 |
Обоснование и выбор технологического режима работы скважин.
|
|
|
|
Введение
Настоящая работа выполнена с целью прогнозирования разработки газовой залежи IX пласта верейского горизонта Верховского месторождения
В теоретической части подлежат решению вопросы, касающиеся уравнения материального баланса, дифференциального уравнения истощения газовой залежи при газовом режиме, коэффициента газоотдачи, деформационных процессов в продуктивном пласте, технологического режима эксплуатации скважин и показателей разработки газовой залежи.
В расчетной части должны быть спрогнозированы показатели разработки газовой залежи IX пласта верейского горизонта Верховского месторождения на истощение при принятом технологическом режиме работы скважин – постоянной депрессии на пласт.
Теоретическая часть
Проектные технологические документы
В соответствии со статьей 23.2 Закона Российской Федерации «О недрах», разработка месторождений полезных ископаемых осуществляется в соответствии с проектными технологическими документами.
- Проектные технологические документы на разработку месторождений должны:
- обеспечить добычу находящихся на государственном балансе извлекаемых запасов нефти, газа, конденсата, содержащихся в них сопутствующих компонентов;
- иметь целью достижение максимально возможного извлечения сырьевых ресурсов;
- предусматривать выполнение обязательств пользователя недр в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами и требований законодательства Российской Федерации о недрах.
Согласно «Регламенту составления проектных документов по разработке газовых и газоконденсатных месторождений» (ОАО Газпром, Москва, 1999) основные проектные документы соответствуют стадиям разработки и эксплуатации месторождений.
|
|
|
Технологическая схема разработки газовых и газоконденсатных месторождений определяет предварительную систему разработки и составляется до начала промышленной эксплуатации месторождения по данным разведки и пробной эксплуатации скважин.
Основное условие для составления технологической схемы - это выполнение пересчета запасов и ТЭО КИН с представлением в ГКЗ РФ. (После утверждения тех.схемы составляется « проект обустройства», в котором с учетом многих условий устанавливаются трассы промышленных газо-конденсатопроводов и их технические характеристики, тип и конструкция устройств для сбора и замера газа, систем управления, типы и производительность устройств для сепарации нефти и газа, и т.п. На основе проекта обустройства ведется строительство объектов сбора, транспорта, инфраструктуры и др.
В составе технологической схемы рассматривается опытно промышленная эксплуатация (ОПЭ), как её отдельная стадия. Она предусматривается для отдельных залежей, блоков или участков сложно построенных и недостаточно разведанных крупных газовых и газоконденсатных месторождений. Цель ОПЭ - получение информации и уточнение необходимых исходных данных для надежного обоснования проектных решений на период основной разработки объекта в целом. Срок ОПЭ устанавливается в интервале 3-5 лет в зависимости от характеристики залежей, особенностей их строения, степени изученности. Технологические решения на период ОПЭ должны приниматься с учетом задач доразведки и стратегии освоения месторождения или объекта разработки в целом. Для стадии ОПЭ чрезвычайно важна детальная программа дополнительного изучения, исследований и опытных работ.
Проект разработки - основополагающий проектный документ для эксплуатации месторождения. Предусматривает комплекс технологических и технических мероприятий по извлечению газа из недр, контролю за процессом разработки, обеспечению безопасности населения, охране недр и окружающей среды.
|
|
|
Он базируется на более детальной, по сравнению с технологической схемой разработки, информации, включающей в себя материалы реализации технологической схемы и анализа разработки, оценку запасов по данным эксплуатации, результаты специальных исследований. Используются расчетные модели, адаптированные по истории разработки.
Проект разработки составляется в процессе эксплуатации, а в отдельных случаях - до её начала, когда ввод в эксплуатацию задерживается на значительный период времени, и накапливается необходимый объём информации для составления проекта.
Проект доразработки предназначен для завершающей стадии эксплуатации, которая характеризуется различными осложненными условиями
Период расчета технологических показателей в технологических схемах и проектах разработки должен соответствовать сроку действия лицензии на добычу и составлять не менее 20 лет.
