Меню

Характеристика газовых месторождений по давлению

Давление в газовой залежи

ЛЕКЦИЯ 3. КЛАССИФИКАЦИЯ ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Температура залежи в процессе ее разработки остается практически постоянной, давление (по мере отбора газа) падает. Различают Рпл — на­чальное, Рпл(t) — текущее и Tпл, — пластовая температура.

Замеряется Рпл в скважине глубинными манометрами, а чаще рас­считывается по величине давления газа на устье остановленной скважи­ны.

Бесконечно малый объем газа с плотностью при высоте dH соз­дает давление

dP=dH (3.1)

но так как плотность газа по глубине ствола скважины не постоянна, увеличивается с глубиной, т.е. зависит от Р и Т, то эта зависимость пре­образована к виду, которое и применяется в инженерных расчетах:

(3.2)

которая называется барометрической формулой Лапласа-Бабинэ, где RB
газовая постоянная воздуха; — относительная плотность газа; Н — глубина скважины, zср, — средний коэффициент сверхсжимаемости газа; Тср — средняя температура по стволу скважины.

При значительном содержании конденсата в газе, а также при нали­чии в скважине на забое жидкости эта формула не применятся, а исполь­зуются глубинные манометры для непосредственного замера давления.

8. Условия залегания газа в земной коре и классификация газовых месторождений

Природные газы, как и нефть в земной коре, приурочены к осадоч­ным отложениям и скапливаются в породах-коллекторах, т.е. в пористых и проницаемых породах, способных содержать и отдавать эти флюиды.

Различают 2 типа пород-коллекторов: гранулярные и трещиноватые. Наиболее распространены гранулярные коллекторы, пустоты которых представлены межзерновыми порами. Гранулярные коллекторы слага­ются песчано-алевритовыми породами, а также известняками и доломи­тами. Трещиноватые коллекторы слагаются как осадочными породами, так и изверженными и метаморфическими. Они отличаются большой плотностью и развитой системой трещин различной протяженности, ориентации и размеров. Трещиноватость может быть связана с известня­ками, доломитами, сланцами, песчанниками.

Важнейшими параметрами пород-коллекторов являются: порис­тость, проницаемость, насыщенность флюидами.

Газовые месторождения наиболее часто приурочены к антикли­нальным структурам — брахиантиклиналям и куполам различной степени сложности, часто тектонически нарушенным.

В зависимости от условий залегания газовые залежи подразделяют­ся на пластовые, массивные, литологически экранированные, тектониче­ски экранированные:

— пластовые большей частью являются сводовыми, т.е. расположены в сводовых частях антиклинальных структур;

— массивные образуются в коллекторах большой мощности и под­стилаются подошвенными водами;

— литологически экранированные образуются в толщах малопроницаемых пород, когда в них имеются локальные пористые и проницаемые
линзы;

— тектонически экранированные располагаются на крыльях анти­клиналей и ограничены вверх по восстанию пласта тектоническими на­рушениями.

Любая залежь характеризуется:

■ толщиной пласта — кратчайшее расстояние между кровлей и по­дошвой;

■ этажем газоносности — расстояние от газоводяного контакта до
наивысшей точки кровли пласта газовой залежи;

■ внешним контуром газоносности — линия пересечения кровли
пласта с подошвенными водами;

■ внутренним контуром газоносности — линия пересечения подош­вы пласта с подошвенными водами;

■ размерами по большой и малой осям структуры,

Уренгойское месторождение 170 х 35, км;

Медвежье месторождение 110 х 30, км;

Пунгинское месторождение 20 х 15, км;

Последовательно сверху вниз располагаются газ, нефть, вода со­гласно силе гравитации и плотности пластовых флюидов. Газовые месторождения лассифицируются:

— по сложности геологического строения

а) месторождения сложного геологического строения, разбитые тек­
тоническими нарушениями на ряд блоков и зон, имеющих изменчивый характер продуктивных горизонтов;

б) месторождения простого геологического строения, продуктивные
пласты которых характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивных горизонтов по всей площади залежи;

— по числу продуктивных горизонтов

— по числу объектов разработки

а) однообъектные, когда имеется лишь одна залежь или все залежи
объединяются в один объект разработки ( самостоятельная сетка скважин);

б) многообъектные, когда выделяются несколько объектов разра­ботки (несколько самостоятельных сеток эксплуатационных скважин);

