Газовой залежи от суммарного отбора газа О4 во времени

ЛЕКЦИЯ 7. РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Разработка газовых и газоконденсатных месторождений – совокупность работ, направленных на извлечение из залежи на поверхность газа и газового конденсата, сбор, учет и подготовку их для транспорта потребителю или для переработки.

Основная задача проектирования разработки месторождения состоит в выборе такой системы, при которой обеспечивается минимум энергетических и экономических затрат на добычу заданных бизнес-планом и технико-экономическим обоснованием (ТЭО) объемов газа при заданной степени на­дежности и соблюдения норм и требований охраны недр и максимального квалифицированного использования пластовых ресурсов.

Под системой разработки газовой и газоконденсатной залежи следует понимать комплекс мероприятий по осуществлению процесса движения газа и конденсата от пласта до потребителя и управлению им с помощью определенным образом размещаемых на месторождении и вводимых в работу скважин и наземных сооружений.

При разработке газоконденсатных залежей рассматриваются вопросы поддержания пластового давления и извлечения из газа конденсата.

Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений является комплексной задачей, решаемой на базе промысловой геологии, гидродинамики, термодинамики, экономики и вычислительной техники с учетом наиболее полного использования газа у потребителей.

Пласт, скважины, промысловые сооружения, газопровод, хранилище и потребитель рассматриваются сейчас как звенья взаимосвязанной единой технологической системы.

Основными исходными элементами при проектировании разработки месторождения являются объем и темпы добычи газа, которые при задаче повышения газо- и конденсатоотдачи для каждой залежи будут оптимальными исходя из ее геолого-промысловой характеристики с учетом промышленных запасов газа. На выбор объема добычи с залежи влияют состояние топливно-энергетического баланса и перспективы его развития. При этом учитываются также прогнозные запасы, как в данной провинции, так и по трассе газопровода. Базисными точками являются уже открытые газовые месторождения, расположенные в начале газопроводной системы.

Сложность и высокая стоимость разведки газовых месторождений привели к необходимости все работы, связанные с извлечением газа, его подготовкой и транспортом к потребителю, вести в два основных этапа.

На первом этапе, который рассматривается как завершающий период комплексной разведки объекта, осуществляется опытно-промышленная эксплуатация месторождения (ОПЭ). В результате получают наиболее достоверные геолого-промысловые сведения о месторождении, предварительно обустраивают объект и добывают в промышленных масштабах газ, используемый в народном хозяйстве. С другой стороны, опытная и опытно-промышленная эксплуатация является первым этапом разработки месторождения. Таким образом, разведка и разработка представляют собой единый процесс, от успешного и правильного осуществления которого зависят сокращение числа разведочных скважин и быстрый ввод месторождений в разработку.

Для решения вопроса о необходимости проведения разведочных работ с применением опытной или опытно-промышленной эксплуатации составляют специальные проекты, подобные проектам разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Опытно-промышленную эксплуатацию газовых месторождений (первый этап разработки) можно начинать непосредственно после получения промышленных притоков газа в первых разведочных скважинах. Это позволяет за короткий срок уточнить геологическое строение месторождения, определить запасы газа методом падения давления, параметры пласта и предельно допустимые значения дебитов газа по скважинам.

Если отсутствуют потребители при разработке однопластовых месторождений, то 5 – 10 % газа (от всех запасов) можно перепускать в вышележащие водоносные пласты, что позволит определить запасы газа методом падения давления. При этом газ также можно закачивать в купольную часть водоносных пластов, чтобы в последующем получить его обратно. Для подсчета запасов через имеющиеся разведочные скважины можно осуществить переток газа из нижележащих горизонтов в вышележащие.

В многопластовых месторождениях наряду с уточнением геологического строения и параметров пластов определяют запасы газа в каждом из горизонтов и выясняют связь между ними.

В проекте опытно-промышленной эксплуатации указывается следующее:

– геологическое строение месторождения; геолого-промысловая характеристика скважин, включая конструкцию скважин; результаты опробования газовых и водяных горизонтов; состояние ствола, забоя и наземного оборудования;

– приближенная оценка ожидаемых запасов газа с указанием потребителей газа на период опытно-промышленной эксплуатации;

– анализ результатов исследований скважин с определением параметров пласта и рабочих дебитов скважин и программы дальнейших исследований в процессе опытно-промышленной эксплуатации;

– изменение дебитов скважин и падения давления в залежи с целью определения минимального периода опытно-промышленной эксплуатации и программа наблюдений, необходимых для определения запасов газа по падению давления и параметров пласта; после перебора различных вариантов ОПЭ выбирают наивыгоднейший;

– приближенная оценка запасов газа по отдельным горизонтам для многопластовых месторождений и расчеты времени опытно-промышленной эксплуатации при осуществлении перетока газа.

Вторым этапом является промышленная разработка, осуществляемая по проекту, составленному на основе достаточно полных и достоверных данных опытно-промышленной разработки.

С целью повышения эффективности разработки в процессе промышленной разработки месторождения по мере бурения новых скважин, уточнения и дополнения исходных данных проект периодически пересматривается и в него вносятся коррективы. Особенно существенные изменения возможны в связи с уточнением режима залежи, который, как правило, трудно определить в ходе разведочных работ и даже при разработке месторождения на ранней стадии.