Технологические схемы разработки составляются на начальные запасы газа и конденсата, утвержденные ГКЗ РФ или апробированные ОАО "Газпром", при этом запасы категорий А+B+C1 принимаются в полном объеме, а запасы категории С2, как правило частично в соответствии с указаниями Технического задания на проектирование. По месторождениям (залежам), значительная часть запасов газа и конденсата которых сосредоточена в недостаточно разведанных участках или пластах (категория С2), должны рассматриваться возможности разработки и необходимость доразведки объекта проектирования в целом.
Проекты разработки к доразработки составляются на разведанные запасы газа и конденсата (категории А+B+C1), утвержденные ГКЗ РФ на основании последнего подсчёта запасов, если изменения их начальных величин за истекший до проектирования период не превышают 20%. При уточнении запасов в процессе доизучения более чем на 20% необходимо их переутверждение в ГКЗ РФ.
Обоснование и выбор технологического режима работы скважин.
Скважина – важнейший элемент системы разработки месторождений природных газов. Из них добывают пластовую продукцию (газ, конденсат и др.). Они являются каналами связи с пластом, через которые осуществляется регулирование процессов, происходящих при разработке газовых и газоконденсатных месторождений. В результате исследования скважин, анализа показателей их эксплуатации добывается информация о параметрах призабойной зоны газоносного и водоносного пластов и о процессах в залежах газа при их разработке. Правильное обоснование критерия технологического режима эксплуатации скважин и уравнения притока газа к скважине способствует достижению рентабельных технико-экономических показателей разработкки газовых и газоконденсатных месторождений.
|
|
|
Для выбора критериев технологического режима работы скважин сначала следует установить определяющий фактор или группу факторов для обоснования режима эксплуатации скважин. Особое внимание при этом необходимо обратить на наличие подошвенной воды, многослойность и наличие гидродинамической связи между пластами, на параметр анизотропии, на наличие литологических экранов по площади залежи, на близость контурных вод, на запасы и проницаемость маломощных высокопроницаемых пропластков (суперколлекторов), на устойчивость пропластков, на величину предельных градиентов, с которых начинается разрушение пласта, на давление и температуры в системе «пласт – УКПГ». на изменение свойств газа и жидкости от давления, на обвязку и на условия осушки газа и т. д. Если с учетом необходимых исходных данных, полученных по комплексу исследовательских работ, и данных опытной эксплуатации скважин установлен определявший фактор, то нетрудно обосновать математическое выражение влияния этого фактора (критерий) на режим эксплуатации скважины.
При определении уравнения притока газа к скважине необходимо учитывать особенности эксплуатации газовых скважин и, прежде всего, нарушение линейного закона фильтрации, обусловленное высокими скоростями фильтрации газа в призабойной зоне пласта, а также искривление линий тока из-за несовершенства скважины по характеру и степени вскрытия.
|
|
|
Под технологическим режимом эксплуатации газовых (газоконденсатных, нефтяных) скважин (ТРЭС) понимается поддержание на забое (устье) скважин заданных условий изменения дебита или (и) давления, осуществляемых в результате их регулирования, и обеспечивающих соблюдения правил охраны недр, окружающей среды и безаварийную эксплуатацию скважин. Выражаются математическими формулами, или основаны на определенных принципах ограничения дебита или забойного давления.
Наибольшее влияние на режим эксплуатации скважин оказывают следующие факторы:
– деформация пористой среды при создании значительных депрессий на пласт, приводящих к снижению проницаемости, особенно в трещиновато-пористых пластах;
– разрушение призабойной зоны скважины при вскрытии неустойчивых, слабоустойчивых и слабосцементированных коллекторов;
– образование песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатации скважин и их влияние на выбранный режим работы;
– образование гидратов в призабойной зоне и стволе скважины;
– обводнение скважины подошвенной водой;
– коррозия скважинного оборудования в процессе экслуатации; и т. д.
Все эти факторы выражаются следующими критериями, имеющими вид:
– dр/dR=Const – постоянный градиент, с которым должны эксплуатироваться скважины;
– Dр = рпл(t) – рз(t)=сonst – постоянная депрессия на пласт;
– рз(t) = сonst – постоянное забойное давление;
–Q(t)= сonst – постоянный дебит;
– ру (t) = сonst – постоянное устьевое давление;
– u(t) = сonst – постоянная скорость потока.
