Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
7. ПРОЕКТИРОВАНИЕ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
План
7.1. Основные этапы проектирования разработки месторождений.
7.2. Проектирование рациональной разработки газового место-
рождения.
7.3. Основные положения проекта разработки газового месторож-
дения.
7.1. Основные этапы проектирования разработки ме-
сторождений
Первый этап – составление проекта ОПЭ месторождения.
Второй этап – составление проекта разработки.
Проект ОПЭ месторождения составляется на основе небольшого объема геолого-промысловой информации при
утвержденных по категориям В1 и В2 запасах газа (в соответствии с Новой Классификацией запасов газа).
Проектом ОПЭ месторождения предусматривается проведение комплекса геолого-геофизических, газогидродинамических и специальных (например, термодинамических, акустических и т. д.) исследований скважин и пластов.
По данным ОПЭ месторождения уточняются начальные запасы газа по месторождению в целом, а при возможности и по
отдельным пластам.
Для ОПЭ месторождения предусматривается срок в два –
три года. Однако, в связи с тем, что ряд месторождений характеризуется различной сложностью геологического строения, не
всегда срок в два года может дать необходимый объем информации для составления технического проекта разработки месторождения, поэтому целесообразно увеличить этот срок.
ОПЭ после её окончания переходит в промышленную разработку месторождения, осуществляемую в соответствии с техническим проектом разработки.
41
В ходе промышленной разработки месторождения требуется бурение значительного числа скважин. Каждая новая скважина уточняет, а иногда и меняет представление о месторождении
и водоносном бассейне. Изучение месторождения и процессов,
протекающих при его разработке, не заканчиваются бурением
последней скважины. На каждом этапе разработки представления о месторождении уточняются.
На этапе реализации технического проекта разработки ведется контроль за процессами, происходящими в пласте. Комплекс промыслово-исследовательских работ регламентируется
действующими инструкциями и руководствами по исследованию скважин, «Правилами разработки газовых и газоконденсатных месторождений» с учетом задач проводимой разработки и
геолого-физических особенностей объектов разработки.
Система контроля за разработкой месторождения сводится к
определению (уточнению) режима разработки залежи, начальных
и текущих запасов углеводородов, оценке добывных возможностей скважин и выбору наиболее рациональных технологических
режимов их эксплуатации. Решение этих задач возможно на основе применения комплекса геофизических, геохимических, гидродинамических и газоконденсатных исследований.
Комплекс работ по контролю за разработкой включает следующие направления.
Контроль энергетической характеристики залежи:
– замеры забойных и пластовых давлений, а также температуры глубинными приборами в скважинах, выбранных для контроля динамики пластового давления – один раз в год;
– замеры статических давлений и температур на устьях
остановленных скважин с последующим пересчетом на пластовые давления – один раз в год.
Контроль режима работы залежи:
– определение средневзвешенных пластовых давлений в залежи – один раз в год по результатам авторского сопровождения;
– построение зависимостей средневзвешенного пластового
давления от накопленного отбора газа – один раз в год по результатам авторского сопровождения;
– определение ВГФ – ежемесячно;
42
– контроль содержания хлора в воде, добываемой из скважин, – при резком увеличении ВГФ;
– отбирать пробы воды на полный химический анализ достаточно один раз в год при проведении ГГДИ.
Контроль добычных возможностей скважин и технологического режима их эксплуатации:
– проведение газогидродинамических исследований с целью определения оптимального режима работы скважин – один
раз в год (первичные исследования по каждой вновь пробуренной скважине – обязательно). Текущие ГГДИ рекомендуется
проводить с учетом размещения скважин в различных участках
залежей, желательно в одних и тех же скважинах, для анализа
изменения продуктивной характеристики;
– при капремонтах и в случае появления мехпримесей в
продукции скважин проводить замер глубины забоя;
– замеры температур на устье скважин и сепараторах – ежеквартально;
– учет объемов добываемой из скважин продукции – ежесуточно.
Контроль за продвижением ГВК
Продвижение ГВК в процессе разработки месторождений
обычно контролируют с помощью различных типов скважин:
наблюдательных, пьезометрических, геофизических.
Для мелких месторождений бурение специальных скважин
по контролю нецелесообразно. Контроль продвижения ГВК в
залежи достаточно осуществлять по данным эксплуатации добывающих скважин.
При преждевременном обводнении скважин или резком повышении удельного содержания хлора в составе добываемой
воды необходимо проведение комплекса ГИС. Комплекс ГИС
выбирают с учетом конкретных условий залегания залежи и
особенностей эксплуатации скважин.
Контроль технического состояния скважин:
– визуальный осмотр устьев скважин и прискважинного
оборудования согласно разработанному графику;
– замеры динамических давлений в трубном и затрубном
пространствах согласно разработанному графику.