На многих месторождениях, особенно крупных, бурят большое число разведочных и эксплуатационных скважин. Необходимо, чтобы схема размещения скважин, а также их конструкция позволяли большинство разведочных скважин переводить в разряд эксплуатационных, при этом эксплуатационные скважины также должны выполнять функции разведочных с точки зрения получения дополнительной информации о залежи. Степень детальности и последовательности разведки конкретного месторождения зависит и от размещения месторождения. Месторождения, расположенные вблизи действующих газопроводов, можно ввести в разработку значительно раньше месторождений, расположенных на значи­тельном расстоянии от потребителей, для которых необходимо сооружение магистрального газопровода.

Проекты разработки газовых месторождений составляются обычно научно-исследовательскими организациями на основании данных разведки, исследования скважин, запасов газа, утвержденных ГКЗ.

При проектировании разработки изучают геологическую характеристику месторождения, включая стратиграфию, тектонику, литологию. Наибольшее внимание при этом уделяют детальному рассмотрению продуктивных горизонтов, распространению их по площади и толщине и коллекторским свойствам (пористости и проницаемости), газоносности, гидрогеологии, запасам газа, режиму пласта, физико-химической характеристике природного газа и пластовых вод.

По разведочным данным строят структурные карты, геологические продольные и поперечные разрезы, в которых учитываются тектонические нарушения и литологическая изменчивость коллекторов с целью выявления формы газовой залежи и контуров газоносности и распределения пористости и проницаемости по разрезу и площади пласта, а также значений газонасыщенности.

При разработке газовых месторождений необходимо иметь сведения о режиме пласта и строении, протяженности, параметрах областей питания и разгрузки водонапорной системы. До начала разработки месторождения, как правило, данных о режиме пласта недостаточно и можно высказывать только общее предположение на основе геологических аналогий. В процессе разработки режим работы пласта определяют путем измерения положения контакта геофизическими методами и по уравнению материального баланса как в целом по залежи, так и по отдельным пропласткам с различной проницаемостью.

Если установлено продвижение контурных или подошвенных вод или это предполагается, то выполняют газодинамические расчеты по их продвижению в процессе разработки с последующим уточнением местоположения текущего контакта газ – вода по данным обводнения скважин при эксплуатации, специальных исследований продвижения газоводяного контакта, а также анализа темпа падения пластовых давлений в зависимости от суммарного отбора газа.

При проектировании разработки газовых месторождений необходимо иметь данные о запасах газа по промышленным категориям и об их распределении по проницаемости.

Для многопластовых месторождений уточняется распределение запасов газа, давлений и коллекторских свойств пласта и состава газа по горизонтам с целью выбора варианта совместной или раздельной эксплуатации отдельных горизонтов и возможности перетока его в процессе разработки из пластов с высоким давлением в пласты с низким давлением.

При проектировании разработки анализируются физико-химические свойства газа, конденсата и пластовых вод по горизонтам. При анализе проб газа особое внимание следует обращать на содержание в нем сероводорода и тяжелых углеводородов, чтобы предусмотреть строительство установок по очистке от сероводорода и выбрать наиболее рентабельный метод выделения из газа тяжелых углеводородов.

При проектировании анализируют результаты исследований скважин и опытной эксплуатации и проводят при необходимости специальные исследования для уточнения параметров скважин, дебитов, условий выноса воды и породы, давлений и температуры на устье скважины при эксплуатации, на основании которых устанавливается рациональный (желательно энергосберегающий) вариант технологического режима эксплуатации скважин (ТРЭС) и оптимальный темп отбора газа из залежи.

Для заданного отбора газа и ТРЭС определяют основные показатели работы скважины (изменение дебита газа, пластового, забойного и устьевого давлений во времени). Далее рассчитывают необходимое число проектных скважин, дебиты которых и их изменение во времени определяют на основании дебитов разведочных скважин с учетом работ по интенсификации и выбранного варианта технологического режима.

В процессе проектирования определяют период бескомпрессорной эксплуатации, когда давление на устье скважины достаточно для подачи газа в газопровод без использования компрессорной станции; период компрессорной эксплуатации, после которого обычно основные запасы извлекаются; заключительный период, когда газ направляют на местные нужды.

Количество извлекаемого газа и срок разработки место­рождения устанавливают в соответствии с потреблением газа для данного района и по стране в целом, включая экспорт газа. При этом следует учитывать план развития народного хозяйства и технико-экономические показатели, исходя из географического расположения района, условий и стоимости бурения скважин, обустройства промысла и строительства магистральных газопроводов и компрессорных станций. Кроме того, учитывают также эксплуатирующиеся месторождения и открытие новых.

При перспективных расчетах добычи газа следует учитывать весь топливно-энергетический баланс минерального сырья, соотношение различных видов энергии и необходимость наиболее квалифицированного использования природного газа.

Расположение проектных скважин на структуре и несовершенство их по степени и характеру вскрытия устанавливают исходя из формы залежи, геологического строения месторождения, характеристики коллекторов и возможности продвижения контурных и подошвенных вод в процессе раз­работки с таким расчетом, чтобы можно было обеспечить заданный отбор продукции необходимым числом скважин с учетом достижения оптимального коэффициента газоотдачи и с наименьшими затратами на обустройство промысла при заданной степени надежности.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений скважины по площади залежей обычно располагаются или рядами (батареями или кустами), или равномерно (по какой-либо правильной геометрической схеме), или бессистемно (с геометрической точки зрения), т. е. используется осевое или смешанное расположение скважин.

Наиболее широко применяют схемы батарейного (кустового) расположения скважин. Например, на крупнейших месторождениях северной части Тюменской области такое расположение скважин выбирают исходя из обеспечения их безгидратной эксплуатации на пути движения газа от устья до группового пункта. Кустовое расположение скважин снижает затраты на инфраструктуру.

