Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

Глава VI
РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ
И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
§ 1. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ПРИНЦИПЫ РАЗРАБОТКИ
В гл IV изложены лРиниипы разработки нефтяных месторождений. В своей основе они действительны и для разработки газовых месторождений.
Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти, выражающееся главным образом в его незначительной плотности, высокой упругости, значительно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и га-зоконденсатных месторождений, заключающуюся в том, что газ в основном добывают фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребителя полностью герметична и представляет собой единое целое.
В нашей стране рее газовые и газоконденсатные месторождения, газопроводы И газохранилища объединены в Единую систему газоснабжения (ЕСГ).
Строго говоря при вводе в разработку каждого нового месторождения следовало бы пересматривать характер работы всей системы газоснабжения или хотя бы какой-то ее части. Однако задача эта настолько сложна, что решать ее нецелесообразно Поэтому систему расчленяют на подсистемы, которые увязывают по основным выходным параметрам. Одна из таких подсистем —газовая залежь, в которую входят пласт с его газо-и водонапорной частою, скважины, газосборная сеть установки подготовки газа до>*<имная компрессорная станция (ДКС).
Газовые и га'зокоНДенсатные месторождения разрабатывают по двум проектам- технологическому и техническому. Первый проект основан на исходных геологических данных и ограничениях технического зкономического и ДРУГОГО характера, второй—на технологическом, но с предусмотрением технических решений подробной экономики и графической документации.
Необходимую длЯ проектирования и исходную информацию, в основном геологическую, получают, затрачивая большие средства и время Поэтому залежь начинают разрабатывать до окончания разведочных работ по объекту с таким расчетом, что недостающие сведения будут получены в процессе добычи
газа. -
Газовые и газоко нденсатные месторождения разрабатывают
по следующим стадиям (рис. VI.I).
119
сум
Рис. VI.1. График основных показателей разработки газовых месторождений: Q—суммарный отбор газа из залежи; Рмг— давление в магистральном газопроводе; п — число скважин; р — давление; Рвх~давление на входе в компрессорную станцию; Л'д—мощность дожимной компрессорной станции; Qp—годовой отбор газа; p*(t)— безразмерное средневзвешенное давление в залежи
I. Опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ). В этот период (обычно 3—5 лет) ведут строительные и опытные работы, бурят скважины, наращивается темп добычи газа, уточняют запасы газа и конденсата, определяют режим разработки залежи, продуктивность скважин, взаимодействие частей залежи.
II. Период постоянной добычи (10—15 лет). В это время отбирают основное количество газа (60%), добуривают скважины и строят дожимные компрессорные станции.
III. Период падающей добычи. Он начинается с того момента, когда поддерживать постоянную добычу газа вводом новых скважин и повышением мощности ДКС становится невыгодным.
В начале разработки залежи давление в ней обычно достаточно высоко и ДКС не применяют. Позднее давление падает и для отбора запланированных объемов газа приходится вводить ДКС.
При прогнозировании разработки газовых и газоконденсат-ных месторождений обычно различают два режима — газовый и водонапорный (см. гл. I).
Представим, что пласт однородный и бесконечный, давление в газоносной области одинаково по площади, продуктивные
120
характеристики скважин равны. Эти допущения, как показывает практика, не приводят к существенным отличиям расчетных величин от реальных.
Задача состоит в нахождении взаимосвязи основных показателей разработки и их изменений во времени.
При изложенных допущениях прогнозирование разработки сводится к совместному решению уравнения материального баланса и зависимостей, описывающих движение газа и воды по системе пласт — скважины — шлейфы, коллекторы, установки подготовки газа, соединительные газопроводы — ДКС.
По уравнениям приведенных затрат при различных вариантах разработки залежи выбирают наиболее выгодный вариант.
§ 2 РАЗРАБОТКА ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ
ПРИ ГАЗОВОМ РЕЖИМЕ
И РАВНОМЕРНОМ РАЗМЕЩЕНИИ СКВАЖИН
В простейшей форме уравнение материального баланса залежи при газовом режиме выражается очевидной зависимостью
Q3 = Q(0 + QocT, (VI. 1)
где Q3 — начальные запасы газа в залежи; Q(t)—объем отобранного газа; QOCT — объем оставшегося в пласте газа (при стандартных условиях).
Переходя к пластовым условиям, получаем
(р)
Решая это уравнение относительно текущего средневзвешенного давления в залежи и полагая, что
/>*(*)= p(t}
Рст* (Р)
находим
где /?пл* — приведенное начальное давление в пласте, МПа:
РПЛ " рпл'^плрст',
Q — суммарный объем пор, заполненных газом; a — поправка на отличие температуры залежи от стандартной.
