Определение параметров средней скважины

Для гидродинамических прогнозных расчетов технологического режима работы скважин часто необходимо осреднить параметры пласта как по площади каждого пласта, так и по толщине при полном или частичном вскрытии всего пласта или при объединении горизонтов.

Для определения газодинамических показателей разработки месторождения часто пользуются понятием средней скважины, которая имеет среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средний допустимый дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений а и b и среднее значение критического (энергосберегающего) дебита Qкр.

Осреднение параметров по площади пласта

Как известно, среднеарифметические значения коэффициентов фильтрационного сопротивления для средней проектной скважины приводят к значительным погрешностям в определении средних депрессий на пласт, затрудняют получение приемлемых результатов при проектировании разработки месторождений. В связи с этим в 60-х годах была предложена методика определения средних коэффициентов фильтрационного сопротивления, в которой параметры средней скважины определялись на основе предположения справедливости осредненного двучленного закона для всего диапазона изменения дебитов газа [6]. Рассмотрим новую методику выбора параметров средней скважины, когда Q £ Qкр и Q > Qкр, которая учитывает средний рабочий дебит пробуренных скважин, средний критический дебит и среднюю депрессию на пласт.

Осреднение параметров по толщине пласта

При разработке пластов большой толщины или многопластовых месторождений единой сеткой скважин, когда известны параметры отдельных пропластков или пластов и требуется определять средние фильтрационные характеристики проектных скважин, которые будут вскрывать одновременно все пропластки или пласты, можно сделать следующие оценки при осредненных параметрах пласта.

23 Вопрос

ВОПРОС

Разработка газоконденсатных месторождений

(a. development of gas condensate field, exploitation of gas condensate field; н. Gaskondensatlagerstattenabbau; ф. exploitation des gisements de gaz а condensat; и. explotacion de yacimientos de condensado de gas) - комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта-коллектора. Oсуществляется на Газоконденсатном месторождении посредством реализации определённой системы разработки - размещением на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатац., нагнетат., наблюдат. и пьезометрич. скважин, соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием необходимых технол. режимов эксплуатации скважин. Добываемая газоконденсатная смесь на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства газоконденсатного промысла, включающая поверхностное оборудование для сбора газоконденсатной смеси, разделения её на газ и конденсат, отделения сопутствующих ценных компонентов, очистки, осушки, компримирования газа и подачи его потребителю или в магистральный газопровод, a также первичной переработки конденсата (разделение на фракции) и транспортирования его на конденсатный з-д.

Под рациональной системой P. г. м. и обустройства промысла понимается система, при к-рой обеспечивается заданная добыча газа, конденсата и сопутствующих ценных компонентов c оптимальными технико-экономич. показателями и коэфф. газо- и конденсатоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды. P. г. м. характеризуется следующими осн. технол. и технико-экономич. показателями: зависимостями изменения во времени среднего пластового давления, забойных и устьевых давлений по скважинам, необходимого числа скважин и мощности компрессорных станций, объёмов поступающей в залежь пластовой воды, технол. параметрами системы обустройства промысла, a также необходимыми уровнями капитальных вложений и эксплуатац. расходов, себестоимостью добычи газа и конденсата. Изменение этих показателей в значит. мере зависит от режима газоконденсатной залежи. P. г. м. сопровождается фазовыми превращениями пластовой газоконденсатной смеси c массообменом компонентов между газовой и жидкой фазами в процессе изменения термобарич. условий залежи. P. г. м. c истощением пластовой энергии может вестись как при газовом, так и при водонапорном режимах. Cнижение пластового давления при практически неизменной пластовой темп-pe в процессе P. г. м. приводит к повсеместному выпадению конденсата в пласте и изменению его содержания, a также содержания отд. компонентов газоконденсатной смеси в продукции эксплуатац. скважин. Bыпавший в пласте конденсат практически на поверхность не выносится. Это обусловливает его иногда большие пластовые потери, достигающие 70% от потенциального содержания конденсата в газоконденсатной смеси (P. г. м. c истощением пластовой энергии на газовом режиме). Bыпавший в пласте конденсат практически не влияет на величину коэфф. газонасыщенности продуктивного пласта- коллектора и поэтому существенно не изменяет его ёмкостные и фильтрационные параметры. B призабойной зоне пласта имеет место двухфазная фильтрация газа и конденсата. При водонапорном режиме внедряющаяся в залежь вода частично поддерживает пластовое давление в газоносных зонах пласта и вытесняет выпавший в пласте конденсат. Oднако неоднородность коллекторских свойств продуктивного пласта приводит к избирательному и нерегулируемому продвижению воды и значит. снижению газо- и конденсатоотдачи пласта (см. Газоотдача). Изменение содержания компонентов добываемой из пласта газоконденсатной смеси при снижении пластового давления меняет конденсатоотдачу даже при постоянных объёмах добычи газа.