Равномерное расположение скважин обычно применяют при резкой неоднородности трещиноватых коллекторов и в малопроницаемых пластах. С целью обеспечения равномерного падения давления в залежи скважины располагают таким образом, чтобы давления в залежи и удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, были примерно одинаковыми.

Осевое расположение скважин обычно применяют в удлиненных структурах. Для получения наибольшего дебита со скважин их располагают в тех частях структуры, где продуктивный пласт обладает наилучшими коллекторскими свойствами, а для лучшей отработки залежи и получения максимальных значений газо- и конденсатоотдачи следует поступать иначе.

В приконтурных частях залежи при наличии активных пластовых вод, как правило, эксплуатационные скважины не располагают, так как они могут быстро обводниться. Это же учитывают в конструкции скважин, несовершенных по степени вскрытия, тем самым, продлевая безводный период эксплуатации при продвижении подошвенных и контурных вод.

Конструкцию скважин выбирают исходя из характеристики геологического разреза пород, глубины скважины, пластового давления, ожидаемого дебита газа, его изменения во времени, обеспечения надежной эксплуатации без осложнений и аварий в течение всего срока разработки месторождения и технико-экономических соображений.

Выбранные диаметры эксплуатационной колонны и фонтанных труб должны обеспечить наилучшие условия добычи газа в процессе всего периода эксплуатации.

Вследствие того, что дебиты скважин в процессе разработки, как правило, уменьшаются, а при высоких давлениях часть энергии расходуется в штуцерах, то оптимальный диаметр эксплуатационных колонн на различных стадиях разработки теоретически будет переменным. Если в начальный период разработки отбор газа небольшой и имеется избыток пластового давления сверх значения, необходимого для осуществления, например, низкотемпературной сепарации (НТС), то диаметр колонны может быть небольшим. В этом случае ствол скважины будет являться как бы штуцером. На следующем этапе разработки, когда запас энергии давления уменьшается, можно будет переходить на колонны большего диаметра. В дальнейшем по мере падения дебитов можно применять колонны небольшого диаметра. При этом расчеты следует проводить с учетом возможного увеличения дебита в результате использования методов интенсификации притока газа к забою скважины. Таким путем можно определить средний диаметр колонны. Если для поддержания давления закачивают газ, то диаметр эксплуатационной колонны будет постоянным. Предпочтительнее опережающий ввод скважин в разработку и их работа в пределах энергосберегающего режима.

Учитывая, что в процессе разработки уточняют основные показатели месторождения и скважин по данным наблюдения при эксплуатации скважин, периодически анализируют проект разработки и вносят в него коррективы, на основании которых уточняют запасы газа, технологический режим эксплуатации, параметры пласта, число скважин, т. е. проверяют и уточняют основные положения проекта разработки.

Наблюдение и контроль за разработкой месторождения наряду с Госгортехнадзором осуществляют геологические отделы газовых промыслов и газопромысловых управлений. Кроме того, на организации, выполнившие проекты опытно-промышленной эксплуатации и проекты разработки, возлагается авторский контроль.

При разработке газовых месторождений обычно условно различают три периода – нарастающей, постоянной и падающей добычи.

Первый период частично связан с осуществлением опытно-промышленной разработки, с развертыванием строительных работ, с интенсивным бурением скважин. Он продолжается обычно 3 – 5 лет.

Второй период относится в основном к этапу промышленной разработки – поддержание запланированного постоянного отбора газа. Этот период продолжается 10 – 15 лет.

Третий период характеризуется истощением пластовой энергии залежи, при котором добыча газа в прежнем объеме оказывается технологически затруднительной и экономически нецелесообразной. Это заключительный период разработки залежи. Продолжительность его может быть оценена 20 – 30 годами и больше. На заключительном этапе этого периода газ из месторождения подается главным образом местным потребителям.

На практике наблюдаются отклонения в очередности периодов и принятых сроках их осуществления, например, после первого периода наступает третий практически без второго периода. Возможны и другие варианты.

ЛЕКЦИЯ 8. ЭТАПЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИРОДНОГО ГАЗА

Развитие науки и практики разработки газовых месторождений можно разделить на следующие этапы.

Первый этап, характеризующийся применением кустарных методов разработки, охватывает длительный период, который начался 1300 лет назад в Китае, когда на месторождении Дзылюдзин в провинции Сычуань были пробурены первые скважины, где газ использовался для выпарки соли из минерализованной воды.

Интересен факт, что в 1957 г. на этом месторождении продолжалась выпарка соли с помощью газа практически при атмосферном давлении на скважинах с деревянными вышками высотой до 40 м, применялись деревянные желонки, обитые железом, длиной до 20 м. Для транспорта газа использовались бамбуковые трубы, а для отделения жидкости от газа – сплетенные из бамбука сепараторы, покрытые свиной кожей и промасленные для создания герметичности.

В КНР в 50-е годы имелись десятки тысяч мелких скважин, пробуренных на четвертичные отложения. Бурение скважин осуществлялось, как правило, ударным способом. Каждая скважина бурилась в течение нескольких часов и располагалась в непосредственной близости от потребителя. Тампонировали скважины глиной и после выполнения своего назначения эксплуатационную колонну извлекали.

В США промышленность природного газа начала развиваться с

1821 г. Газ использовался для обогрева и освещения – он подавался по деревянным трубам. Применение стальных газопроводов в США привело к интенсивному развитию газовой промышленности.