Приток газа к скважине характеризуется двучленной эмпирической зависимостью
р2 (t)—p? (О = afcp + &&. (VI.3)
121
Здесь а и b — коэффициенты, определяемые осреднением значений по методу, описанному в § 4 этой главы. По расходу газа средней скважины qcf получим общий расход по залежи
<7 = /U7cP. (VI .4)
Запишем формулу условий скважины:
Лр = р*(0— P*3 = C = const, (VI .5)
где С устанавливают по данным исследования скважин. Уравнение движения газа удобно записывать в виде
p;2~p;2(0e2s=9<7cp. (vi .6)
В случае, когда дебит скважины регулируется штуцером, движение газа по шлейфу описывают зависимостью
ру-р2ш = Вш<7сР. (VI.7)
Здесь рш — давление перед штуцером, МПа; Вш — гидравлическое сопротивление шлейфа, МПа2-сг/м6; дср — средний расход газа, мэ/с.
Гидравлическое сопротивление шлейфа можно определить по формуле
= 0,307 _BlEL_ да 1,02—^—. (VI. 8)
?,5,33 v
В системе подготовки газа потери давления (местные потери — в поворотах, аппаратах, задвижках) определяют по формуле
где Кг — коэффициент, определяемый по справочникам для различных местных сопротивлений; vi — скорость; р — фактическая плотность газа, кг/м3; g — ускорение свободного падения, м/с2. Потери давления на штуцере, зависящие от режима истечения газа, состоят: при критическом истечении
Р = Срш; (VI. 10)
при некритическом истечении
tpm — Рко). (VI. И)
Здесь Рш — давление перед штуцером; рко — давление после штуцера; С и С, — коэффициенты, зависящие от диаметра штуцера, характера отверстия, числа Рейнольдса (определяют их по соответствующим справочникам).
109
Если давление в пласте упадет настолько, что газ даже без применения штуцеров не может поступать в заданных объемах (самотеком) в газопровод, наступает период компрессорной эксплуатации.
Движение газа от штуцера до приема ДКС описывается формулой вида
р^о__рвХ = Вк2?/ср, (VI. 12)
где В<к — гидравлическое сопротивление коллектора.
Необходимую мощность ДКС можно определить по формуле адиабатического сжатия газа
fe— i

~\ • (VI. 13)
Здесь k — показатель адиабаты (для природного газа он равен 1,3); г) — механический к.п.д. привода компрессора (т| = = 0,9-^-0,95) ; 6 — адиабатический к.п.д. (6 — 0,7—0,8) ; рвх, рвых — давление соответственно на входе и выходе ДКС, Па; Л = 5-103 (кВт-с)/(ст- м3) ; ы — число ступеней сжатия газа.
Зная запасы и плановое количество отбора газа, уравнения (VI. 3) — (VI. 13) решают последовательно.
Сначала решают уравнения (VI. 2} — (VI. 6), затем определяют потери давления движения газа со стороны ДКС.
Рассмотрим равномерное размещение скважин. По уравнению (VI. 2) находим средневзвешенное давление в пласте p*(t) (по заданной зависимости Q(0)-
Условие (VI. 5) позволяет найти pl~ pl(tt С). Зная p*(t) и р* (t, С), по зависимости (VI. 3) определяют расход газа
для средней скважины, а по (VI. 4) — число скважин. Подставляя полученные значения в формулы (VI. 6) и (VI. 7), определим давление на устье и в конце шлейфа (перед штуцером).
Рассчитывая систему со стороны подключения ее к магистральному газопроводу с заданным в нем давлением, можно найти давление после штуцера и необходимый его диаметр — по коэффициентам С и С{ уравнений (VI. 10) и (VI.11).
По результатам расчетов строим график, приведенный на рис. VI. 1.
По мере падения пластового давления для обеспечения заданного расхода Q(t) необходимо наращивать мощность ДКС, но до определенного предела, определяемого экономическими расчетами. С этого времени начинается период падающей добычи.
Для периода падающей добычи характерно условие: п = = const, Af = const, при этом Q(0 — величина зависимая.
123
Решая совместно уравнения материального баланса и притока газа к скважине, получаем
, „\ i QarCT i ^пд /\/i ,л\
( Здесь / — текущее время; ?пд — время перехода на падающую добычу; Уравнение (VI. 14) удобно решать графически, задаваясь значениями q и находя время t, соответствующее этому расходу. Общий отбор газа по залежи определяется зависимостью Q(0— 2 Зная ра*(0. РУ*> Рдкс и расходы газа Аналогично можно рассчитать технологические показатели разработки при других условиях работы скважин.
Газовый режим и батарейное расположение скважин
При разработке газовых залежей част^ целесообразно размещать скважины не равномерно по площади, а кольцевыми батареями на своде поднятия. Согласно принципу эквивалентных сопротивлений, разработанному Ю. П. Борисовым, принимаем, что каждая батарея дренирует свою область, пропорциональную объему отбираемого газа из батареи. Считаем, как обычно, пласт однородным, расход газа по залежи заданным, запасы газа и характеристики скважин известными. В соответствии с условием
Qi:Qa:Q8 = Qi:Qi:Qs. (VI. 15)
Здесь Q^ — Q3 — годовой отбор газа соответственно из первой, второй и третьей батарей; QI, Q2, ?>з — газонасыщенный поро-вьтй объем, относимый к соответствующей батарее.