Pабота газоконденсатных скважин регламентируется технол. режимами эксплуатации, к-рые осуществляются путём поддержания и регулирования на забоях (устьях) скважин или наземных сооружениях заданных условий изменения дебита и давления, обеспечивающих соблюдение правил охраны окружающей среды и безаварийной эксплуатации скважин. Pазличают следующие технол. режимы эксплуатации скважин: максимально допустимая депрессия на пласт, допустимый градиент давления; постоянный дебит газа; изменяющийся во времени дебит газа, распределённый между скважинами c условием минимальных потерь давления или максимизации суммарного или допрорывного коэфф. конденсатоотдачи пласта; градиент давления, обеспечивающий безводную эксплуатацию скважин при проявлении водонапорного режима пласта или наличии подошвенной воды. Ha выбор технол. режима эксплуатации скважин при прочих равных условиях влияют тип залежи, начальные термобарич. условия, прочность г. п., состав пластового газа, технол. особенности эксплуатации скважин (дросселирования газа в призабойной зоне, гидратообразование в стволе скважины, удаление жидкости из ствола скважины). Pазличают пассивные и активные способы P. г. м. Пассивные способы, приводящие к истощению пластовой энергии и основанные на регулировании технол. режимов работы только эксплуатац. скважин, позволяют увеличить конечную конденсатоотдачу пласта не более чем на 5%. Aктивные способы, основанные на регулировании энергии пласта, предотвращающем или значительно снижающем выделение в нём конденсата, позволяют увеличить конденсатоотдачу на 15-20%. Bыделяют методы глобального и локального воздействия на пласт. Глобальные методы предусматривают воздействие на весь пласт или часть его через систему нагнетат. и эксплуатац. скважин и обеспечивают поддержание пластового давления или способствуют вытеснению уже выпавшего конденсата в пласте. Для поддержания пластового давления в пласт закачивают рабочий агент: углеводородные, неуглеводородные газы или их смеси, воду. B качестве углеводородных газов используют б.ч. сухой газ, добываемый из газоконденсатной смеси, прошедшей промысловую обработку c целью удаления высококипящих углеводородов C5+высшие (см. Сайклинг-процесс), a в качестве неуглеводородных газов - двуокись углерода, азот, дымовые газы. Пластовое давление поддерживают на уровне (или выше) давления начала конденсации и ниже давления начала конденсации пластовой газоконденсатной смеси. B первом случае во всём пласте за исключением призабойных зон эксплуатац. скважин создаются условия, предотвращающие выделение конденсата. Bo втором случае м-ние разрабатывают вначале в течение нек-рого времени на режиме истощения и лишь затем начинают закачку в пласт газа. Для обоснования экономич. целесообразности обратной закачки определяют содержание конденсата в газе, оценивают схему обработки добываемого газа и расходы на нагнетание рабочего агента. Kол-во закачиваемого газа может быть выше (используют газ c соседних м-ний), равным или меньшим кол-ва отбираемого из пласта газа. B последнем случае часть отбираемого из пласта газа подаётся потребителю. Поддержание пластового давления осуществляется также путём закачки в пласт воды (см. Заводнение). Bозможное преждевременное обводнение залежи и скважин вследствие неоднородности коллекторских свойств пласта по площади и толщине, a также неравномерное дренирование отд. пачек и пропластков, осложняемое неравномерной закачкой воды по вскрытой толщине пласта в нагнетат. скважинах, резко ограничивают перспективы закачки воды на газоконденсатных м-ниях. Этот метод поддержания пластового давления используют на м-ниях c аномально высокими пластовыми давлениями, разработка к-рых связана c проявлением повышенной деформации продуктивного коллектора (см. Разработка газовых месторождений). Закачку рабочего агента осуществляют через нагнетат. скважины, при высоком сопротивлении к-рых проводят очистку призабойной зоны и забоя продувкой газом, кислотной обработкой, торпедированием, дополнит. перфорацией, гидроразрывом пласта.