— по наличию или отсутствию конденсата в пластовом газе,

т.е. по составу пластовых флюидов

а) газовые месторождения — содержат легкие углеводороды парафи­нового ряда, не конденсирующиеся при снижении давления в пласте. Содержание метана (CН4) составляет 94-98% по объему;

б) газоконденсатные месторождения — содержат углеводороды па­рафинового ряда с большим содержанием тяжелых углеводородов от пентана (C5H12) и тяжелее, которые конденсируются в пласте при снижении давления. Содержание метана в пластовом газе 70-90% по объему;

Читайте также:  Как снизить давление народными средствами во время беременности

в) газонефтяные месторождения — имеют газовую шапку больших объемов и нефтяную оторочку. Содержание метана ограничено 30-50%, остальное — тяжелые углеводороды и попутные нефтяные газы;

г) газоконденсатнонефтяные — это газоконденсатные месторожде­ния, имеющие нефтяную оторочку;

д) газогидратные месторождения — содержат газ в продуктивных от­ ложениях в твердом гидратном состоянии;

— по фазовому состоянию флюидов

а) однофазные насыщенные месторождения, в которых начальное пластовое давление (Рпл..нач) равно давлению начала конденсации тяжелых углеводородов (Рн.кон). В таких залежах при снижении давления сразу происходит конденсация углеводородов (выпадение их в пласте в жидкую фазу);

б) однофазные не насыщенные — месторождения, в которых началь­ное пластовое давление выше давления начала конденсации тяжелых углеводородов (Рпл..нач >> Рн.кон) При разработке таких месторождений тяжелые углеводороды (конденсат) начинают выпадать только при дос­тижении Рпл величины давления начала конденсации;

в) двухфазные месторождения — газоконденсатные месторождения, у которых начальное пластовое давление ниже давления начала конденсации и часть углеводородов еще до разработки находится в пласте в жидком состоянии (Рпл..нач 3 /м 3 ;

— с малым содержанием стабильного конденсата

от 10 до 150 см 3 /м 3 ;

— со средним содержанием стабильного конденсата

от 150 до 300 см 3 /м 3 ;

— с высоким содержанием конденсата

от 300 до 600 см 3 / м 3 ;

— с очень высоким содержанием стабильного конденсата

свыше 6000 см 3 / м 3 .

По дебитности скважин месторождения, залежи, объекты разработ­ки подразделяются на группы:

а) низкодебитные до 25 тыс.м 3 /сут;

б) малодебитные до 25-100 тыс. м 3 /сут;

в) среднедебитные до 100-500 тыс. м 3 /сут;

г) высокодебитные до 500-1000 тыс. м 3 /сут;

д) сверхвысокодебитные свыше 1000 тыс. м 3 /сут.

Подавляющее большинство разведочных скважин месторождений газа Западной Сибири относятся к группам в, г, д. Рабочие дебита 1000 тыс. м 3 /сут. установлены на эксплуатационных скважинах Медвежьего, Уренгойского, Ямбургского месторождений.

По величине начальных пластовых давлений залежи – Рнач.пл.залежи подразделяются:

а) низкого давления до 60 кгс/см 2 ;

б) среднего давления 60-100 кгс/см 2 ;

в) высокого давления 100-300 кгс/см 2 ;

г) сверхвысокого давления свыше 300 кгс/см 2 .

По величине запасов газа месторождения классифицируются на:

Источник

Режимы разработки газовых и газоконденсатных залежей.

Газовое или газоконденсатное месторождение представляет собой сложную систему, состоящую из большого числа элементов (скважины, установки комплексной подготовки газа, трубопроводы и т.п.), взаимодействующих между собой и с внешней средой на разных уровнях, причем зачастую это взаимодей-
ствие носит неопределенный характер. Эти элементы (объекты) обычно многофункциональны (например, установка комплексной подготовки газа); связи являются переменными, обеспечивающими многорежимное функционирование; управление объектами носит иерархический характер, предусматривающий сочетание централизованного управления или контроля с автономностью. Перечисленные свойства являются отличительными особенностями сложных или больших систем; при этом их проектирование, анализ, исследование и управление возможны лишь на основе системного подхода. Л. Заде сформулировал «принцип целостности», согласно которому большие системы нельзя изучать точно, на основе единой модели.