На рис. VI. 2 показана расчетная схема разработки залежи при батарейном размещении скважин. Для первой батареи
о
лгк im/i — йъ для второй
л (гк2— rl ,) т/г - Q2; (VI. 17)
для третьей
124
Рис. VI.2. Расчетная схема разработки залежи при батарейном размещении скважин
Рис. VI.3. График зависимости
Режим: / — газовый; 1 — типичный водонапорный; 3 — активный водонапорный
При решении уравнения {VI. 15) совместно с (VI. 16) и (V.17) можно найти радиусы зон дренирования. Радиус внешней границы последней зоны дренирования есть граница залежи. Эту границу можно определить по радиусу равновеликого залежи круга
где F — площадь залежи.
Запасы газа в каждой зоне и темп отбора из нее газа Qt(t) известны, следовательно, по уравнению баланса (VI.3) можно установить р* (t).
Считая процесс установившимся и пренебрегая изменением свойств газа с уменьшением или увеличением давления, напишем уравнение для притока газа к первой батарее из внешней области.
125
Уравнение
..«(,?. -Р?.) .
''к!
ajipcr In
>>i
Здесь а = Тпл/Гст.
Формула притока газа QBHy к первой батарее из внутренней зоны пласта не может быть такой же простой, как (VI. 18). Поэтому введем зависимость
-QBH(l— 7). (VI. 19)
где ^==Рвну/Свн = Йвну/Овн — величина, легко определяемая. С учетом (VI. 19) зависимость (VI. 18) будет иметь вид
(VI.20)
Сфрст In
Из уравнения (VI.20) можно найти р*ъ}. Пользуясь принципом эквивалентных сопротивлений, расход газа по скважинам определим по уравнению Дюпюи, где контурным считается давление р*гп. На линии расположения скважин радиус контура питания гк находится из условия
о го/ rai
— Утт ' • г —___* .
—- 4л А |н —^——^-* г ц------- —* •
Здесь Hi — число скважин, расположенных в i-й батарее. Расход газа одной скважины, например скважины первой батареи, определяется по уравнению
nkh р121 — р!2
Зависимость (VI.21) позволяет найти р3* при заданных «i или qi и рз*, поскольку д^п^ должно быть равно Qt.
Для расчета р32* можно воспользоваться и двучленным уравнением aqcpjrbqcp2 = pn*z — р3*2. Аналогично можно рассчитать параметры и для остальных батарей.
По зависимости (VI. 3) можно установить режим залежи и запасы газа. Если график P*(t)~f(Q(t)) имеет вид прямой, то режим газовый. При положении графика до значений р* (t) = = 0,1 МПа на оси абсцисс отсекается отрезок, характеризующий запасы газа (рис. VI. 3).
§ 3. РАЗРАБОТКА ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ ПРИ ВОДОНАПОРНОМ РЕЖИМЕ
Водонапорный режим характерен тем, что в процессе отбора из залежи газа и, следовательно, снижения в ней давления пластовая вода внедряется в газонасыщенный объем, несколько компенсируя падение давления. В зоне, занимаемой водой, остается 15—30% так называемого защемленного газа. Это приводит к снижению конечной газоотдачи залежи и к тому, что внедряющаяся вода занимает в залежи на 15 — 30% больше пространства, чем при газонасыщенности, равной нулю. Соответственно более интенсивно обводняются газовые скважины. Кроме того, вследствие неоднородности пласта-коллектора граница раздела газ — вода приобретает неопределенные и труд-нооценимые формы.
Расчет разработки газовых месторождений при водонапорном режиме идентичен расчету при газовом режиме, но сложней, поскольку приходится находить и объемы внедряющейся воды, и характер ее продвижения, и количество защемленного газа.
Рассмотрим основные вопросы, отсылая интересующихся к специальной литературе.
По уравнению материального баланса учитывается продвижение воды в залежь. В простейшем случае это уравнение можно представить в виде
Гет = аи (О Р (0 Гст , Q /л ,
л 2 (р) Рст^пл
+ IQH— Q (*)] «ост 3- -~т • (VI-22>
L Рст"пл Z (Рв) J
Здесь QH, Q(t) — начальный и текущий объемы газонасыщенного перового пространства; pu(t} — давление в обводненной зоне залежи; а — газонасыщенность необводненной зоны (величина постоянная); ссост — коэффициент, учитывающий снижение газонасыщенности обводненной области по сравнению с газоносной.
а — аост (р (0)
Для облегчения расчетов допустимо принять, что среднее давление в области, занятой водой, идентично давлению в газоносной. -В этом случае уравнению (VI.22), решая его относительно p(t), можно придать следующий окончательный вид:
(VL23)
127
Эта зависимость, построенная в координатах р*(0 =f(Q(t)), имеет вид кривой, вогнутой к оси абсцисс. По этой кривой можно оценить режим и степень подвижности пластовых вод (см. рис. VI. 3).
Установить объем воды, поступающей в залежь под влиянием понижения давления, можно, решив дифференциальное уравнение упругой фильтрации жидкости.
На практике чаще всего используют решение Ван Эвердин-гена Херста. Для расхода воды при постоянной дисперсии Др они получили следующее выражение:
QB (0 = - *- Др<2* (fo). (VI.24)
цвх
Здесь радиус залежи га принят постоянным (значение его в процессе разработки будет несколько уменьшаться); Q*(fo) — безразмерный расход в зависимости от безразмерного параметра Фурье:
•л — коэффициент пьезопроводности водоносной области пласта.