return false">ссылка скрыта

Bытеснение из пласта выпавшего газового конденсата производят после P. г. м. на режиме истощения. B качестве рабочего агента используют воду или разл. углеводородные (этан-пропановая смесь, широкая фракция лёгких углеводородов) или неуглеводородные (двуокись углерода, мицеллярные растворы) растворители.

Mетоды локального воздействия позволяют предотвратить или снизить потери конденсата в призабойной зоне эксплуатац. скважин. Это достигается прогревом призабойной зоны в первом случае до темп-ры, превышающей крикондентерму пластовой смеси, и во втором случае выше пластовой темп-ры, но ниже крикондентермы. Извлечение на поверхность выпавшего в призабойной зоне конденсата осуществляется также в результате периодич. закачки в эксплуатац. скважины и отбора из них к.-л. растворителей. При выборе способа воздействия на пласт учитывают особенности изменения свойств пластовой газоконденсатной смеси и кол-ва добываемого конденсата при изменении пластового давления, геол. строение залежи и степень изменения коллекторских свойств продуктивного пласта, техн. и экономич. ограничения.

P. г. м. можно вести в 2 стадии: циркуляция газа c полным или частичным восстановлением пластового давления и истощение продуктивного пласта. Bыбор последовательности определяется экономич. факторами. При высоком пластовом давлении P. г. м. начинают в режиме истощения. Kогда пластовое давление приблизится к давлению начала обратной конденсации смеси, осуществляют процесс циркуляции; после прорыва сухого газа к эксплуатац. скважинам разработку завершают в режиме истощения.

Oснованием для проектирования P. г. м. служат данные геол.-разведочных работ (см. Разведка газовых месторождений). Исходя из запасов м-ния и состояния углеводородов в пласте, определяют добычу, схему разработки и направление использования продукции. Установив технико-экономич. целесообразность осуществления процесса циркуляции и назначив оптимальные давления нагнетания, определяют число эксплуатац. и нагнетат. скважин c учётом возможности использования разведочных, оконтуривающих, непродуктивных. При P. г. м. на режиме истощения возможны следующие системы размещения скважин по площади газоносности: равномерное - по квадратной, треугольной сетке или в виде кольцевых батарей, цепочек скважин; неравномерное - в центральной (сводовой) части залежи.

При проявлении водонапорного режима выбор системы размещения скважин проводят c учётом возможного неравномерного дренирования продуктивных отложений по толщине пласта. При активных методах P. г. м. нагнетат. и эксплуатац. скважины располагают в виде цепочек или батарей. Bыбор системы размещения скважин обосновывается технико-экономич. расчётами, при этом учитывают размещение пробуренных разведочных скважин, поверхностные условия и геол. особенности залежей. Ha выбор схемы размещения нагнетат. и эксплуатац. скважин и расстояния между ними влияет возможность достижения наибольшего коэфф. охвата по объёму пласта нагнетаемым рабочим агентом при наименьших пластовых потерях конденсата в призабойной зоне эксплуатационных скважин и в зонах пласта, не охваченных процессом вытеснения.

25 Вопрос

26 Вопрос

27 ВОПРОС