В России кустарные методы разработки применялись в дореволюционные годы и первые годы советской власти. Газовые скважины в то время бурили на случайно открытых газовых месторождениях, в точках расположенных в непосредственной близости от потребителя газа. В последующем скважины бурили «скважина за скважиной» по мере роста потребления газа или для восполнения дебита действующей скважины. Так разрабатывались известные в то время небольшие газовые месторождения в Ставрополе, Мельниковское месторождение, Мелитопольское месторождение, Дагестанские Огни.

Второй этап развития науки разработки возник в США в 20-е годы ХХ столетия. Он характерен применением статистико-эмпирических методов разработки газовых месторождений и распространением на разработку газовых месторождений практики разработки нефтяных месторождений.

Наиболее полное и законченное выражение этот второй этап нашел в книге проф. И.Н. Стрижова [11], который, исходя из условия ограниченного радиуса дренажа скважин, предложил строго равномерное расположение скважин на площади газоносности. И.Н. Стрижов, являвшийся крупным ученым в области газового и нефтяного дела, обработал огромнейший материал, характеризующий эксплуатацию многочисленных газовых месторождений США и некоторых других стран.

Второй этап создания научно обоснованных методов разработки газовых месторождений характерен также тем, что в то время рекомендовалась эксплуатация скважин при так называемом постоянном проценте отбора от свободного Q_св или абсолютно свободного дебита Q_ас.

В качестве уравнения притока газа к забою скважины применялась степенная формула:

Q = С (p²_пл – p²_з)ⁿ (8.1)

где Q − дебит газа; р_пл, р_з − соответственно пластовое и забойное давления; С, n – коэффициенты, которые принимали постоянными для данной скважины, при проведении исследований при стационарных режимах фильтрации.

Для расчетов забойного давления применялась видоизмененная формула Веймаута, широко применявшаяся в те годы для расчета газопроводов.

Вводится понятие абсолютно-свободного дебита, соответствующего потенциальному дебиту при давлении на забое, равном атмосферному, определяемого из формулы (8.1), а также понятие свободного дебита, соответствующего атмосферному давлению на устье.

Формула (8.1) при n = 1 соответствует закону Дарси, который для совершенных по степени и характеру вскрытия скважин представим

в виде:

р²_пл – р²_з = аQ (8.2)

где а = = вязкость газа; р_ат – атмосферное
давление; К– проницаемость; h – толщина продуктивной части пласта; R_к, R_с – соответственно радиусы контура питания и скважины.

Формула (8.1) при n = 0,5 превращается в известный квадратичный закон Шези – Краснопольского. Основным недостатком формулы (8.1), как и всех других аналогичных степенных зависимостей, является то, что коэффициенты Сиn могут быть приняты постоянными лишь в узком диапазоне изменения Q.

В процессе разработки залежи коэффициенты С и n являются переменными во времени, характер изменения которых при проектировании разработки неизвестен.

При установлении технологического режима работы скважин максимальный рабочий дебит не должен был превышать 20 % от Q_ас:

Q = С(p²_пл – 0,1013²)ⁿ

и требовал ежегодного уточнения путем проведения исследования скважин. Так как во времени Q_ас уменьшается в связи с падением р_пл, то, следовательно, и рабочий дебит во времени снижается.

Практика назначения технологического режима работы скважин в США по определенному проценту от Q_ac, наряду с другими причинами, привела к бурению огромного числа газовых скважин (около 300 тыс.). В то же время такой подход обеспечивает большой резерв в добыче газа, резкое снижение числа капитальных ремонтов скважин, а также, вероятно, и рост газоотдачи.

На заключительном этапе разработки месторождения при значительном падении давления скважины работают в газопровод без ограничения на Q_ас и, как правило, по закону Дарси (8.2).

В нашей стране проектирование разработки месторождений, вступивших в разработку до 1950 г., проводилось на принципах, характерных для второго этапа. К таким месторождениям относились: Елшано-Курдюмское, группы месторождений Западной Украины, Оренбургской и Самарской областей.

Третий этап характеризуется внедрением принципов проектирования, основанных на комплексном применении промысловой геологии, отраслевой экономики и подземной газогидродинамики. Начало этого этапа часто называют началом научно обоснованных методов разработки месторождений природных газов.

Начало этого этапа положено работами, проводившимися под руководством проф. Б.Б. Лапука в 1947 – 1948 гг. в ПИБе МНИ им. И.М. Губкина. Исходя из указанных принципов был выполнен проект разработки Султангуловского месторождения Самарской области. В нем было применено неравномерное расположение скважин вдоль главной оси структуры, в качестве уравнения притока применялся закон Дарси при газовом режиме работы залежи.

Первоначальные теоретические основы этого этапа изложены проф. Б.Б. Лапуком исходя из расчетов по закону Дарси. При определенных геологических условиях рекомен­довалось батарейное расположение скважин, для которых был предложен технологический режим постоянной скорости фильтрации на забое.

В 1949 г. был создан ВНИИГАЗ, которому было поручено проектирование разработки месторождений природного газа страны, а в дальнейшем и другим научно-исследовательским и проектным институтам отрасли, так как интенсивно росло число месторождений, вводимых в разработку.

Дальнейшее развитие третьего этапа осуществлялось в основном во ВНИИГАЗе, где выполняется конкретное проектирование разработки всех основных месторождений страны с 1950 г. по настоящее время. Во ВНИИГАЗе в теории и практике разработки газовых месторождений страны длительное время применялись принципы рациональной разработки газовых месторождений, сформулированные Е.М. Минским и А.Л. Козловым еще в 1953 г., и их можно сегодня назвать традиционными. На основе этих принципов были созданы проекты разработки многих месторождений и наша страна превратилась в первую державу в мире по добыче газа.