Перепад давления, под влиянием которого пластовая вода внедряется в газовую залежь, редко бывает постоянным. Поэтому задачу решают на основе принципа суперпозиции и с использованием метода последовательных приближений. Последовательность расчета такова. Первоначально режим считаем газовым и по заданному темпу отбора газа Q(t) находим средневзвешенное давление в залежи p(t)/z(p) для некоторого интервала времени:
Pit) р„Л ЗдЮрстГпл
Разделяя время ^, t2 и т. д. на ряд одинаковых отрезков (например, продолжительностью 1 год), можно определить средние в этих интервалах депрессии на водоносный пласт Др,, Д/?2, Д/?з и т. д. (рис. VI. 4),
Очевидно, в первый год на водоносную область действовала средняя по времени депрессия Др0, во второй год-— API и Дро, в третий год — Др2, Др1 и Др0- При этом депрессия Др0 влияла три года, Д/?1 — два, Дрг — только один год.
Зная Д/?1 и время его воздействия, определяем объем воды, поступающей в залежь на отдельных интервалах времени и, следовательно, за весь расчетный период:
(0 - - *- [Д/?о<2* (fo0) + Ap,
Ивх
+ ,.... bpn^Q*(ion~l)l (VI.25)
128
Рис. VI.4. Расчетная схема определения объема внедряющейся в газовую залежь пластовой воды
Здесь
•At
у. (t -
f 02 =
(VI.26)
Определенный таким образом Qa(0 будет, естественно, завышенным, поскольку завышены значения Лр;. Зная Qn(0> устанавливаем заниженное значение р* (О в момент времени t по формуле (VI. 25). Установленное Ар, окажется ближе к реальному значению, чем при газовом режиме. Аналогично можно найти QB(t) и р(/) для другого времени.
Получив уточненную зависимость р*(/), находим новые значения Ар,-, Qu(0> Р*(0 и т- Д- Практически достаточно двух-трех приближений.
Если подвижность воды велика, следует учитывать объем поступающей воды (примерно 10 — 20% от QB(/)), который был бы при газовом режиме.
В природе часто встречаются газовые месторождения с большой площадью подошвенной воды. Если толщина пласта значительная, то при расчетах необходимо использовать формулу вида
(0 =
[1BX
(f0l)
Здесь Qna — объем воды под залежью; р гоемкости водоносного пласта (р* = трж
9 Заказ № 350/
коэффициент упру-с); рж — коэффици-
129
ент сжимаемости воды, 1/МПа; fic — коэффициент сжимаемости среды (породы), 1/МПа.
В расчетах можно учитывать также измененный радиус залежи вследствие вторжения в нее воды. Для этого в формуле (VI. 27) при каждом расчетном временном интервале радиус принимают уменьшенным за счет количества поступившей в нее за предыдущий интервал времени пластовой воды. При этом следует учитывать и остаточную газонасыщенность обводненной области (15 — 30%).
Предложены методики расчета, в которых принимают во внимание неоднородность пласта, фазовые переходы, фильтрацию газа в вертикальном направлении, переменную газонасыщенность и др. Интересующиеся могут с ними познакомиться по специальной литературе.
Расчет характеристики средней скважины
В процессе проектирования разработки газовых месторождений приходится прибегать к понятию о средней скважине, т. е. о такой расчетной скважине, взятой из реально существующих, по которой при заданной депрессии получают тот же расход газа.
Уравнение притока газа средней скважины имеет вид:
р*2 (0— р'Лр = acpq + М2- (VI -28)
Задача состоит в том, чтобы по данным о небольшом числе уже имеющихся скважин определить средневзвешенные значения коэффициентов аср и Ьср. Для этого депрессии и расходы принимают среднеарифметическими:
Лр^Р = — Z Ар?; <7сР =— Z qt\ (VI. 29)
П 1=1 П i=l
п п
I ом ? ЬА
аср = — - ; ЬСР = — -- (VI.30)
§ 4. РАЗРАБОТКА ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Газоконденсатными называют такие залежи природных газов, в которых в процессе разработки наблюдается обратная (ретроградная) конденсация. Она состоит в том, что при некоторых относительно высоких значениях давления и температуры изотермическое снижение давления приводит не к испарению вещества, что мы обычно наблюдаем в практике, а к его конденсации. Аналогичное явление наблюдаем и при изобарическом
130
уменьшении температуры: при некоторых условиях снижение температуры приводит к переходу части вещества в паровую фазу.
Если рассматриваем залежи природных газов, обратная конденсация имеет большое практическое значение, поскольку можно добывать относительно тяжелые углеводороды в газообразном виде естественным фонтанированием смеси.
Простое вещество при температуре и давлениях ниже критических находится либо в твердом, либо в жидком, либо в газообразном состоянии. Двухфазное состояние — переходное, неустойчивое.