43
Нарушения нормальной работы скважин (возникновение
межколонных давлений, резкое изменение давлений в трубных
и затрубных пространствах) требуют проведения ГИС с целью
оценки технического состояния скважин.
Эксплуатация скважин с наличием межколонных давлений
с параметрами, большими, чем установлено в соответствующих
инструкциях, не допускается. Геологические службы организации-недропользователи должны вести постоянный мониторинг
за состоянием устьев скважин, наличием грифонов и межколонных давлений.
Контроль за выработкой пласта:
– учет добычи газа и воды по скважинам и залежи (ежесуточно);
– определение степени и характера насыщения пластов по
данным ГИС.
Контроль состава и физико-химических свойств газа:
– анализ газа и конденсата один раз в год;
– пробы воды отбирать один раз в год при замере статики и
в случае резкого увеличения воды в продукции скважин.
При контроле за разработкой месторождений геофизическими методами решаются следующие задачи:
– геологического контроля (определение текущего положения флюидных контактов, текущей газонасыщенности);
– контроля эксплуатационных характеристик пласта (определение профиля и состава притока, профиля поглощения, интервалов обводнения);
– технического контроля (состояние ствола скважины и колонны, НКТ и цементного кольца);
– технологического контроля (гидродинамические и термобародинамические условия в стволе скважины).
При появлении воды в продукции с целью выявления интервалов обводнения рекомендуется радиометрия (ННК-т,
ИННК, ГК), в качестве дополнительного метода – высокочувствительная термометрия.
Определение эксплуатационной характеристики пласта и
состава притока с целью выбора объектов для интенсификации
рекомендуется методами газогидродинамического контроля:
ГК, ВЛ, Т, РТ, РМ, ГГК-п.
44
Все исследования в скважинах методами ГИС и ГДК реко-
мендуется дополнять замерами забойного и пластового давления и температуры методами мано- и термометрии.
В случае если анализ разработки разъясняет причины и характер отклонения фактических показателей от проектных, то
составляется дополнение к техническому проекту разработки
(ДТПР).
Проекты разработки месторождений природных газов составляются научно-исследовательскими проектными институтами (НИПИ).
Если НИПИ отраслевой находится в ведении ПАО «Газпром», то предварительно проекты разработки рассматриваются
рабочей комиссией ПАО «Газпром», а окончательно их рассматривает Центральная комиссия по разработке месторождений природных газов (ЦКР) Роснедр.
7.2. Проектирование рациональной разработки газового
месторождения
В практике проектирования все более широкое распространение получает составление комплексных проектов разработки
месторождения и обустройства промысла.
При этом система «пласт – скважина – газосборные сети – магистральный газопровод» должна рассматривается как единое целое. Следовательно, требуется одновременная оптимизация показателей разработки месторождения и обустройства промысла.
При выборе рациональной системы разработки месторождения и обустройства промысла необходимо рассматривать различные расчетные варианты.
При обосновании отбора газа из месторождения зачастую
приходится рассматривать несколько возможных вариантов разработки. Для намечаемой величины отбора газа необходимо из
возможных вариантов систем разработки и обустройства выбрать оптимальный.
45
7.3. Основные положения проекта разработки газового
месторождения
Структура проекта разработки газового месторождения состоит из следующих разделов.
1. Общие сведения о месторождении и лицензионном
участке.
2. Геолого-физическая характеристика месторождения.
3. Цифровые модели месторождения.
4. Состояние разработки месторождения.
5. Проектирование разработки месторождения.
6. Методы повышения извлечения и интенсификации добы-
чи углеводородов.
7. Технико-экономический анализ вариантов разработки.
8. Конструкция и технология бурения скважин, методы
вскрытия и освоения пластов.
9. Техника и технология добычи углеводородов.
10. Контроль и регулирование разработки месторождения.
11. Программа доразведки и исследовательских работ.
12. Маркшейдерско-геодезические работы.
13. Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных
с пользованием недрами.
14. Мероприятия по рациональному использованию и
охране недр.
15. Сроки и условия выполнения работ по консервации и
(или) ликвидации скважин, промысловых объектов, а также рекультивации земель.
Вопросы для самопроверки
1. Этапы проектирования разработки газового месторождения.
2. Что такое оптимальный вариант разработки месторождения?
3. Основные задачи, решаемые при проектировании разра-
ботки газового месторождения.
46
8. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ ГАЗА
План
8.1. Технология добычи природного газа в России.
8.2. Технология вскрытия газового пласта.
8.3. Методы освоения газовых скважин.