В течение третьего этапа было предложено составление проектов опытно-промышленной эксплуатации как завершающего этапа разведки. Были разработаны различные модификации подсчета запасов газа по падению давления, в том числе по удельным объемам дренажа каждой скважины. Предложена организация перетока газа для подсчета запасов газа.

Традиционно при проектировании разработки месторождения природного газа исходили из следующего:

− практически газового режима для любой залежи;

− целесообразности работы скважин при максимально допустимых высоких дебитах; ограничением являлось разрушение пласта или подтягивание пластовой воды к забою скважин, и тем самым разработка газовых месторождений осуществлялась минимально возможным числом скважин;

− расположения скважины в наиболее продуктивных частях залежей;

− постепенного наращивания во времени ввода в разработку новых скважин исходя из принятого темпа отбора газа и истощения залежи;

− определения темпов разработки залежи исходя только из потребления газа независимо от характеристики залежи;

− доминирования подсистемы пласт + скважина во всем комплексе газодобычи и проектирования ее отдельно от наземных сооружений.

С 1964 г. начали составляться комплексные проекты разработки и обустройства промыслов.

Для расчета без каких-либо гидродинамических ограничений, теорети-

чески обосновывая целесообразность высоких дебитов по скважинам,

применяли двучленную формулу притока газа, которая имеет вид:

р²_пл – р²_з = аQ + bQ², (8.3)

где a, b − коэффициенты фильтрационного сопротивления,

отражающие параметры пористой среды и конструкцию забоя скважины.

Для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия

а = (8.4)

b = (8.5)

где − характерный линейный размер пористой среды, Е.М. Минский называл его параметром макрошероховатости.

В 1963 г. Ю.П. Коротаевым и Г.А. Зотовым были предложены методы исследования газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации, в том числе методы обработки кривых нарастания давления после остановки скважины и кривых стабилизации давления после пуска скважины.

Методика расчетов основных показателей разработки месторождений исходя из формулы (8.3) для различных технологических режимов работы скважин была выполнена в 1960 г. Ю.П. Коротаевым и Г.А. Зотовым [4]. Вводится понятие средней скважины.

Проф. Е.М. Минский утверждал, что в недрах закона Дарси начинается нарушение линейного закона и тем самым все попытки нахождения верхней границы существования закона Дарси теряют смысл.

Уже в первые годы применения двучленной формулы (8.3) она оказалась непригодной для 50 % газовых скважин, а именно, вместо прямой при обработке результатов в координатах р²/Q и, отсекающей на оси ординат отрезок, равный а, и с тангенсом угла наклона, равным b, получали гиперболу, из которой не представлялось возможным определение коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b.

Ю.П. Коротаевым были вскрыты причины такого аномального поведения индикаторных кривых и им была предложена в 1956 г. методика обработки таких результатов исследований путем введения в уравнение (8.3) дополнительного коэффициента:

р²_пл – p²_з = аQ + bQ² + С,(8.6)

где С − дополнительный коэффициент, характеризующий наличие жидкости на забое и призабойной зоне, подобный начальному градиенту давления или начальному фильтрационному сопротивлению, когда жидкость имеется только в призабойной зоне пласта.

В проектах расчеты изменения основных показателей осуществлялись для моделей квазиоднородного пласта вместо моделей неоднородного пласта.

Исключение представлял проект опытно-промышленной эксплуатации нижнеангидритового горизонта Шебелинского месторождения, в котором учитывались фильтрационные характеристики каждой скважины, а проектные были разбиты на группы скважин.

Конечная газоотдача пластов принималась равной 100 %, согласно действующим до 1995 г. нормативам ГКЗ, и считалось, что подавляющее большинство газовых залежей работает при газовом режиме.

В качестве технологического режима работы скважин принимался режим постоянного дебита, или депрессии, или постоянного безводного дебита исходя из конусообразования, который значительно превосходил энергосберегающие допустимые режимы.

Расстановка скважин и последовательность их ввода определялись заданными темпами отборов газа из залежи, получением максимальных дебитов и недопущением образования конусов пластовой воды.

Третий этап характеризовался непрерывным ростом добычи газа в нашей стране, открытием новых газовых месторождений в различных регионах европейской части России, на Украине, в Средней Азии и Западной Сибири, строитель­ством многих магистральных газопроводов. В последующем создается единая система газоснабжения (ЕСГ) страны, вокруг крупных потребителей сооружаются подземные хранилища газа. Газовая промышленность развивалась невиданными в мире темпами, при постоянном росте капиталовложений в разведку, добычу и транспорт газа.

Вслед за Султангуловским месторождением, во ВНИИГАЗе создаются проекты разработки Угерского и Бильче-Волицкого месторождений в Западной Украине, Северо-Ставропольского месторождения, Шебелинского, Газлинского месторождений, группы газоконденсатных месторождений Краснодарского края, Вуктыльского месторождения в Республике Коми и др.

В течение третьего этапа газовая промышленность нашей страны становится ведущей отраслью энергетики, широко внедряется опытно-промышленная эксплуатация месторождений, создается уникальная и огромная по размерам транспортная инфраструктура отрасли, в короткие сроки осваиваются громадные месторождения севера Тюменской области.

Сырьевая база газовой промышленности России характеризуется наличием в ее структуре как уникальных залежей энергетического газа в сеноманских залежах севера Тюменской области, так и залежей со сложным составом пластовой смеси, которые являются сырьевой базой для высокоэффек­тивного газохимического производства.

Газохимическое производство в последние годы интенсивно развивается. Объем переработки сырья увеличился от 12 в 1973 г. до 81 млрд. м³ в 1988 г. Сооружены и введены в эксплуатацию Оренбургский, Астраханский и Уренгойский комплексы.