В многокомпонентной системе существует устойчивая зона двухфазного состояния с неодинаковыми значениями давления р и температуры Т и различными соотношениями жидкой и газовой составляющих. Характерно для таких систем: вещество может находиться в жидком состоянии при температурах, превышающих критическую, отмеченную точкой К. на рис. VI.5. В заштрихованных зонах наблюдаются явления обратной конденсации, в правой изотермическое снижение давления сопровождается увеличением объема жидкой фазы, в левой изобарическое снижение температуры приводит к увеличению газовой фазы.
Газоконденсатные залежи, состояние углеводородов в которых соответствует зоне /, называют насыщенными. Здесь присутствуют и жидкость, и газ. В зоне // углеводороды находятся только в газовой фазе. Месторождения, относящиеся к этой зоне, называют ненасыщенными. Зона /// характеризует газообразное закритическое состояние; соответствующие ей залежи называют залежами закритического состояния. К зоне IV относятся обычные газовые месторождения, к зоне V — чисто нефтяные, к зоне VI — газонефтяные.
Самый высокий коэффициент извлечения углеводородов из пласта наблюдается в процессе отбора их из недр в виде газа. Конденсат, выпавший в пласте, можно рассматривать как потерянный, хотя можно его извлечь, например, закачкой в пласт широкой фракции легких углеводородов (ШПЛУ). В связи с этим в общем случае месторождение типа / следует разрабатывать с поддержанием давления, не допуская конденсации углеводородов в пласте. Газоконденсатные месторождения, относящиеся к зоне // 9*
Температура Т
Рис. VI.5. Диаграмма фазовых со-
стояний смеси углеводородов.
В зоне VI 10— 90%— долг жидкой фазы
131
можно разрабатывать некоторое время со снижением давления до момента, соответствующего началу выпадения в пласте жидкой фазы, затем продолжать разработку при поддержании давления. Залежи закритического состояния можно разрабатывать, не опасаясь выпадения конденсата в пласте, но они в природе встречаются редко.
При разработке газоконденсатных месторождений применяют два способа поддержания давления; обратная закачка в пласт переработанного тощего газа (сайклинг-процесс) и заводнение залежи.
Предпочтение отдают первому способу, поскольку за весь период разработки обеспечивается более высокая газо-и кон-денсатоотдача. Однако при этом методе предполагается использовать компрессорное хозяйство большой мощности и консервацию тощего газа до момента перехода на разработку залежи без поддержания давления.
Вытеснение жирного газа тощим — неустойчивый процесс, существенно зависящий от степени неоднородности пласта-коллектора. Б связи с этим для повышения эффективности процесса важно знать характеристику пласта, чтобы правильно размещать и эксплуатировать нагнетательные и дренирующие скважины.
Газоконденсатную смесь на поверхности обрабатывают с целью разделения легких и тяжелых (С5+) компонентов. Процесс заканчивают после того, как пласт будет промыт, а дальнейшее нагнетание в него тощего газа станет невыгодным.
Добычу конденсата в первом приближении находят по уравнениям баланса. Количество закачиваемого тощего газа
Количество отобранного газа
———------------ (VI.32)
Рст
Здесь р*жо> Р*ж* — давление жирного газа соответственно в момент времени / = 0 и t\ QT( — объем пористого пространства залежи, занятого тощим газом в момент времени t\ QIO — то же, в момент времени f = 0; QTH — начальный объем пористого пространства залежи; p,f*—средневзвешенное давление в Q» области тощего газа; рт0* — то же, в момент f — 0.
Если режим газовый, давление в залежи ко времени I можно определить, считая, что.давление в зоне тощего и жирного газов одинаковое, равное р* (t):
QH 132
где р*пл — безразмерное и приведенное начальное пластовое давление.
При этом
Отсюда можем определить, что граница раздела жирного и тощего газов изменяется по закону, формула которого имеет вид
,VI „v (VI.66)
QOT)
Процесс закачки в пласт воды с целью поддержания давления выгодно отличается от сайклинг-процесса тем, что позволяет отбирать и газ, и конденсат одновременно. Недостаток же его заключается в относительно низкой общей отдаче углеводородов за счет остаточного газа в обводненной части пласта и образования целиков газа и конденсата.
Разработка на режиме истощения
Газоконденсатные месторождения на режиме истощения разрабатывают в тех случаях, когда поддержание давления в залежи не осуществляют. При этом теряется 40—50 % тяжелых углеводородов, но удешевляется и ускоряется процесс. Большинство месторождений разрабатывают этим способом.
При таком режиме расчет разработки газоконденсатной залежи мало отличается от расчета газовых месторождений, поскольку конденсат, даже если он выпал в пласте, занимает незначительную часть перового объема и почти не изменяет проницаемость пород.
Коэффициенты а и b в уравнении притока газа к скважине при выпадении конденсата могут измениться, так как конденсат скапливается в призабойной зоне, но это можно учесть.
Таким образом, задача сводится к оценке изменения во времени количества добываемого конденсата и его состава, а также к оценке возможных потерь тяжелых углеводородов в пласте к концу разработки залежи. Для этого используют специальные установки (бомбы PVT), в которых создают разные давление и температуру.
