Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Разработка газовых месторождений



Отличие разработки газовых месторождений от разработки нефтяных месторождений заключается в различии свойств газа и свойств нефти. Газ имеет значительно меньшую вязкость (в 100 и более раз меньше, чем вязкость легкой нефти) и обладает большей степенью сжимаемости. Газ, добытый со скважин, тут же подается в магистральные газопроводы, по которым он транспортируется до газоперерабатывающих заводов или непосредственно к местам его потребления.

Чаще всего основная особенность разработки газовых месторождений, особенно с большими запасами, заключается в неразрывной цепи в системе пласт - скважина - газосборные сети на газовом промысле - магистральный газопровод - пункты потребления - пункты переработки и потребления. В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения максимального газоизвлечения и высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях с соблюдением условий охраны недр и окружающей среды. В технологической схеме разработки (проект разработки) определяют темп разработки месторождения по годам, общий срок разработки, сетку скважин и их диаметр, размещение скважин по площади и т.д.

При разработке газовых месторождений и определении сетки скважин большое значение имеет определение диаметра эксплуатационной колонны скважин. Из газовой скважины газ добывается по эксплуатационной колонне, поэтому чем больше диаметр ствола скважины, тем больше будет дебит скважин и меньше потерь на трение по ее стволу. Это значит, что на месторождении можно извлечь то же количество газа меньшим числом скважин.

Однако с увеличением диаметра растут осложнения при бурении, увеличиваются сроки бурения, а главное - это ведет к удорожанию скважин за счет увеличения их металлоемкости.

Сжатый газ, обладая большой упругостью, всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. Этот запас существует даже при минимальном пластовом давлении, близком к атмосферному. На газоизвлечение влияет множество факторов. Основным из них является остаточное давление в залежи на последней стадии разработки.

Наибольшее газоизвлечение может быть получено при снижении пластового давления до минимального значения, близкого к атмосферному. Но при этих условиях дебиты газа становятся низкими из-за небольших перепадов между пластовым и забойным давлениями, и эксплуатация их становится нецелесообразной.

Обычно разработку газовых залежей с учетом экономических показателей прекращают при давлениях на устьях газовых скважин несколько выше атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи на газовых месторождениях в технологических схемах обычно принимается равным 0,75-0,85.

Режимы газовых месторождений.Под режимом газовых месторождений понимается влияние движущихся сил в пласте, обеспечивающих приток газа к эксплуатационным скважинам. Существует два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный (или упруговодонапорный). Приток газа к забоям скважин при газовом режиме обеспечивается упругой энергией сжатого газа. При этом контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь.

При водонапорном режиме в газовую залежь в процессе разработки поступает контурная или подошвенная вода. При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается упругой энергией сжатого газа и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Приток воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. При водонапорном режиме сравнительно часто пластовое давление в начале разработки залежи падает (как при газовом режиме).

 
 

Затем, по мере поступления воды в залежь, падение пластового давления замедляется. Замедление в начале поступления воды в газовую залежь может быть связано с проявлением в водоносном пласте предельного градиента давления. При расчетах пластового давления пользуются понятием средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления на данный период времени. Смысл этого понятия заключается в следующем. Это такое давление, которое установится в газовой залежи после длительной остановки добывающих скважин. Изменение во времени среднего пластового давления при газовом режиме определяется по уравнению-

где Рн - начальное пластовое давление; Q (t) - суммарное количество добытого газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению Рат и стандартной температуре Tст ; aΩ - газонасыщенный объем порового пространства залежи; а - коэффициент газонасыщенности; Ω - поровый объем залежи; ZН и Z[Р(t)] -коэффициенты сверхсжимаемости газа при пластовой температуре Тпя и давлениях Рн и Р(t) .

Из этого следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости Р/Z(Р) = f(Qдоб(t) ).

От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. От темпов падения пластового давления зависит темп падения дебитов газа в газовых скважинах, а отсюда и количество скважин, необходимых для обеспечения запланированных объемов добычи газа.

Как и при разработке нефтяных месторождений, неоднородность продуктивных коллекторов приводит к продвижению воды по наиболее проницаемым пропласткам, что вызывает преждевременное обводнение газовых скважин. В итоге ухудшаются технико-экономические показатели разработки газового месторождения. В этом случае приходится проводить геолого-технические мероприятия, в т.ч. и бурение дополнительных скважин.

При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин - это естественный процесс. Но при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.

Различают три периода разработки газовых залежей: I - период нарастающей добычи газа; II - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа; III - период падающей добычи газа.

В первом периоде нарастающей добычи газа ведется разбуривание месторождения, обустройство газового промысла, ввод месторождения в планомерную разработку и в конце первого периода - выход на максимально запланированную (предусмотренную проектом разработки) добычу газа. Этот период в зависимости от размеров залежи и запасов длится от 2-3 лет до 5-7 лет и более. Период постоянной добычи газа продолжается до отбора из залежи 65-75% запасов газа, а иногда и более.