Зависимости между элементами большой системы являются разнообразными, сложными и не всегда определенными, в результате чего построение единой модели затруднительно или вообще невозможно. В связи с этим при моделировании больших систем используют многоуровневое (иерархическое) описание, причем иерархическая структура системы не остается фиксированной, а определяется конкретными целями и задачами исследования. Так, с одной стороны, скважина и призабойная зона пласта при рассмотрении эксплуатационных задач являются основными элементами, а пласт выполняет функцию внешнего источника. С другой стороны, изучая процесс обводнения залежи, за основной элемент принимают пласт с комплексом свойств (неоднородность, расчлененность и т.д.), а скважины имеют второстепенное значение, выполняя в
первую очередь функции индикаторов процессов.

В газовых и газоконденсатных залежах источниками энергии являются давление, под которым находится газ в пласте, и напор краевых пластовых вод. Соответственно различают газовый и упруговодогазонапорный режимы. Природный режим залежи определяется главным образом геологическими факторами: характеристикой водонапорной системы, к которой принадлежит залежь, и расположением залежи в этой системе относительно области питания; геолого-физической характеристикой залежи — термобарическими условиями, фазовым состоянием УВ, условиями залегания и свойствами пород-коллекторов и другими факторами; степенью гидродинамической связи залежи с водонапорной системой. На режим пласта существенное влияние могут оказывать условия эксплуатации залежей. П

Читайте также:  Артериальное давление как называются числа

ри использовании для разработки залежи природных видов энергии от режима зависят интенсивность падения пластового давления и, следовательно, энергетический запас залежи на каждом этапе разработки, а также поведение подвижных границ залежи (ГНК, ГВК, ВНК) и соответствующие тенденции изменения ее объема по мере отбора запасов нефти и газа. Все это необходимо учитывать при выборе плотности сети и расположения скважин, установлении их дебита, выборе интервалов перфорации, а также при обосновании рационального комплекса и объема геолого-промысловых исследований для контроля за разработкой.

Природный режим при его использовании обусловливает эффективность разработки залежи — темпы годовой добычи нефти (газа), динамику других важных показателей разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и газа также во многом зависят от режима залежи. Знание природного режима позволяет решить один из центральных вопросов обоснования рациональной системы разработки нефтяных и газоконденсатных залежей: возможно ли применение системы с использованием природных энергетических ресурсов залежи или необходимо искусственное воздействие на залежь?

Режим залежи при ее эксплуатации хорошо характеризуется кривыми, отражающими в целом по залежи поведение пластового давления, динамику годовой добычи нефти (газа) и воды, промыслового газового фактора. Все эти кривые в совокупности с другими данными об изменении фонда скважин, среднего дебита на одну скважину и т.д. представляют собой график разработки залежи.

При газовом режиме (режиме расширяющегося газа) приток газа к забоям скважин обеспечивается за счет потенциальной энергии давления, под которым находится газ в продуктивном пласте. Ее запас обычно оказывается достаточным для довольно полной выработки залежи (сжимаемость газа на три порядка более сжимаемости воды и породы). Режим формируется при отсутствии влияния законтурной области и может иметь место в условиях как инфильтрационной, так и элизионной водонапорной системы.

При газовом режиме в процессе разработки залежи объем залежи практически не меняется. Некоторое уменьшение пустотного пространства залежи может происходить вследствие деформации пород-коллекторов или выпадения конденсата в пласте в результате снижения пластового давления.

Пластовое давление залежи рпл в процессе ее разработки непрерывно снижается. Для газового режима характерен прямолинейный характер зависимости (pnл/Z) — ∑Q, где Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; ∑Q — накопленная с начала эксплуатации добыча газа. Таким образом, удельная добыча газа на 0,1 МПа снижения пластового давления при газовом режиме обычно постоянна на протяжении всего периода разработки. Эта особенность широко используется для подсчета оставшихся в залежи запасов газа по данным истекшего периода разработки. Следует отметить, что по газоконденсатным залежам зависимость пластового давления от добытого количества газа может отличаться от прямолинейной.

Режим обеспечивает достаточно высокие темпы добычи газа — по крупным залежам в период максимальной добычи до 8—10% начальных запасов в год и более. Значительного поступления попутной воды в скважины обычно не происходит. Однако иногда, несмотря на неподвижность ГВК, в часть скважин поступает некоторое количество воды, что может быть связано с перемещением ее из водоносной части пласта по трещинам или по тонким высокопроницаемым прослоям, из водосодержащих линз, прослоев или каверн, имеющихся в объеме самой залежи, и с другими причинами. Выявление источника и путей поступления воды в скважины в таких случаях требует проведения специальных геолого-промысловых исследований. Значения коэффициента извлечения газа при газовом режиме обычно высокие — 0,9 — 0,97. Газовый режим характерен для многих крупных газовых месторождений нашей страны.

