Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
Рис. 4.2. Зависимость приведенного пластового давления
0
2
4
6
8
10
12
0 20 40 60 80 100 120 140 160
Приведенное пластовое давление, МПа
Накопленный отбор газа, млн м
3
Фактические данные
Линия газового режима на утвержденные запасы газа
от накопленного отбора газа по газовой залежи 1
Вопросы для самопроверки
1. Формула подсчета запасов газа объемным методом.
2. Формула подсчета запасов газа методом падения пласто-
вого давления однопластового месторождения при газовом режиме.
31
5. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
План
5.1. Основные понятия и определения.
5.2. Основы выбора системы разработки.
5.3. Системы комплексной разработки газовых и газоконденсат-
ных месторождений.
5.4. Системы размещения скважин на площади газоносности.
5.1.Основные понятия и определения
Система разработки газового месторождения – это комплекс технологических и технических мероприятий, обеспечивающих полный жизненный цикл месторождения: извлечение
газа и попутных компонентов из недр, наземная система сбора и
подготовки, направление реализации продукции, а также контроль и управление этим процессом [2].
Одним из важнейших шагов при составлении системы разработки месторождения является вопрос о выделении эксплуатационных объектов. Они выделяются на основании ряда факторов: связи залежей между собой, единые или самостоятельные
газоводяные контакты, сходство или различие в коллекторских
свойствах пластов, состава флюидов, энергетических параметрах и т. д.
Когда выделены все эксплуатационные объекты, составляются системы разработки для каждого из них. Эти системы,
в свою очередь, определяют стратегию разработки месторождения в целом, которая называется рациональной системой разработки.
Рациональная система разработки – это система, которая
обеспечивает максимальную выработку запасов углеводородов
при минимальных издержках и соблюдении закона о недрах.
Рациональная система разработки базируется на соблюдении правил охраны недр и окружающей среды, полном учете
природной, производственной и экономической специфики рай-
32
она, разумном использовании пластового давления при естественном режиме разработки, а также в дальнейшем способов
поддержания пластового давления (ППД) путем закачки агента.
5.2. Основы выбора системы разработки
В основе выбора системы разработки месторождений УВ
лежит геологопромысловое обоснование технологических решений по вопросам:
1) обоснования самостоятельных объектов разработки;
2) в соответствии с законом о недрах ввода в разработку
объектов по системе «снизу-вверх» и максимально возможном
использовании природной энергии пластов для наиболее полного извлечения запасов газа и дальнейшего сбора и подготовки
газа к транспорту по системе МГ или местному потребителю;
3) равномерности размещения и плотности сетки скважин;
4) в зависимости от типа коллекторов и их сцементирован-
ности выбора технологии добычи газа, режимов эксплуатации
добывающих скважин;
5) контролирования и регулирования параметров разработки.
Оценивается достаточность и достоверность геологической
и другой информации, по данным которой и определяются основные параметры по составлению системы разработки.
Проектировщиками и разработчиками формируются различные сценарии разработки месторождения. Сценарии зависят
от набора опций, которые могут применяться для данного месторождения. Затем производят сопоставление и выбор наиболее целесообразного сценария, отвечающего всем критериям:
технологическим, экономическим, экологическим, составляющим рациональную систему разработки.
Обобщение опыта разработки месторождений, выполненное в разное время и в различных газоносных провинциях, свидетельствует об основном влиянии на динамику технико-экономических показателей разработки геологопромысловых характеристик объектов и позволяет избегать неблагоприятных геолого-промысловых особенностей залежей.
33
К моменту проектирования системы разработки (технологической модели) должна существовать обоснованная и утвержденная геологическая модель месторождения. Что представляет собой геологическая модель? Это досаточный и достоверный
объем информации, подкрепленный цифровым, аналитическим,
графическим материалом, позволяющим составить геологическое строение месторождения, литологические характеристики
пород, коллекторские свойства пластов, геофизические и энергетические параметры залежей, запасы флюидов.
5.3. Системы комплексной разработки газовых и газо-
конденсатных месторождений
В жизненном цикле месторождений выделяются три основных периода: период роста добычи, период стабилизации (постоянной добычи) и период снижения (падающей добычи) (рис.
5.1). Есть и четвертый период: завершающей разработки.
В период роста добычи происходит эксплуатационное бурение, ввод добывающих скважин в эксплуатацию, их обвязка и
строительство объектов обустройства.
В период стабилизации идет дальнейшее добуривание эксплуатационных скважин, обеспечивающих постоянный максимальный отбор газа и конденсата, а также дообустройство промысла. В этот период накопленный отбор газа составляет до 50–
60 % от запасов, а иногда и больше.
В третий период (снижения добычи) происходит уменьшение числа добывающих скважин за счет обводнения и истощения в зависимости от режима работы залежи.
Если есть экономическая целесообразность, то в третий период иногда бурятся дополнительные эксплуатационные скважины. Обычно это происходит на оставшихся неохваченных
разработках участках для увеличения конечной газоотдачи.
Для крупных по запасам месторождений свойственны все
классические периоды добычи газа. Если запасы газа средние,
то второй период зачастую отсутствует, то есть после роста добычи и достижения максимума, сразу наступает падение. А при
34
разработке малых по запасам залежей может отсутствовать и
период роста.
Относительно систем обустройства существуют периоды
естественной энергии и период подключения дожимных компрессорных станций или модульных компрессорных установок.
Все зависит он экономической целесообразности.