При выборе технологических режимов работы скважин проектируемого месторождения, независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве основных, определяющих режим эксплуатации, должны быть соблюдены следующие принципы:
– полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов, насыщающих пористую среду;
– рациональное использование естественной энергии залежи;
– выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных ресурсов углеводородов – газа, конденсата и нефти;
– полная гарантия надежности работы системы «пласт – начало газопровода» в процессе разработки залежи;
– максимальный учет возможности снятия всех ограничивающих производительность скважин факторов;
– своевременное изменение ранее установленных режимов, непригодных на данной стадии разработки месторождения;
– обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при минимальных капвложениях и эксплуатационных затратах и устойчивой работы всей системы «пласт – газопровод».
|
|
|
Если установлен определяющий фактор, то выбор критерия должен быть следующим:
1. Режим постоянного градиента на стенке скважины, если пласт неустойчивый или слабоустойчивый и происходит разрушение призабойной зоны при превышении некоторого значения градиента давления. Величина градиента, исключающего разрушения призабойной зоны, определяется двумя способами: либо специальным исследованием скважины с целью определения зависимости dр/dR и количеством выносимого песка из скважины естественным путем при обеспечении выноса песка с забоя соответствующей конструкцией; либо изучением образцов породы в лабораторных условиях на разрушение.
Необходимо построить зависимость градиента давления от радиуса зоны дренирования и установить величину Dр для выбранного DR, где 0,1 £DR£ 0,5 м, а затем сопоставить величину полученного градиента давления с табличными градиентами, установленными как предельные, превышение которых приводит к разрушению.
Режим допустимого градиента давления С на стенке скважины для совершенной по степени и характеру вскрытия скважины характеризуется следующей формулой:
 
| (1) |
где:j = A / (2 RcLnRk / Rc); y = В / 2 Rc; A и B – коэффициенты фильтрационных сопротивлений; Rk – радиус удельной зоны дренирования скважины.
Для несовершенной по степени и характеру вскрытия скважины
j = mRат / k Fc; y = b*rатРат / Fc2; (2)
где:Fc – суммарная площадь поверхности перфорационных отверстий;
b* – коэффициент, учитывающий извилистость поровых каналов.
По результатам исследования скважины определяются максимальный дебит и соответственно такое минимальное забойное давление, при котором коллектор не разрушается. Вычисляются параметры j и y. Найденные q, Pc, j, y подставляются в формулу, и определяется допустимый градиент давления на стенке скважины С. В дальнейшем дебит скважины и забойное давление изменяются так, чтобы тождественно выполнялось ограничивающее условие на пласт.
Затруднения при применении режима допустимого градиента давления связаны с приближенностью находимых коэффициентов j иy, чтообусловлено приближенностью определения фактических степени и характера совершенства скважин.
Одним из отрицательных результатов разрушения призабойной зоны (ПЗ) при вскрытии неустойчивых коллекторов является возможностъ образования песчаных пробок. Предотвращение возможности образования пробки может быть достигнуто только двумя путями: либо созданием такого градиента давления, при котором ПЗ не разрушится, либо синхронно с разрушением ПЗ удаление примесей путем подбора соответствующей конструкции, т. е. диаметра и глубины спуска фонтанных труб.
Установление допустимого технологического режима эксплуатации скважин – не единственный способ борьбы с разрушением скелета пористой среды и выносом продуктов разрушения на поверхность. Находят применение методы укрепления скелета пористой среды призабойной зоны различными смолами. Другой путь предотвращения выноса песка – оборудование забоя скважин соответствующим фильтром.
2. Режим постоянной депрессии на пласт следует использовать, если существует возможность деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости призабойной зоны, или обводнение скважин подошвенной водой.В случае отсутствия опасности обводнения скважины подошвенной водой необходимо построить зависимости Q(Dр) по имеющимся скважинам, обобщить эти зависимости и выбрать предельные значения депрессии на пласт для проектных скважин и соответствующие им дебиты по скважинам. Выбираемая депрессия должна быть увязана с конструкцией скважины, с необходимым давлением в коллекторе и другими факторами.Когда режим постоянной депрессии на пласт вызван наличием и близостью подошвенной воды и возможностью обводнения проектных скважин существует возможность определить допустимую депрессию на пласт в зависимости от вскрытия пласта, положения газоводяного контакта (ГВК) и вертикальной проницаемости пропластков от ГВК до нижней границы интервала перфорации.