Упруговодогазонапорный режим — режим, при котором в процессе разработки залежи отмечается подъем ГВК, т.е. происходит внедрение в залежь краевой воды. При этом режиме напор краевой воды всегда сочетается с действием упругих сил газа.

Читайте также:  Воздух и высокое давление в системе охлаждения

Масштабы внедрения в залежь воды принято оценивать коэффициентом возмещения, который равен отношению объема воды, внедрившейся в залежь за определенный период времени, к объему газа в пластовых условиях, отобранному из залежи за этот же период. Так, при внедрении в залежь 0,2 млн. м 3 воды в результате отбора 1 млн. м 3 газа в пластовых условиях (при пластовом давлении 10 МПа на поверхности это составит около 100 млн. м 3 газа) коэффициент возмещения будет равен 0,2. Повышенные его значения указывают на большую роль водонапорной составляющей режима.

При этом режиме при прочих равных условиях пластовое давление снижается медленнее, чем при газовом. Интенсивность падения давления возрастает при невысокой активности законтурной области (при приуроченности залежи к элизионной водонапорной системе, при пониженной проницаемости коллекторов и др.), с увеличением темпов добычи газа и под влиянием других причин.

Действие упруговодогазонапорного режима сопровождается постепенным обводнением части скважин, в связи с чем они рано (в то время, когда залежь еще имеет высокое пластовое давление) выходят из эксплуатации. Возникает необходимость бурения вместо них дополнительных скважин. Вследствие неоднородности продуктивных отложений и неравномерности отбора газа из прослоев с разной проницаемостью происходит опережающее продвижение воды в глубь залежи по наиболее проницаемым прослоям. Это приводит к появлению воды в продукции скважин, усложнению условий их эксплуатации и раннему отключению. В итоге коэффициенты извлечения газа часто бывают меньшими, чем при газовом режиме, диапазон их значений может быть весьма широким — от 0,5 до 0,95 в зависимости от степени неоднородности продуктивных пластов.

От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. Темп падения пластового давления непосредственно обуславливает падение дебитов газовых скважин, а следовательно, число скважин, необходимых для обеспечения запланированного отбора газа из месторождения. Темп падения пластового давления определяет продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, постоянной и падающей добычи газа, эффективной работы промысловых установок искусственного холода, дожимной компрессорной станции.

Проявление водонапорного режима иногда благоприятно сказывается на этих показателях разработки месторождения и обустройства промысла. Однако в результате продвижения воды в газовую залежь чаще приходится сталкиваться с рядом негативных последствий. Вследствие изменчивости коллекторских свойств продуктивных отложений по площади газоносности, а также неравномерного распределения отборов газа по скважинам они преждевременно обводняются. Неоднородность продуктивных отложений по толщине и неравномерность их дренирования по разрезу приводит к продвижению воды по наиболее проницаемым и дренируемым прослоям, пропласткам, что также вызывает преждевременное обводнение скважин. В результате ухудшаются технико-экономические показатели разработки месторождения. Приходится идти на дополнительные капиталовложения для добуривания новых скважин.

Отметим, что в условиях водонапорного режима процесс обводнения газовых скважин и месторождений – естественный процесс. Однако при проектировании и осуществлении разработки месторождения природного газа следует предусматривать такое число добывающих скважин, такое размещение их на площади газоносности и структуре и соответствующие технологические режимы эксплуатации, систему обустройства газового промысла, коэффициент газоотдачи, которые обеспечивали бы наибольшую народнохозяйственную эффективность. Система обустройства газового промысла в случае проявления водонапорного режима усложняется, так как необходимо предусматривать отделение от газа воды, утилизацию ее путем сброса в специальные скважины. Таким образом, третье отрицательное последствие проявления водонапорного режима связано с осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин и системы обустройства промысла.

На практике режим месторождения природного газа определяется следующим образом. Промысловые данные об изменении пластового давления р(t) и добытом количестве газа Qдоб(t) обрабатываются в координатах p/z(p) – Qдоб(t). Если в указанных координатах фактические данные ложатся на прямую, это указывает на проявление газового режима.
Если с какого-то момента темп падения давления начинает замедляться, это свидетельствует о начале заметного поступления воды в залежь.

Последнее изменение этой страницы: 2017-01-20; Нарушение авторского права страницы

Источник

Adblock
detector