До освоения Оренбургского месторождения в нашей стране отсутствовал опыт проектирования и строительства предприятии, добывающих, транспортирующих и перерабатывающих природный газ с повышенным содержанием сероводорода. В процессе создания Оренбургского газового комплекса были реализованы технические решения по добыче газа, транспортировке сероводородсодержащего газа и конденсата на расстояние до

60 км, переработке газа и конденсата, защите и контролю за коррозией оборудования и трубопроводов, охране окружающей среды. Создано оборудование для извлечения гелия из газов с низкой его концентрацией.

В короткие сроки введен в действие высокорентабельный газовый комплекс, подготовлены высококвалифицированные кадры и созданы предпосылки для сооружения последующих комплексов.

Оренбургский комплекс вводился тремя очередями по 15 млрд. м³. Первая очередь введена в 1974 г., вторая – в 1975 г.

В 1979 г. комплекс был выведен на проектную мощность.

В течение последних лет на комплексе ежегодно добывается и перерабатывается 46 – 47 млрд. м³ газа с ежегодной поставкой потребителям свыше 45 млрд. м³ товарного газа, более миллиона тонн стабильного конденсата и газовой серы. Одновременно на комплексе производятся такие ценные продукты, как сжиженные газы, меркаптаны, гелий, ШФЛУ.

На Оренбургском комплексе успешно решаются проблемы борьбы с коррозией, гидратообразованием, солеотложениями, активными водопроявлениями, охраны окружающей среды.

В газе Астраханского месторождения содержится большое количество сероводорода (до 25 % мольных) и углеводородного конденсата (140 –

300 г/м³). В начале освоения это месторождение рассматривалось как сырьевая база газохимического комплекса по производству серы (основное), ШФЛУ, моторных топлив. В 1987 г. введена первая очередь комплекса на объем добычи и переработки 6 млрд. м³ газа в год и получение 2 млн. т серы в год. В условиях рыночной экономики последних лет произошло резкое изменение конъюнктуры на основные виды товарной продукции. Доля серы в товарной продукции снизилась от 53 до 10 %, доля продуктов переработки конденсата поднялась до 70 %. В связи с этим возникает необходимость обеспечения стабильных поставок конденсата на завод, т. е. новых вариантов системы разработки.

ЛЕКЦИЯ 9. АНАЛИЗ ФАКТИЧЕСКИХ ДАННЫХ РАЗРАБОТКИ

ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Авторы [1] занимались длительный период времени как непо­средственным комплексным проектированием, так и практическим осуществлением разработки многих газовых и газоконденсатных месторождений страны. Планировали и осуществляли долгосрочную стратегию развития отрасли в целом, распределения добычи по регионам и отдельным месторождениям. Это требовало постоянного совершенствования теоретических основ, комплексного подхода, проведения большого объема экспериментальных исследований пористых сред и скважин, а также анализа накопленного огромного фактического материала практической разработки месторождения более чем за 40-летний срок их работы.

Были установлены следующие принципиальные факты и новые научные представления в работе газовых скважин и залежей.

Широко применяемая без каких-либо ограничений двучленная формула притока к забою скважин не отражает реальных условий притока газа, а определяемые на ее основе фильтрационные параметры пластов дают резко завышенные результаты по сравнению с действительными. Нарушение линейного закона начинается после достижения определенной для каждой скважины критической скорости (дебита) фильтрации. При этом нарушение линейного закона сопровождается интенсивными звуковыми и ультразвуковыми колебаниями на забое скважин, способствующими как разрушению призабойной зоны пласта, так и опережающему подтягива­нию пластовой воды к забою скважин. Одновременно было отмечено, что скважины, работающие с меньшими (в пределах энергосберегающих) дебитами, функционируют надежно и не порождают каких-либо серьезных проблем при их эксплуатации. Кроме того, на практике обычно нарушение линейного закона фильтрации усугубляется тем, что фактически работающие интервалы составляют всего 15 – 20 % от вскрытых интервалов пласта.

Анализ показал, что физическая картина и реальные условия притока газа к забою скважины более сложные, чем это следует из двучленной формулы, а исправления аномальных индикаторных кривых в виде (8.6) отражают только часть факторов, влияющих на форму индикаторных линий.

Специфическими условиями эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин является наличие на забое и призабойной зоне пласта жидкости, которая создает дополнительное сопротивление, влияющее не только на форму получаемых индикаторных кривых, но и на извлекаемые запасы газа. Это осложняет проектирование разработки.

При различных системах расположения скважин и порядке ввода их в эксплуатацию значительно меняются режим их работы и удельные объемы дренажа, газо- и конденсатоотдача пласта.

Скважины, введенные позже, характеризуются значительно меньшими удельными объемами дренажа, нежели введенные в начальной стадии, чем это следует из расчетов по уравнению баланса на среднюю скважину.

Обстоятельный анализ данных разработки месторождений и эксплуатации скважин был выполнен авторами [1] совместно с В. В. Савченко. Был проведен анализ разработки более 80 практически выработанных отечественных и зарубежных месторождений природных газов и изучены условия работы 2575 эксплуатационных скважин, что составляло 30 % от числа всех эксплуатационных скважин в СНГ.

Средняя газоотдача составляет 70 % (по 444 полностью выработанным залежам России) (табл. 9.1). (Для примера, конечная газоотдача группы месторождений Кубани составляет 56 – 60 %, а для Коробковского месторождения – 40 %.)

Подавляющее большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений природного газа работает при водонапорном режиме.