Известны два вида конденсации паров смеси углеводородов— дифференциальная и контактная. Первая состоит в том, что изотермическое снижение давления в бомбе достигается отбором газообразной фазы. Вторая предполагает увеличение объема сосуда.
С точки зрения разработки газоконденсатной залежи интересна дифференциальная конденсация.
133
т ш SB 2В 0
—щ
X ^ ~** ^ >k
S S* -- Ч X
./ X '•ч К N»
ч N)
^ ^ •^ -х.
О" J

2 Ч S 8 •W 12. П IS WM
Рис. VI.6. Изотермы конденсации
смеси углеводородов.
Температура смеси: Т\<.Т*<Тъ. б — удельное содержание жидкой ~"фазы (конденсата)
Главные характеристики газоконденсатной смеси, получаемые с помощью бомбы PVT,— диаграмма фазовых состояний (см. рис. VI.5) и изотермы конденсации (рис. VI.6).
Данные лабораторных исследований пересчитывают на пластовые следующим образом.
Находят запасы жирного газа
(VI .34)
_
Рст*плж' пл
Индекс ж относится к параметрам жирного газа. 'Определяют начальные запасы газообразных фракций бутана и более тяжелых компонентов, приведенные к стандартным условиям:
где Количество жирного газа, которое можно добыть из залежи до начала обратной конденсации:
Чнк
Рст* пл^плк
(VI .35)
Р*плк — давление начала конденсации.
Количество жирного газа, которое можно добыть при снижении давления от р*пл « ДО текущего в залежи p*(t)t находят по формуле
(Г) ж
-0-0
— Чаж — Ч
г (р* (0) Рс-Здесь Q — текущий газонасыщенный объем:
(VI.36)
где QKOHA — объем конденсата, осевшего в пласте (эту величину,
134
Таблица VI.l
Результаты лабораторных исследований дифференциальной конденсации
углеводородов
Количество
Среднее Массовая Коли- газа, отоб-
Давление р, МПа Операция давление на ступени доля жидкости чество жид- ранного из бомбы. °„ к
Рср' в бомбе, кости q. первоначаль-
МПа % см3/мл ному
значению
30 Наблюдение 27,5 0 0
30—25 Отбор газа
25 Наблюдение 22,5 13 537 10,8
25—20 Отбор газа
20 Наблюдение 17,8 16,8 694 25,0
20—15,7 Отбор газа
15,7 Наблюдение 13,7 16,9 698 38,9
15,7—11,7 Отбор газа
11,7 Наблюдение 10,0 16 660 52,3
11,7—8,3 Отбор газа
8,3 Наблюдение 6,5 15 619 63,9
8,3—4,7 Отбор газа
4,7 Наблюдение 13,6 561 76,0
характеризующую потери конденсата, определяют по данным лабораторных исследований); fiH — начальный объем порового пространства залежи, занятого газом.
Уконд = ф"1н-
Значение q устанавливают по табл. VI. 1 как функцию текущего давления в залежи. Расчеты ведут по ступеням.
§ 5. ЭКОНОМИКА РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Основные технологические показатели разработки месторождений взаимосвязаны, но могут варьироваться. Оптимальный вариант находят по затратам средств.
Добычу газа из залежи обычно задают на основе данных более высокого уровня. В- этих условиях оптимальный вариант определяют минимумом приве-денных затрат с учетом их разновременности:
/73=--Э + ?„/С, (VI.37)
где Э — годовые эксплуатационные расходы, тыс. руб/год; Ян — нормативный коэффициент окупаемости капиталовложений, 1/год (0,12—0,15) 1/год; К—капитальные затраты.
Затраты текущего года не равнозначны затратам последующих лет, более весомы, поэтому в формулу (VI.37) вводится поправка (1—?п)~'- где t — время в годах; Еп — нормативный коэффициент приведения (?„ = 0,08—0,1).
135
При сравнении вариантов учитывают следующие переменные затраты: на бурение и обустройство скважин Кс- прокладку шлейфов /Сш. прокладку коллекторов Кк, установку подготовки газа Кпг, дожимную компрессорную станцию К.якс-
Эксплуатационные расходы складывают из амортизационных отчислений За по перечисленным элементам капитальных затрат, заработной платы ,93, расходования материалов 3„, энергии Ээ. С учетом сказанного исходная формула (VI. 37) получает вид:
п / т I \
3 - I ( Ян S К,+ ? Э,- (1 +?„)-'. /=1 Ч i=i /-1 /
(VI.38)
Капиталовложения (в тыс. руб.) принимают пропорциональными числу запланированных скважин:
Кс==(а + Ь)п, (VI. 39)
где а и Ь — затраты на бурение и оборудование, тыс. руб/скв (устанавливают по реальным величинам и справочникам).
Kui = ?MiQ. (VI.40)
i=l
Здесь Z-t — длина (-го шлейфа, км; d,> — диаметр 1-го шлейфа, см; С, — стоимость прокладки 1 км шлейфа диаметром d^ тыс. руб/км (определяют по справочникам).
Затраты на коллекторы также находят по формуле (VI. 40).
