Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
Особенностью газоконденсатного месторождения является
наличие двухфазных течений в призабойной зоне пласта (ПЗП).
Это обуславливает необходимость расчета динамики, например,
коэффициентов фильтрационного сопротивления пласта в уравнении притока газа к скважине.
В данном случае, если газоконденсатное месторождение
разрабатывается на истощение (на естественном режиме разработки), то выпадение конденсата в пласте происходит повсеместно. Но выпадающий конденсат мало изменяет коэффициент
газонасыщенности всего пласта.
Это означает, что при разработке газоконденсатного месторождения на истощение фильтрационные течения рассматриваются в рамках однофазных течений, так как выпадающий конденсат неподвижен.
Незначительная конденсатонасыщенность пласта не приводит к изменениям его ФЕС. Двухфазная фильтрация происходит
в призабойной зоне пласта.
Решение многих задач (определение пластовых давлений,
дебитов, потребного числа скважин и др.), возникающих при
проектировании разработки газоконденсатных месторождений,
можно искать и находить в результате исследования однофазных течений.
Поэтому возникают определенные специфические задачи,
для решения которых необходимы другие подходы. Прежде всего, это относится к расчетным формулам и методикам интерпретации результатов исследований газоконденсатных скважин при
установившихся и неустановившихся режимах фильтрации.
Данное утверждение очевидно, так как в ПЗП одновременно фильтруются две фазы: газообразная и жидкая.
В ПЗП фильтрационные течения ГКС соответствуют течениям газированной жидкости. Эта близкая аналогия позволила
ряду исследователей предложить модели фильтрации газоконденсатных систем и выявить основные дифференциальные
уравнения. Они исходили из рассмотрения фильтрации бинарной системы, которая показала себя при исследовании газированной жидкости.
Решение задач обратной закачки газа или расчета по определению изменения состава продукции скважин и отбора газа из
81
месторождения не могут основываться на замене реальной газоконденсатной системы бинарной системой.
Анализируя вышесказанное, задачи фильтрации газоконденсатных систем рассматриваются в рамках теории фильтрации многокомпонентных систем. Эти задачи исследованы в работах Ю. П. Желтова, А. К. Курбанова, В. Н. Николаевского и
других авторов.
Поэтому газоконденсатная система заменяется тройной или
исследуется как многокомпонентная.
В случае определения показателей обратной закачки газа
используются расчетные схемы и методы М. Маскета.
В ходе разработки газоконденсатных месторождений на истощение в пласте выпадает конденсат, который определяется
как утерянный.
Отделение же конденсата из текущей продукции скважин
осуществляется обычно в установках низкотемпературной сепарации газа (НТС).
Задача по возможности максимальной добычи конденсата
из пласта и максимального извлечения его в установках НТС
определяется ценностью его как сырья для химической промышленности.
Имеет место также требование по необходимости подачи
кондиционного газа в магистральный газопровод.
С целью решения проблемы максимального извлечения
конденсата из пласта возникает необходимость в поддержании
пластового давления в процессе разработки газоконденсатного
месторождения.
Рациональность и эффективность поддержания пластового
давления определяется сроком окупаемости дополнительных
капитальных вложений.
Целесообразность поддержания пластового давления зависят от содержания конденсата в газе, общих запасов газа и конденсата, глубины залегания пласта, географического положения
залежи, стоимости строительства скважин и сооружений объектов по поддержанию давления, извлечению и переработке конденсата и других немаловажных факторов.
82
Неизменность пластового давления обеспечивает стабильную добычу конденсата и не требует в основном ввода в эксплуатацию установок искусственного холода.
Такие особенности поведения газоконденсатных систем
необходимо учитывать при проектировании систем сбора,
транспорта, добычи конденсата и подготовки газа к дальнейшему транспорту.
Они должны отражаться в расчетах движения двухфазных
систем в стволе скважин и газосборных сетях, в установлении
оптимальных технологических параметров, характеризующих
работу установок низкотемпературной сепарации.