Необходимо проведение специальных исследований для подготовки исходных данных, используя которые, с помощью геолого-математических моделей можно с весьма высокой достоверностью численным методом определить сроки обводнения скважин и их безводные дебиты в зависимости от изменения давления на забоях скважин и общего падения рплв зоне, дренируемой скважиной.
К настоящему времени предложено несколько методов определения так называемого предельного безводного дебита, обеспечиваемого при поддержании в скважине допустимой депрессии на пласт.
Сохранение предельных безводных дебитов (Qпб) скважин на уровне начального их значения и при возможности увеличения Qn6 является одной из основных задач. Для любой скважины, независимо от параметров вскрываемого пласта, существует возможность выбрать такое вскрытие, при котором Qn6 будет максимальным. Степень вскрытия пласта скважиной, при которой Onб будет максимальным, следует считать оптимальной – 
. Таким образом, одним из способов получения максимального безводного дебита проектных скважин является отыскание величины оптимального вскрытия пласта.
Другим способом увеличения предельно безводного дебита скважин является создание искусственного непроницаемого экрана между контактом газ-вода и дном скважины, точнее, нижней границей интервала перфорации.
Существует два методов определения 
– графический и аналитический.
Согласно графическому методу по известным коэффициентам фильтрационного сопротивления А* и В*, толщины газоносного пласта, пластового давления, плотностей воды и газа в пластовых условиях, задаваясь произвольными значениями hвв диапазоне 0£hв£h, следует строить график зависимости Qn6 от , на основании которого определяют, соответствующее максимальному значению Qn6. Аналитический метод существенно приближенный (точность 7 %).
3.Режим постоянного забойного давления при проектировании не часто используется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый случай рз = сonst связан с разработкой недонасыщенных газоконденсатных месторождений.
4. Режим постоянного дебита скважин является наиболее выгодным, если его можно поддерживать длительное время, если увеличение депрессии на пласт при этом не приводит к осложнениям, если предприятие временно не имеет возможности бурить и обустраивать дополнительное число скважин.
Такой режим может быть временно использован и при условиях добычи коррозионно – активного газа, когда интенсивностъ коррозии связана со скоростью движения газа по стволу скважины с заданной конструкцией. При этом конструкция скважины должна обеспечить вынос твердых и жидких примесей с забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок. Такой режим принят в основной массе скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений севера Тюменской области.
5. Режим постоянной скорости потока по стволу должен быть использован для двух участков: у интервала перфорации для выноса примесей и у устья скважины, при которой обеспечивается весьма низкая интенсивность коррозионно – эрозионного разъедания фонтанных труб в случае отсутствия защитных ингибиторов. Низкая скорость у интервала перфорации, достаточная для удаления примесей, должна быть примерно 5 м/с. Ниже этого предела существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью скважины должна быть £ 11 м/с, при которой интенсивность разъедания труб значительно ниже, чем при скоростях больше 11 м/с. Таким образом, с точки зрения технологии эксплуатации скорость движения по стволу должна быть 5 £u£ 11 м/с.
При назначении ТРЭС при наличии в газе коррозионно – активных компонентовнеобходимо установить критическую величину скорости потока путем экспериментального определения ее в промысловых условиях.
При установленной по результатам опытов величине критической скорости дебит скважины определяется по формуле (3):
| (3) |
где uкр – критическая скорость потока, превышение которой приводит к резкому увеличению интенсивности коррозии, м/с; d – внутрений диаметр фонтанных труб, 10-2 м; ру – устьевое давление, Мпа; Ту – устьевая температура, К; zу – коэффициент сжимаемости газа при Ту и ру.
6. Режим постоянного устьевого давления выбирается, как правило, на непродолжительный срок и при этом не с начала разработки месторождения. Использование режима ру = сonst всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое давление, при котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая кондиция газа.
Кроме перечисленных выше критериев, принято прогнозировать температурный режимработы скважин. Этот режим в качестве критерия требует, чтобы рз<рр и Тз>Тр, что равносильно исключению возможности образования гидратов в ПЗ пласта и ру<рр и Ту>Тр, что равносильно исключению возможности образования гидратов в стволе скважины.
|
|
|