Капиталовложения в систему подготовки газа определяют по справочникам укрупненных норм и расценок по видам систем и их производительности:
Knr = dQ. (VI.41)
Здесь d — удельные затраты, тыс. руб/млн. м3; Q — расход газа по залежи, млн. м3/сут.
Затраты на компрессорные станции устанавливают по справочникам по известной мощности (например, мощности станции ФГМ 1035-74).
Аналогичным образом вычисляют эксплуатационные расходы. Затраты на амортизацию основных средств определяют по зависимости
Эа=Ео,К» (VI. 42)
i'=i
где а, — норма амортизации, 1/год; /С,- — капиталовложения (-го вида.
Затраты на заработную плату обслуживающего персонала
Ээ = гспЗс + ГкстЗкс + ГпгфЗпг-. (VI .43)
Здесь rf, Гкс, гпг — нормированная численность обслуживающего персонала, человек на одну скважину, на одну машину
136
компрессорной станции и на 1/млн. м3 подготавливаемого газа; Зс, Зкс и 3Пт — годовая средняя зарплата на одного человека обслуживающего персонала.
Результаты расчетов по нескольким вариантам представляют в табличной форме. Кроме того, строят график приведенных затрат как функцию одного из переменных показателей, например числа скважин.
Минимум затрат с учетом ряда технологических и других показателей, например численности кадров, наличия буровых станков и т. д.,—основа выбора наилучшего варианта.
§ 6. ПРОГНОЗ ДОБЫЧИ И ЗАПАСЫ ГАЗА
При проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений обычно исходят из утвержденных запасов углеводородов. В то же время при их добыче предполагается решение многих вопросов, связанных с распределением отборов газа по газоносным провинциям и по стране в целом. Последнее, в свою очередь, зависит от соотношения разведанных и прогнозных запасов, от темпов перевода запасов одной категории в другую.
В процессе разработки залежи можно уточнить запасы газа по данным о падении пластового давления во время отбора газа.
Степень разведанности запасов характеризуется соотношением
f( = QsP(f)/Qnp, (VI .44)
где Qsp(t) —разведанные запасы к моменту времени t; Qnp— потенциальные ресурсы газа.
Эффективность геологоразведочных работ может быть выражена коэффициентом
а = (Йр/Я. (VI .45)
Здесь Q3p — прирост запасов газа за счет поисково-разведочного бурения; И — проходка, м.
Эффективность поисково-разведочного бурения и, следовательно, геологоразведочных работ растет с начальной стадии работ, достигает максимума, как показывает опыт, примерно при 30 %-ной разведанности запасов, а затем снижается (рис. VI.7). Соответственно объем разведочных работ целесообразно сначала наращивать, затем поддерживать на постоянном уровне до значений степени разведанности примерно 70%, после чего постепенно снижать до нуля по мере уменьшения до нуля а.
Для новых районов с невысокой степенью разведанности потенциальных ресурсов задаются значением усредненной максимальной эффективности по сравнению с эффективностью в освоенных районах.
137
*m
S
Относительная эффективность геологоразведочных работ характеризуется коэффициентом
«(.(ft
(Л-
(VI .46)
или
30
IBS f,%
Рис. VI.7. Зависимость коэффициента эффективности геологоразведочных работ а от степени разведанно-сти ресурсов /
дочных работ и соответственно запасов газа Q'(t):
*tf) = «m«tf)a*tf). at(f) и dmax — эффективность геологоразведочных работ соответственно текущая и максимальная.
По зависимости (VI.46) можно определить текущую эффективность геологоразве-годовой прирост разведанных
tf)W(tf). (VI-47)
Задаваясь шагом расчета по времени М, с помощью зависимости (VI.47) устанавливают разведанные запасы газа на момент времени ? + Д/:
Q,P(* + AO- Зная Q3p(?-f-AO, по формуле (VI.44) нетрудно найти степень разведанности ресурсов в момент времени t + &t. С помощью рис. VI.7 и формул (VI.45) и (VI.47) можно найти годовой прирост разведанных запасов газа на новом интервале времени Qe' (t, t + &t), a по формуле (VI.48) — новое значение разведанных запасов газа при заданном времени Т и Q3p=QnP.
В процессе прогнозирования разработки газовых месторождений к одному из основных параметров, который необходимо установить, относится темп отбора запасов газа из залежи или их совокупности. Для этого следует знать кратность запасов или их обеспеченность.
Обеспеченность — отношение извлекаемых запасов на начало года к годовой добыче газа. Она измеряется годами. При заданной обеспеченности годовой отбор газа
(0 % -
к
(VI .49)
где <3зр(0 — разведанные геологические (по категориям А + В4-+ Ci) запасы газа к моменту времени t\ Г)г — коэффициент газоотдачи; фдоб(0—суммарный объем газа, добытого ко времени t; К. — кратность (обеспеченность) извлекаемых запасов.
138
Поскольку Q3p(0 и ОДОб(0 изменяются, расчет следует вести по этапам, обычно равным одному году. .В этом случае
*. (VI.50)
Поскольку эффективность разведочных работ сначала возрастает (см. рис. VI. 7), а затем падает, прирост разведанных запасов сначала также быстро увеличивается (примерно до 30 % разведанности ресурсов), а потом продолжает возрастать, но уже медленно.