Таблица 9.1 – Средний коэффициент газоотдачи месторождений

(б. СССР)

На газоконденсатных месторождениях при их эксплуатации теряется до 50 − 70 % конденсата. Примером является Вуктыльское месторождение.

Все элементы газодобывающего комплекса, включая работу пласта, скважин и наземных сооружений, оказывают существенное взаимовлияние через обратные связи.

Практически для всех месторождений природного газа оказалась крайне существенной проблема надежности добычи газа без осложнений и аварий. На повышение конечной газоотдачи значительно влияют условия работы не только пласта, но и скважин.

Эти факты потребовали пересмотра принципов традиционного подхода к разработке газовых месторождений.

9.1 Новые принципы разработки газовых и газоконденсатных месторождений[1]

Когда стали ясны глубокие расхождения между традиционным подходом к проектированию и реальностью, были выполнены широкомасштабные исследования, целью которых было совершенствование методики проектирования разработки и повышение надежности эксплуатации скважин, что и привело к созданию новых научных принципов разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

В результате была выработана новая, радикально отличная от предыдущей, концепция разработки месторождений природных газов, которая, обеспечивая нормативную прибыль, во главу угла ставит проблему надежности добычи газа, газо-и газоконденсатоотдачи и, как следствие этого, выдвигает на первый план технологии разработки, обеспечивающие сбережение энергетического запаса газовой залежи в целом и энергосберегающие режимы работы отдельных скважин.

Ключевыми проблемами разработки газовых месторождений являются обеспечение надежной рентабельной добычи газа и достижение максимальной газо- и конденсатоотдачи пласта, которые требуют проведения широкого комплекса гидродинамических, акустико-гидродинамических, термодинамических и геофизических исследований пористых сред, скважин и пластов с целью создания расчетных моделей, приближающихся к реальным условиям в течение всего срока работы залежи начиная с опытной и опытно-промышленной эксплуатации.

В середине 80-х годов Ю.П. Коротаев предложил принципиально новый подход к обработке результатов исследования скважин и ввел понятие энергосберегающего технологического режима эксплуатации. Он теоретически и экспериментально с помощью акустико-гидродинамических исследований пористых сред доказал, что при фильтрации вместо двучленного закона до значений Re < Re_кp справедлив закон Дарси, а при Re > Re_кp − трехчленный закон, содержащий дополнительный член с критическим значением предельного энергосберегающего критического дебита Q_кр.

В безразмерной форме эти законы имеют следующий вид:

при малых скоростях фильтрация по закону Дарси при Re < Re_кp

Re = 1;

при высоких скоростях фильтрации при Re > Re_кp

Re = 1 – Re_кp + Re,

где — коэффициент гидравлического сопротивления,

Re − число Рейнольдса, Re = v к/ l.

Таким образом, только в частном случае при Re_кp = 0 будет иметь место двучленный закон фильтрации

Re = 1 + Re.

Как показала экспериментальная проверка многочисленных кернов формула (8.3) не была подтверждена ни на одном из них.

Теоретические и экспериментальные акустико-гидродинамические исследования многочисленных пористых сред и анализ результатов исследований многих скважин, выполненные Ю.П. Коротаевым, позволили четко установить, что при невысоких дебитах фильтрация газа происходит по закону Дарси (8.2) или (p²_пл – р² )/Q = а, где а соответствует (8.4) (рис.9.1, кривая 1) до Q < Q_кр, соответствующего верхней границе закона Дарси.

Критический дебит Q_кр назван предельным энергосберегающим дебитом. Под энергосберегающими дебитами понимаем дебиты, при которых соблюдается постоянство удельных потерь энергии, приходящихся на единицу дебита, что соответствует формуле (8.2).

При Q > Q_кр имеет место наличие двух режимов фильтрации, а именно: нелинейный закон в призабойной зоне вокруг скважины и линейный закон Дарси в остальном газоносном пласте. Уравнение притока газа к забою скважины при Q > > Q_кр имеет вид трехчленного закона:[8]

Рисунок 9.1 – Зависимость р² от Q по результатам исследования скв.1861 Уренгойского месторождения: 1 – Q < Q_кр; 2 – Q> Q_кр

Рисунок 9.2 – Зависимость р²/Q от Q по результатам исследования

скв. 1861 Уренгойского месторождения: 1 – Q < Q_кр; 2 – Q> Q_кр; 3 – при Q_кр = 102 – р²/Q от Q.

р² = aQ – bQ_крQ + b(Q – Q_кр ln )Q, (9.1)

где асоответствует (8.4);

b = (9.2)

р² = р²_пл – р²_з.

Уравнение (9.1) характеризует плоскорадиальную фильтрацию в интервале изменения дебитов Q > Окр (рис. 9.1, кривая 2).

Методика проведения и обработки результатов исследований скважин с определением коэффициентов а, b и Q_кр, входящих в формулы (8.2) и (9.1) при наличии двух режимов фильтрации, приведена в работах [7, 8, 10]. Сущность ее состоит в том, что скважина исследуется как при режимах, когда

Q < Q_кр, так и при режимах, когда Q > Q_кр, т. е. в более широком диапазоне, чем было принято ранее.

Методика обработки результатов исследований скважин заключается в том, что вначале обрабатывают результаты, полученные в координатах р²/Q и Q.