16.2. Сайклинг-процесс
Главная особенность разработки газоконденсатных месторождений – это возможность выпадения конденсата в пласте,
стволе скважины и наземных сооружениях.
Конденсат – это ценное сырье для химической промышленности, поэтому необходимо наиболее полное извлечение конденсата из пласта при рациональной системе разработки месторождения.
В настоящее время газоконденсатные месторождения разрабатываются на истощение (без поддержания пластового давления)
как чисто газовые или с поддержанием давления в пласте.
Разработка газоконденсатных месторождений на истощение
обеспечивает одновременную добычу газа и конденсата, высокий коэффициент газоотдачи при минимальных, по сравнению с
другими методами, затратах. Однако конденсатоотдача месторождений оказывается невысокой, так как конденсат, выпадающий в пласте по мере снижения пластового давления, считается
безвозвратно потерянным.
Предотвратить или снизить количество выпавшего конденсата можно путем полного или частичного поддержания пластового давления, которое осуществляют двумя способами: закач-
кой сухого газа в пласт или искусственным заводнением место-
рождения.
83
Разработка газоконденсатного месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки сухого газа (сайклинг-
процесс) обеспечивает наиболее высокую конденсато- и газоотдачу месторождения.
В начальный период разработки месторождения с помощью
сайклинг – процесса товарный продукт – конденсат, при этом
осушенный (отбензиненный) газ возвращается в залежь.
После извлечения основного количества конденсата месторождение разрабатывается как чисто газовая залежь на истощение.
Применяют процессы различных видов – полный сайклинг
(с закачкой всего добываемого газа), неполный сайклинг (с возвращением в пласт части добываемого газа), канадский
сайклинг (газ закачивается в летний период, а отбирается в период наибольшего потребления).
Искусственное заводнение осуществляют для поддержания
пластового давления путем площадного законтурного нагнетания в залежь воды. В этом случае с начала эксплуатации месторождения ведутся совместный отбор и сдача потребителю газа и
конденсата. В то же время возможны потери газа и конденсата,
вызванные их защемлением в пласте водой.
Возможность закачки воды зависит от наличия дешевых источников воды, приёмистости нагнетательных скважин и степени неоднородности пласта по коллекторским свойствам.
Главным, по сути, ограничением при закачке воды является
опасность преждевременного обводнения скважин из-за неоднородности параметров пласта по площади и разрезу.
Кроме того, при закачке воды за фронтом вытеснения остается газ при высоком пластовом давлении, что может существенно снизить коэффициент УВ отдачи пласта.
Также закачка воды имеет и ряд преимуществ по сравнению
с закачкой сухого газа в пласт. При закачке воды в начальной
стадии разработки месторождения газ подается потребителю.
Так как давление поддерживается на определенном уровне
(оптимальная величина поддерживаемого давления как при закачке газа, так и при закачке воды определяются техникоэкономическими расчетами), то не нужно сооружения ДКС (в
случае прекращения закачки воды).
84
На основании вышеизложенного, следует отметить, что система разработки газоконденсатного месторождения достаточно
сложная и выбирается на основании тщательного изучения геолого-промысловой характеристики залежи, состава и свойств
газа и конденсата после сопоставления технико-экономических
показателей различных вариантов и способов разработки.
Вопросы для самопроверки
1. Что такое ретроградный конденсат?
2. Режимы разработки газоконденсатных месторождений.
3. Что такое сайклинг-процесс?
85
17. СИСТЕМЫ СБОРА ГАЗА
НА ГАЗОВЫХ ПРОМЫСЛАХ
План
17.1. Классификация систем сбора газа.
17.2. Виды газосборных сетей.
17.1. Классификация систем сбора газа
Существующие системы сбора газа классифицируются
– по степени централизации технологических объектов подготовки газа;
– по конфигурации трубопроводных коммуникаций;
– по рабочему давлению.