Запасы конденсата и отборы оценивают на основе запасов газа и темпов его отбора. При этом исходим из предположения, что содержание конденсата в газе постоянно.
Разведанные запасы конденсата ко времени t + \t на отрезке t] значительного роста разведанных запасов газа находят по формуле
Соответственно при /2 имеем
QPK (t + Л*) = QPK (*) + f QpK37QpK; ДЛ ' (VI .52)
V (a s
где ^2 — время, на котором наблюдаются низкие темпы прироста запасов газа.
Объемы добычи конденсата определяются аналогично объемам добычи газа:
QK (/) = K ~" д°б к . (VI .53)
К
где QK(0 — разведанные запасы конденсата по категориям А + + В + С,; т)к — коэффициент конденсатоотдачи; ОДОбк(0 — суммарная добыча конденсата ко времени t; К — обеспеченность извлекаемыми запасами газа.
Запасы газа по падению пластового давления определяют в том случае, если пластовые воды, окружающие залежь, неподвижны. Реально этого никогда не бывает. Но, с другой стороны, даже при высокой активности пластовые воды начинают заметно внедряться в залежь при отборе из нее не менее 10 — 20 % газа от начальных запасов. Но за это время на 10 — 20 % снижается средневзвешенное давление в пласте, что вполне достаточно для сценки запасов с точностью до 5 — 10%. Эта точность намного больше точности установления запасов объемным методом. Исходя из уравнения материального баланса
Q3 = QOCT + QOT06 = QOT06 + Q« Рплст • (VI .54)
Рст2* пл
Здесь QOCT — приведенный к стандартным условиям объем газа, остающегося в пласте; Q0ro6 — объем газа, отобранный из
139
залежи (включая потери), также исчисленный при стандартных условиях; Q — эффективный газонасыщенный суммарный объем пор; а — газонасыщенность пласта; ГСт, Тпл — средняя температура соответственно при стандартных условиях и пластовая; z — коэффициент сверхсжимаемости газа.
Для решения уравнения (VI. 54) довольно знать значения Qoro6 и рпл. Но результаты получают более точными, если имеется несколько значений указанных величин, поскольку они не всегда могут быть измерены и вычислены достаточно точно. Основная сложность использования уравнения (VI. 54) состоит в оценке средневзвешенного давления в залежи (рпл)-
Существует ряд способов определения этой величины. Один из обычных состоит в следующем. Измеряют давление в неэксплуатирующихся и в специально временно остановленных скважинах.
Статическое давление в скважинах, которое установить по тем или иным причинам не удается, вычисляют по уравнению притока, полученному на основании исследований скважин.
Статические пластовые давления, измеренные на устье скважин, пересчитывают на условия забоя и наносят на карту размещения скважин. По ней с помощью логарифмической интерполяции строят карту изобар, на которой находят средневзвешенное (по площадям, а если можно — по объемам) давление в залежи на данное время:
п
(VI.55)
z(p)
1=1
Здесь РПЛ — давление на t-й площади залежи; FI — суммарная площадь залежи.
На практике возможны различные более сложные варианты описанной задачи. Например, подсчет запасов при перетоке газа из пласта в пласт при одновременной разработке двух пластов и т. д. Решения сводят к использованию уравнения (VI. 55) для различных пластов и времени разработки.
Подсчет запасов газа и конденсата по данным разработки залежи. Запасы газа в залежи — одна из самых важных ее характеристик. Подсчетом и утверждением запасов кончается официальный период разведки залежи, после которого, если запасы признаны промышленными, она передается в разработку.
Однако определить запасы газа объемным методом и с желаемой точностью совсем нелегко, и здесь нередки просчеты, чреватые большими издержками.
В то же время имеется реальная возможность уточнить запасы в ходе опытно-промышленной разработки залежи, пока еще возможно внесение в проекты коррективов. Уточнение возможно как за счет геологических сведений, получаемых при
140
бурении скважин, так и с помощью первых результатов опытно-промышленной эксплуатации залежи (по падению давления). Подсчет запасов объемным методом. Бурение в процессе опытно-промышленной эксплуатации скважин позволяет уточнить геологическое строение продуктивной толщи, выделить в ней относительно однородные участки и зоны непромышленной газонасыщенности. В результате устанавливают запасы газа не так, как это обычно делается по усредненным отдельным значениям давления рср, газонасыщенности аср, пористости тср, толщине ftcp и площади залежи Fcp согласно выражению
П — п т h F ' стРср /VI W\
Уз — с*ср'''ср"ср-* -----------------' V -O\jj
а по зависимости
Рст
1=1
ИЛИ
Расчет можно вести и по удельным запасам Qy (приходящимся на конкретную скважину):
1=1
где i — число продуктивных пропластков в скважине. Значения удельных запасов, приходящихся на отдельную скважину, наносят на карту и по ним строят изолинии равных удельных запасов. Далее находят площади, соответствующие некоторым значениям Qy.
Запасы всей залежи составят
*
Рст 1=1
На главную страницу