5.4. Системы размещения скважин на площади газонос-
ности
Газовые и газоконденсатные залежи аппроксимируются по
геометрии в различные формы. Это прямоугольник, круг или
овал. Редко бывают неопределенные конфигурации залежей.
Ситуация на местности играет определяющую роль в системе размещения скважин. На площади месторождения могут
35
располагаться водоемы, населенные пункты и т. д. Кроме того,
принимаются во внимание неравномерность коллекторских
свойств по площади. Все эти факторы влияют на выбор схем
размещения скважин.
Приведем основные системы размещения скважин.
При равномерном размещении существуют сетки по квадратной и треугольной системе (рис. 5.2), в виде батарей (рис.
5.3), в виде цепочки (рис. 5.4), при малых по запасам и площади
залежах – в своде (рис. 5.5). Если экономико-географическая
ситуация местности не позволяет равномерное размещение
скважин, применяют неравномерную сетку.
36
Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геолого-физическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых
дебитах скважин.
Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае
обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в
целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том
случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам.
В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается
постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в
удельном объеме дренирования, т. е.
, (5.1)
где qi – дебит i-й скважины; αΩi – газонасыщенный объем дренирования i-й скважины.
Вопросы для самопроверки
1. Определение системы разработки.
2. Понятие о рациональной системе разработки.
3. Основные периоды разработки.
4. Схемы размещения скважин на площади газоносности.
5. Назначение наблюдательных скважин.
37
6. ОСНОВНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
МЕСТОРОЖДЕНИЯ. ЭТАПЫ И СТАДИИ
РАЗРАБОТКИ
План
6.1. Основные понятия и определения.
6.2. Показатели разработки месторождения.
6.3. Этапы и стадии разработки месторождения.
6.1. Основные понятия и определения
Как было сказано в предыдущей лекции 4, для прогнозирования показателей разработки необходима достоверная геологическая модель и история разработки. История разработки включает в себя данные по отборам углеводородов, пластовому давлению, добычным возможностям пласта по результатам газодинамических исследований, данные по технике и технологии добычи газа.
Промышленной разработке месторождения предшествует
опытно-промышленная эксплуатация. Составляется проект
опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ). В нем рассчитываются показатели на период ОПЭ, такие как динамика отбора
газа и сопутствующих флюидов, пластового давления. По результатам геофизических и керновых исследований определяются параметры пласта и флюидов. По данным газодинамических исследований обосновываются параметры уравнения притока газа, допустимая депрессия на пласт, максимальный дебит
газа. По анализу состава газа и газоконденсатным исследованиям уточняется потенциальное содержание конденсата.
Перед вступлением месторождения в период промышленной разработки составляется технический проект разработки
(ТПР). В ТПР уточняются вышеперечисленные показатели.
Также проводится оценка запасов углеводородов по данным
предшествующей ОПЭ с возможностью их корректировки и переутверждения в Государственной комиссии по запасам.
38
6.2. Показатели разработки месторождения
К основным показателям систем разработки и обустройства
относятся следующие:
1. Изменение во времени пластовых, забойных, устьевых
давлений и температур при движении газа от забоя до приема
магистрального газопровода.
2. Изменение во времени средних (и максимальных) деби-
тов или дебитов отдельных скважин.
3. Изменение во времени потребного числа эксплуатацион-
ных, резервных и наблюдательных скважин. Очередность ввода
скважин в эксплуатацию.
4. Темпы внедрения пластовых вод по площади и разрезу.
Перечисленные показатели разработки определяются для рассматриваемого варианта отбора газа из месторождения, но для
различных вариантов конструкции и диаметров скважин, числа
эксплуатационных объектов и т.д.
5. Количество и местоположение групповых пунктов сбора
и подготовки газа.
6. Диаметры и протяженность внутрипромысловых газо-
сборных сетей.
7. Условия подготовки газа: ступени сепарации, тип сепа-
рационных аппаратов, площади и конструкции теплообменных
аппаратов, расходы ингибитора гидратообразования.
8. Параметры системы осушки газа.
9. Длительность периодов бескомпрессорной и компрес-
сорной эксплуатации. Сроки ввода в эксплуатацию и мощности
ступеней ДКС и т. д.
10. Технико-экономические показатели разработки место-
рождения и обустройства промысла.
6.3. Этапы и стадии разработки месторождения
Процесс разработки газового и газоконденсатного месторождения подразделяют на два основных этапа после проведения поиска и разведки:
39
– опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ);
Этапы
Стадии (периоды)
Поиск и разведка
-
Опытно-промышленная
эксплуатация (ОПЭ)
-
Промышленная разработка
1 стадия – нарастающая (рост добычи)
2 стадия – постоянная (стабильная добыча)
3 стадия – падающая (снижение добычи)
4 стадия – завершающая (добыча низконапорного газа)
– промышленной разработки месторождения.
Назначение опытно-промышленной эксплуатации заключается в следующем:
1. Введение в разработку месторождения до полного окон-
чания его разведки.
2. Осуществление дальнейшей разведки месторождения.
3. Определение запасов газа по данным опытно-промыш-
ленной эксплуатации месторождения и подготовка исходных
данных для проектирования промышленной разработки.
Основные этапы и стадии разработки приведены в табл. 6.1.
Таблица 6.1
Основные этапы и стадии разработки
Вопросы для самопроверки
1. Основные показатели разработки в проекте ОПЭ.
2. Основные показатели разработки в технологическом про-
екте.
3. Основные показатели комплексной системы разработки и
обустройства месторождения.
4. Этапы и стадии разработки.
40
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]