По степени централизации технологических объектов подготовки газа различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.
При индивидуальной системе сбора (рис. 17.1 а) каждая
скважина имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа
(УПГ), после которого газ поступает в сборный коллектор и далее
на центральный сборный пункт (ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки месторождения, а также на
промыслах с большим удалением скважин друг от друга.
Недостатками индивидуальной системы являются: 1) рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу,
а следовательно, сложности организации постоянного и высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля
за работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа
по промыслу за счет наличия большого числа технологических
объектов и т. д.
При групповой системе сбора (ГСС) (рис. 17.1 б) весь комплекс по подготовке газа сосредоточен на групповом сборном
пункте (ГСП), обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более). ГСП подключаются к промысловому сборному коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и далее потребителю.
86
ГСС получили широкое распространение, так как их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки
технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля, обслуживания и автоматизации, а в итоге снизить затраты
на обустройство месторождения.
При централизованной системе сбора (ЦСС) (рис. 17.1 в)
газ от всех скважин по индивидуальным линиям или сборному
коллектору поступает к единому центральному сборному пункту (ЦСП), где осуществляется весь комплекс технологических
процессов подготовки газа, и откуда он направляется потребителям.
Применение ЦСС позволяет осуществить еще большую
концентрацию технологического оборудования, за счет применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить
капитальные вложения в подготовку газа.
В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа
обосновывается технико-экономическим расчетом.
Рис. 17.1. Системы сбора газа на промыслах:
а) – индивидуальная; б) – групповая; в) – централизованная,
VIII – установка подготовки газа; ГСП – групповой сборный пункт;
ЦСП – централизованный сборный пункт
По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают бесколлекторные и коллекторные газосборные системы. При
бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет)
поступает на ЦСП со скважин по индивидуальным линиям.
В коллекторных газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а уже по ним газ поступает на ЦСП.
87
17.2 Виды газосборных сетей
Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные
газосборные системы (рис. 17.2).
Рис. 17.2. Формы коллекторной газосборной сети:
Подключение скважин: а) индивидуальное; б) групповое
Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и
применяется при разработке вытянутых в плане месторождений
небольшим числом рядов скважин. Лучевая газосборная сеть
состоит из нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в
виде лучей.
Кольцевая газосборная сеть представляет собой замкнутый
коллектор, огибающий большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма сети позволяет обеспечить
бесперебойную подачу газа потребителям в случае выхода из
строя одного из участков коллектора.
По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные (Р < 0,1 МПа), низкого давления (0,1 < Р < 0,6 МПа),
88
среднего давления (0,6 < Р < 1,6 МПа) и высокого давления (Р >
1,6 МПа).
Вопросы для самопроверки
1. По каким принципам классифицируются системы сбора
газа?
2. Системы сбора газа по централизации.
3. Газосборные сети по конфигурации.
89
18. ОСНОВНЫЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ
ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
План
18.1. Экономический анализ вариантов разработки.
18.2. Оценка капитальных вложений, эксплуатационных и ликви-
дационных затрат.
18.3. Выбор рекомендуемого варианта разработки.
18.1. Экономический анализ вариантов разработки
Для экономического анализа сопоставляются все рассмотренные технологические варианты разработки.
Рассматривается нулевой вариант при существующих условиях эксплуатации и несколько вариантов – 1, 2, 3 и так далее с
проведением геолого-технических мероприятий, зарезкой боковых стволов и бурением новых эксплуатационных скважин.
Оценка экономической эффективности разработки месторождения проводится по предложенным технологическим вариантам с целью обоснования ее целесообразности и выбора
наиболее эффективного варианта разработки.
В качестве основных показателей для оценки экономической эффективности проекта и обоснования оптимального варианта разработки принимаются следующие:
– чистый денежный поток;
– чистый дисконтированный денежный поток;
– чистый доход;
– чистый дисконтированный доход;
– внутренняя норма доходности;
– срок окупаемости.
90
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]