффициент сверхсжимаемости при р и Т для данного состава газа; m—пористость; a — коэффициентгазонасыщенности: dW= madV —объем порового пространства элемента пласта dV.

Для обычных газоносных пластов в общем случае параметры m, р, Т, z и a переменные как по мощности, так и по площади залежи.

Запасы газа определяют путем интегрирования уравнения (2.24) в пределах: запаса газа — 0-Q, и объема V:, представленного в виде произведения площади F газаноснойчасти пласта и эффективной мощности h пласта

 , (2.25)

где i – число участков, соответствующих данному значению

Методика определения запасов газа по формуле (2.25) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем удельные запасы газа

 , (2.26)

где j—число продуктивных пропластков в скважине.

Удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, наносим на карту и, соединяя линиями точки с одинаковыми их значениями, строим карту удельных запасов газа. По этой карте определяем площади, соответствующие каждому значению I. Запасы газа для пласта в целом

 , (2.27)

где i — число участков, соответствующих данному значению Ii .

Часто потенциальные запасы газа определяют по формуле

 , (2.28)

в которой Tcp, pcp. zcp, mcp, acp принимают либо постоянными, либо как среднеарифметические значения или же принимают средневзвешенные значения по толщине и площади каждого параметра в отдельности из соответствующих карт.

Извлекаемые запасы газа при подсчете объемным методом составят

 , (2.29)

Из сказанного видно, что применяемый на практике объемный метод подсчета запасов газа с помощью формулы (2.28) требует большого объема вычислений и построения значительного числа карт, необходимых для определения средних значений параметром пласта. Каждый параметропределяют раздельно вместо интегрирования комплекса величин, как это следует из формулы (2.25), и при этом можно получить как завышенные, так н заниженные запасы газа по сравнению с фактическими.

8. Особенности приток газа к забою скважин, уравнение притока газа.

Газовая скважина является одним из важнейших элементов системы разработки и добычи природных углеводородов на месторождениях.

По своему назначению скважины подразделяются на разведочные, эксплуатационные (добывающие), нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические, поглощающие.

Первый вид скважин предназначен для изучения особенностей геологического строения и размеров залежи, определения продуктивности и параметров пластов.

Добывающие и нагнетательные скважины применяются для управления процессами, протекающими в пласте при разработке и добыче нефти, газа и конденсата из месторождений природных углеводородов. Полученные сведения в процессе эксплуатации этих скважин позволяют получить информацию о параметрах пласта, запасах природных углеводородов, активности водонапорного бассейна.

Наблюдательные (пробуренные в области газо- и нефтеносности) и пьезометрические (пробуренные за внешнем контуром залежи скважины, в области водоносности) предназначены для контроля за процессами, протекающими в залежи.

Поглощающие скважин предназначены для закачки (утилизации) подтоварных вод.

В целом же, фонд скважин газодобывающего предприятия определяется технологической схемой разработки месторождения и может изменяться в процессе его разработки.

Одной из основных особенностей эксплуатации газовых скважин является нарушение линейного закона фильтрации , вследствие высоких скоростей движения газа в призабойной зоне пласта. Это явление, в случае нарушения закона Дарси для идеального газа на некоторый момент времени t описывается уравнением следующего вида: 

, (2)

 где Рк(t) – пластовое давление в районе данной скважины на тот же момент времени t;

Рс(t) – забойное давление в скважине на момент времени t; А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений;

q(t) – дебит газовой скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и стандартной температуре.

Пластовым давлением в районе скважины называется такое давление, которое установилось на забое скважины в результате её длительного простаивания (времени необходимого для выравнивания депрессионной воронки).

Второй особенностью притока газа в газовой скважине является искривление линий тока, обусловленное несовершенством скважины по характеру вскрытия и степени вскрытия и при этом возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку флюида. На рисунке 1.7 приведена схема фильтрации флюидов к скважине с различными видами несовершенства.

Другой особенностью притока флюидов к скважине является двухфазная фильтрация газоконденсатной смеси.

Выпадение конденсата в призабойной и прилегающих зонах изменяет значения фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении (2). Аналогичная картина наблюдается и при обводнении продукции скважины контурной или подошвенной водой.

Если же продуктивные пласты сложены рыхлыми, неустойчивыми коллекторами, то возникает необходимость ограничения дебита скважины с целью предотвращения разрушения призабойной зоны пласта, и как следствие – вынос частиц породы и образование песчаных пробок, эрозионного разрушения оборудования скважин и т.п.

В процессе разработки месторождений природных газов происходит падение пластового и забойного давлений, что вызывает деформацию пласта-коллектора. Это приводит к снижению коэффициентов пористости и проницаемости, вызывая при этом образование ''воронок проницаемости и пористости''. Деформационные изменения бывают упругими, упругопластическими и пластическими. В первом случае при восстановлении давления скелет пласта может достигать первоначальной структуры. Во втором случае – восстановление давления не приводит к полному восстановлению значений коэффициентов пористости и проницаемости. При пластических деформациях восстановление пластового давления они остаются на прежнем уровне.

На особенности притока газа к скважине значительно влияет высота подвески насосно-компрессорных труб (НКТ). Из опыта эксплуатации многих месторождений считается целесообразным башмак НКТ устанавливать на уровне нижних перфорационных отверстий, что предотвращает образование на забое песчано-глинистых, жидкостных пробок. В ином случае забойные пробки перекрывают нижние продуктивные интервалы, вызывают снижение дебитов скважин, избирательное дренирование, а значит и преждевременное обводнение добывающих скважин.

Такой спуск НКТ целесообразен для залежей с небольшой толщиной продуктивного пласта и терригенными коллекторами. Таким образом, вскрытая и перфорированная толщина пласта в скважине (или величина открытого забоя), глубина спуска НКТ предопределяют степень отработки продуктивных отложений по толщине.

Если в карбонатных коллекторах развита вертикальная трещиноватость, то забои скважин (и глубины спуска НКТ) следует располагать дальше от ГВК. Если для карбонатного массива характерны слоистость строения и большой этаж газоносности, то, во-первых, целесообразно выделять в разрезе отдельные эксплуатационные объекты, и, во-вторых, спускать НКТ до нижних отверстий интервала перфорации в скважинах каждого эксплуатационного объекта.

Следует отметить, что в призабойной зоне пласта из-за падения давление и за счёт эффекта Джоуля-Томсона снижается температура и в этой связи приток газа к забою скважины может сопровождаться образованием гидратов.

При эксплуатации газовых и нефтяных скважин имеют место отложения асфальто-смолистых веществ, парафина, солей, как в фонтанных трубах, так и в призабойной зоне пласта, что снижает продуктивные характеристики скважин. Эксплуатация скважин, если не принимать специальных мер, может сопровождаться коррозией труб, внутрискважинного и другого оборудования. Для газовых скважин осложнения возникают при подтягивании конусов подошвенной воды. В случае дренирования нефтяной оторочки газовые и водяные конуса являются причиной снижения эффективности работы отдельных скважин и разработки месторождения в целом.

Конструкция забоев скважин, параметры пласта и призабойной зоны и их изменение во времени определяют продуктивные характеристики скважин, следовательно, и необходимое число скважин для разработки месторождения. Особенности притока газа к скважинам необходимо учитывать при выборе и обосновании методов интенсификации притока газа к скважине.