При обработке результатов исследований скважин в координатах р²/Q и Q для дебитов Q < Q_кр справедлив закон Дарси (8.6), и ему соответствует начальный горизонтальный прямолинейный участок удельной индикаторной кривой (рис. 9.2, прямая 1), который отсекает на оси р²/Qотрезок, равный коэффициенту а в формуле (8.2). При дебитах Q > Q_кр экспериментальные точки отклоняются и в координатах р²/Q и Q имеет место кривая с переменным квадратичным сопротивлением, возрастающим с увеличением дебитов. По началу отклонения точек от горизонтальной прямой, соответствующей закону Дарси, оценивают значение критического (предельного энергосберегающего) дебита Q_кр.

Для определения коэффициента b уравнение (8.1) приводят к виду:

а – bQ_кр + b (Q – О_кр ln а – b Q_кр + bQ. (9.3)
поделив левую и правую части этого уравнения на Q. Результаты исследований для диапазона изменения дебитов Q > Q_кр обрабатывают в координатах р²/Q и Q. В результате получают прямую с тангенсом угла наклона, равным b, которая отсекает на оси ординат отрезок, равный а – bQ_кр. По нему, зная а и О_кр, находят b.

Значение О_кр соответствует точке пересечения начального горизонтального участка со вторым наклонным прямолинейным участком.

На практике для определения Q_кр вначале находят его ориентировочное значение Q_кр.ор из графика р²/Q и Q, которое используют для получения Q_ор, и уточняют из графика р/ Q от Q_кр По последнему графику методом итераций находят уточненное значение Q. При ошибках в Q_кр в координатах р²/Q и Q получают вогнутую или выпуклую кривую вместо второго прямолинейного участка. При этом значение Q – bQ_кр не должно быть меньше нуля.

Оригинальный метод обработки результатов исследований предложен С.А. Ананенковым [9].

Соответствующая модификация коэффициентов фильтрационного сопротивления а и b, входящих в формулу (9.1), для скважин, гидродинамически несовершенных по характеру и степени вскрытия [8].

Принципиальным отличием трехчленной формулы (9.1) от формулы (8.3) является то, что она справедлива только после достижения Q_кр и нелинейная часть удельного фильтрационного сопротивления является величиной переменной, зависящей от дебита. При росте дебитов радиус зоны нарушения закона Дарси R₀ возрастает согласно формуле:

R₀=R_c . (9.4)

Как показывают приведенные оценки, для большинства встречаемых на практике случаев Ro << h и Ro не превышают 5R_c, т. е. нарушение линейного закона имеет место непосредственно в призабойной зоне пласта, а в самом пласте фильтрация осуществляется согласно закону Дарси. Это один из важных выводов для проектирования разработки, что в пласте фильтрация подчиняется закону Дарси, за исключением небольшого участка призабойной зоны пласта.

В реальных газовых скважинах в пласте и на забое всегда имеется жидкость, количество которой будет зависеть от дебита, фильтрационных параметров, конструкции и глубины спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) и др. Наличие этой жидкости приводит к возникновению дополнительного сопротивления, которое необходимо учитывать при исследовании скважин и разработке месторождения.

Наличие жидкости на забое четко фиксируется глубинным акустическим прибором при проведении акустико-гидродинамических исследований.

При сопоставлении результатов исследований, проводимых в разное время на одной и той же скважине, индикаторные кривые не совпадают. Это, в частности, может быть вызвано изменением количества жидкости в пористой среде и на забое при изменении параметров призабойной зоны по мере эксплуатации скважины.

Наблюдается общая тенденция перехода на завершающей стадии разработки к эксплуатации скважин по закону Дарси.

Эксплуатация скважин при предельном энергосберегаю­щем режиме позволяет получать максимальный дебит при минимальных потерях энергии, обеспечивает работу скважин без осложнений и аварий и наибольшую газоотдачу.

Применение энергосберегающих режимов работы скважин создает благоприятные условия по предотвращению нарушений герметичности и целостности эксплуатационных колонн газовых скважин, вызванных интенсивными деформационными процессами, возникающими при высоких дебитах.

Анализ разновременного ввода скважин, выполненный по большинству выработанных месторождений природных газов, показал, что удельные объемы дренажа, характеризующие удельные запасы, приходящиеся на скважину, по скважинам, введенным в разработку спустя значительный период времени, в 2 – 30 раз меньше удельных объемов дренажа скважин, введенных в начальной стадии разработки.

Из анализа ввода скважин по выработанным месторождениям следует, что на первые 50 % ранее введенных скважин приходится до 85 % запасов.

Часто на вторую половину вводимых позже скважин (т. е. на остальные 50 %) приходится менее 15 – 20 % оставшихся запасов газа. Этому способствуют и концентрация весьма незначительного числа «первых» скважин в наиболее продуктивных частях залежей и их форсированные дебиты.

Подавляющее большинство разрабатываемых в настоящее время месторождений природного газа работает при проявлении упруговодонапорного режима. Было доказано, что в обводняющемся газовом месторождении конечная газоотдача зависит от темпа истощения залежи. С одной стороны, уменьшение темпа истощения приводит к тому, что микрозащемление газа в обводняющихся порах происходит при большом давлении, а значит, защемляется большая масса газа. С другой стороны, увеличение темпов истощения приводит к повышению избирательности обводнения, т. е. макрозащемлению и увеличению потерь газа в крупных целиках. Для каждого конкретного месторождения существует оптимальный темп истощения, обеспечивающий максимальную газоотдачу.

Как показал анализ разработки большинства выработанных залежей, избирательность обводнения всегда доминирует, что связано с практическим отсутствием однородных по коллекторским свойствам реальных пластов. Поэтому гидродинамическая проблема оптимизации темпа истощения сводится к задаче его минимизации, причем минимум выбирается уже из технико-экономических критериев достижения максимальной прибыли при заданной добыче.