Период падающей добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора газа из месторождения, который зависит от цены на газ и существующего закона по налогообложению.

Техногенные последствия разработки газовых месторождений. Газовые залежи, как и нефтяные, находятся под воздействием горного давления вышележащих горных пород. Это давление воспринимается непосредственно скелетом продуктивного (нефтяного, газового, газоконденсатного) пласта. А содержащиеся в скелете пласта нефть или газоконденсат находятся под так называемым начальным пластовым давлением. От величины этого давления и последующего его снижения во многом зависят показатели разработки месторождения (нефтяного, газового, газо-конденсатного). Под величиной пластового давления следует понимать внутрипоровое давление, под которым нефть или газ находятся в данной точке залежи. Внутрипоровое давление в залежи противостоит горному давлению. В процессе разработки горное давление остается постоянным. Изменение внутрипорового давления сказывается (кроме изменения показателей разработки) на деформационных изменениях продуктивного коллектора, т.к. из-за увеличения разницы между горным и поровым давлениями возрастает нагрузка на него. Следствием этого является уменьшение внутрипорового пространства (коэффициента пористости). На основе лабораторных экспериментов и промысловых данных доказаны факты изменения емкостных и фильтрационных свойств продуктивных пластов. Кроме этого, уменьшение пористости в каждой точке пласта интегрально приводит к изменению толщины продуктивного пласта. Его «усадка» вызывает перераспределительные процессы в вышележащих породах. Совокупным результатом является проседание дневной поверхности или дна моря при разработке континентального шельфа. Систематические наблюдения за проседанием земной поверхности у нас в стране и за рубежом начали проводиться только с 70-х годов. К настоящему времени значительные проседания земной поверхности имеются более чем на 30 разрабатываемых месторождениях. Например, на месторождении Уилмингтон (Калифорния, США) за 27 лет разработки уровень дневной поверхности снизился на 9 метров. При этом максимальное проседание происходит над участками залежи с высокими коллекторскими свойствами и наибольшими коэффициентами нефтеизвлечения.

Имеют также место при этом существенные горизонтальные смещения почвы, которые приводят к нарушениям (деформациям) инженерных коммуникаций и сооружений.

В 1949 году началось освоение нефтяного месторождения Нефтяные Камни в Каспийском море, в 80 км от г. Баку. Там была сооружена система эстакад, был построен вахтовый поселок с пятиэтажными домами и т.д. В последние годы эти сооружения погружаются в море.

Зарубежные и отечественные данные говорят о том, что разработка месторождений нефти и газа провоцирует, в ряде случаев, техногенные землетрясения. Так, на Старо-Грозненском нефтяном месторождении (Северный Кавказ) в 1971 году произошло землетрясение в 7 баллов с глубиной очага 2,5 км в присводовой части залежи. Через 5 часов повторное землетрясение в 4-5 баллов было зарегистрировано на глубине 5 км. С момента начала сейсмических исследований на территории Ромашкинского месторождения (Татария) только в сентябре-декабре 1986 года зарегистрировано 15 землетрясений с глубиной очага до 10 км и силой в эпицентре в 5-6 баллов.

Данные по разработке нефтяных и газовых месторождений показывают, что проседание земной поверхности и техногенные землетрясения приводят к нарушениям герметичности эксплуатационных колонн, разрушению промысловых коммуникаций, разливу нефти и т.д.

Проседание уровня земли приводит к негерметичности эксплуатационных колонн, а это, в свою очередь, может приводить к перетокам нефти, газа и пластовых сильно минерализованных вод в другие горизонты. Это создает большие экологические проблемы и наносит вред недрам. Следует отметить, что вопросам охраны недр и окружающей среды в последние годы стали уделять большое внимание. Многое сделано, но многое еще требуется решать. Особенно острый вопрос - это добыча газа в районах Крайнего Севера (где открыты крупнейшие месторождения газа). На месторождениях севера Тюменской области, Восточной Сибири и Заполярья имеются вечномерзлые породы, толщиной от поверхности и ниже до нескольких сот метров. При бурении и эксплуатации скважин здесь происходит растепление этих участков пород, вследствие чего происходит просадка пород вокруг скважин. Приходится принимать специальные меры против растепления пород как в процессе бурения скважин, так и при эксплуатации скважин. При разработке газовых месторождений при низкой пластовой температуре в призабойной зоне могут возникать гидратообразования. Борьба с гидратообразованием ведется путем периодической закачки в пласт ингибитора гидратообразования - метанола. Гидратообразование возможно и в стволе скважин. Борьба с гидратообразованием в стволе скважин ведется путем непрерывной дозировочной закачки метанола в скважину.




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.