8.1. Технология добычи природного газа в России
Россия имеет важное конкурентное преимущество в мировом
экономическом сообществе из-за наличия на ее территории крупных энергоресурсов, причем по потенциальным и резервным запасам природного газа наша страна занимает первое место.
Обилие газа в стране, наличие разработанных месторождений и транспортной инфраструктуры свидетельствует о полном
обеспечении потребностей промышленных предприятий, электростанций и населения в дешевом высокоэффективном топливе
и сырье.
Природный газ находится в земле на глубине от 200 метров
до нескольких километров. Одним из самым неглубоким газовым месторождением считаются Синявское и Азовское, находящиеся в Ростовской области.
Сверхглубокой скважиной, расположенной недалеко от города Новый Уренгой, получен приток газа с глубины более 6000
метров.
В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами – трещинами.
В 2005 году в России объём добычи природного газа составлял 648 млрд м³. Внутренним потребителям было поставлено 307 млрд м³ через 220 региональных газораспределительных
организаций. На территории России расположено 24 хранилища
природного газа. Протяжённость магистральных газопроводов
России составляет 155 тыс. км.
47
8.2. Технология вскрытия газового пласта
Вскрытие газового пласта – это завершающий процесс бурения скважины.
Технология вскрытия продуктивного пласта сильно влияет
на условия освоения и определяет продуктивную характеристику скважины [3].
В процессе вскрытия продуктивного пласта должно быть
предотвращено проявление открытого фонтанирования скважины и в то же время должны быть сохранены природные ФЕС
пород призабойной зоны.
В случае если проницаемость пород мала, то принимают
меры к улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны
скважины путем использования различных методов интенсификации притока газа.
Недопущение открытого аварийного фонтанирования обеспечивается противодавлением столба глинистого раствора на
забой. С этой целью обычно необходимо, чтобы давление столба глинистого раствора в стволе скважины на забой на 10–15 %
превышало ожидаемое забойное давление. Такое условие достигается путем применения промывочного раствора соответствующего удельного веса: например, используют меловой раствор с
добавками барита или гематита.
При вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического
в целях предупреждения заглинизирования и инфильтрации воды в пласт применяют глинистые растворы, приготовленные на
нефтяной основе; используют поверхностно-активные вещества
(ПАВ) и различные добавки [4].
На газовых месторождениях с большим этажом газоносности и аномально высоким пластовым давлением спускают дополнительные промежуточные колонны для обеспечения возможности прохождения всего этажа газоносности без поглощения промывочной жидкости и предотвращения связанных с этих
выбросов. До вскрытия газового пласта промежуточной колонной или кондуктором перекрываются породы, поглощающие
промывочную жидкость, а также породы, сообщающиеся с
дневной поверхностью.
48
Когда присутствуют устойчивые коллекторы, забой оборудуют также фильтром или хвостовиком. Фильтры в этом случае
изготавливают из стандартных труб, на которых фрезой нарезают
вертикальные щели шириной в зависимости от фракционного
состава песка, слагающего продуктивный пласт, от 0,75 до 3 мм.
Цементирование осуществляется от кровли продуктивного
пласта и выше.
Когда ПЗП представлена песками или песчаниками, которые начинают разрушаться уже при небольших депрессиях на
пласт, забой скважины оборудуется специальными гравийнонамывными фильтрами.
8.3. Методы освоения газовых скважин
Если процесс вскрытия продуктивного пласта уже позади,
то следующей стадией подготовки к эксплуатации является ее
освоение, а именно вызов притока газа или пластовой жидкости
из пласта, очистка призабойной зоны и обеспечение условий,
при которых продуктивный пласт начинает отдавать газ в необходимом объеме.
Понижение давления на забое при освоении скважины достигается путем замены промывочной жидкости водой. Если
пласт не возбуждается, воду заменяют более легким раствором,
например нефтью, или в скважину нагнетают воду и воздух (или
газ); снижением уровня жидкости в скважине.
Приток газа в скважину произойдет в тот момент, когда
гидростатическое давление столба жидкости в стволе скважины
станет меньше пластового. Это давление можно понизить заменой жидкости в колонне другой жидкостью с меньшей плотностью (например, буровой раствор можно последовательно заменять водой, затем нефтью или газожидкостной смесью) или понижением высоты столба жидкости в скважине путем отбора ее
с помощью тех или иных технических средств. На практике в
различных условиях применяют оба способа.
Во многих случаях применяют компрессорный способ вызова притока газа. При этом способе в затрубное пространство с
49
помощью передвижных компрессоров закачивают воздух пли
газ, который вытесняет жидкость.
Вопросы для самопроверки
1. В каком регионе находятся самые большие запасы газа в
России?
2. Способы вскрытия газоносного пласта.
50
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]