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 у пру гово до напорный). 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 Р_н - начальное пластовое давление; Q (t) - суммарное количество добытого газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению Р_ат и стандартной температуре T_ст ; а£2 - газонасыщенный объем порового пространства залежи; а - коэффициент газонасыщенности; Q. - поровый объем залежи; Z_Н и Z[Р(t)] -коэффициенты сверхсжимаемости газа при пластовой температуре Т_пя и давлениях Р_н и Р(t).

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

Z; ап_{ Г_й6

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 эксплуатационыхн 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 просдкаа пород вокруг скважин. Приходится принимать спецальнеиы 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.

Поиск по сайту: