Основные положения проекта разработки газового месторождения

Рассмотренные выше вопросы представляют составные части проекта опытно-промышленной эксплуатации или проекта разработки газового месторождения. Таким образом, основными разделами проекта разработки газового месторождения являются следующие.

1. Геологическое строение месторождения и водонапорного бассейна. Этот раздел включает вопросы:

а) общие сведения о районе, орогидрография;

б) история разведки месторождения;

в) стратиграфия;

г) тектоника;

д) газонефтеносность, запасы газа, характеристика газов;

е) гидрогеологическая характеристика пластовой водонапорной системы, результаты анализов проб воды;

ж) характеристика продуктивных отложений по коллекторским свойствам.

2. Характеристика потребителя. Отбор газа из месторождения

3. Обоснование исходных геолого-промысловых данных. Уточнение параметров водоносного пласта. В этом разделе отражены

следующие вопросы:

а) обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и специальных исследований скважин и пластов;

б) обоснование допустимых технологических режимов эксплуатации скважин, определение параметров ≪средней≫скважины;

в) определение емкостных, фильтрационных параметров газоносных и водоносных пластов и т. д.;

г) уточнение параметров водоносного пласта с использованиемкарты гидроизопьез;

д) обоснование объектов эксплуатации.

4. Обоснование расчетных вариантов (или величин):

а) по отборам газа из месторождения, иэ отдельных эксплуатационных объектов (в случае многопластового месторождения);

б) по системе разработки месторождения (по размещению скважин, их конструкциям, рабочим депрессиям на пласт и т. д.);

в) по системе обустройства промысла (по числу и размещению групповых пунктов, по системам и методам сбора, обработки и подготовки газа к дальнему транспорту).

5. Определение показателей систем разработки месторождения и обустройства промысла. В данном разделе освещаются использованные расчетные методы и формулы. Приводятся результаты расчетов показателей разработки и обустройства для всех рассматриваемых вариантов и подвариантов.

6. Определение экономических показателей. Выбор рационального варианта разработки месторождения и обустройства промысла(о характере данного раздела см. предыдущий параграф).

7. Обоснование системы размещения эксплуатационных и наблюдательных скважин (с учетом результатов технико-экономических расчетов, наличия болот, населенных пунктов и т. д.).

8. Мероприятия по интенсификации добычи газа.

9. Рекомендации по контролю за разработкой месторождения. При установлении необходимого числа эксплуатационных, ре-

зервных и наблюдательных скважин обосновываются:

а) число разведочных скважин, переводимых в разряд эксплуатационных или наблюдательных;

б) местоположение проектных скважин на площади газоносности и на структуре;

в) порядок ввода их в эксплуатацию (с учетом, например, особенностей разработки и разбуривания многопластового месторождения).

 

Задачи анализа месторождений природного газа

С первых моментов реализации проекта разработки газового (газоконденсатного) месторождения начинается анализ получаемой

геолого-промысловой информации и показателей разработки. Первичный, каждодневный анализ процесса разработки место-

рождения осуществляется геологической службой управления или (и) объединения с центральной научно-исследовательской лабораторией (ЦНИЛ) или цехом научных и производственных работ (ЦНИПР).

Задачи первичного анализа разработки следующие.

1. Обработка и анализ результатов геофизических, газогидродинамических и специальных исследований скважин и пластов. Под

специальными исследованиями понимаются: термометрия и дебитометрия скважин; исследование продукции скважин, в частности

наблюдение за ионами хлора; текущие исследования скважин на газоконденсатность и т. д.

2. Анализ данных по контролю за разработкой месторождения.Сопоставление и анализ фактических и проектных показателей разработки.

3. Анализ результатов работ по интенсификации добычи газа.

4. Корректирование отдельных положений проекта разработки или доразработки месторождения. Обработка результатов исследований скважин и пластов позволяет:

-определять (или уточнять) параметры пласта (по результатам исследований скважин при неустановившихся режимах фильтрации

и по результатам геофизических исследований); определять (или уточнять) коэффициенты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока газа к скважине (по результатам исследований скважин при установившихся режимах фильтрации);

-устанавливать для новых и уточнять по эксплуатируемым скважинам допустимые технологические режимы эксплуатации;

-определять степень дренирования продуктивных отложений по мощности — выявлять работающие и неработающие интервалы (по

результатам термометрии, дебитометрии, акустических и геофизических исследований скважин);

-получать текущие газоконденсатные характеристики пластов и скважин.

Анализ получаемых результатов позволяет выявить изменения и причины изменений продуктивных характеристик скважин, степень приобщенности к разработке недренируемых пропластков и т. д.

 

Регулирование разработки газовых месторождений при естественных режимах и поддержание пластового давления

 

Методы повышения газо-конденсатоотдачи пластов

На газоотдачу оказывают влияние многих факторов, их можно разделить на 2 основных группы: Объективные факторы, на которые повлиять нельзя, их надо просто учитывать. Субъективные, зависящие от человека, их можно изменить.

На первый фактор мы повлиять не можем… а на второй можем, к нему относятся: Система разработки, темпы разработки залежи, технология эксплуатации скважин, экономические соображения.

 

Общая характеристика газоконденсатных залежей

Газоконденсатными называют залежи, при эксплуатации которых добываются газ и жидкие углеводороды – конденсат, представляющий собой смесь бензиновых и более тяжелых фракций, находящийся в газообразном состоянии.

Под конденсатностью понимают содержание жидких углеводородов в газе в пластовых условиях (г/см3, см3/см3). Газоконденсатный фактор – величина, обратная конденсатности.

Различают сырой и стабильный конденсаты.

1. Сырой конденсат – углеводороды, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутаном).

2. Конденсат, состоящий только из жидких углеводородов (от пентанов и выше) при стандартных условиях, называют стабильным.

Газоконденсатные залежи характеризуются тем, что газ и конденсат в пластовых условиях находятся в однофазовом газообразном состоянии. Они отличаются как от нефтяных, так и от газовых залежей наличием в состоянии обратного испарения жидких углеводородов и неуглеводородных соединений (парафина, смол), которые при изотермическом снижении давления конденсируются, давая жидкость, называемую конденсатом.

Газоконденсатные системы находятся на разных глубинах – от 1350-1500 м до 5500-6000 м. Конденсаты залежей, расположенных на больших глубинах, приближаются по свойствам к нефтям (Уренгойское, Астраханское и другие месторождения).

Условно принимают, что газовый фактор менее 1000 м3/м3 возможен в нефтяной залежи, а более 1000 м3/м3 – характерен для газоконденсатной системы.
Ниже приводятся некоторые сведения по классификации нефтей по плотности, содержанию серы и парафина.

По плотности, г/см3:
- очень легкие нефти < 0,80;
- легкие нефти 0,80-0,84;
- средние нефти 0,84-0,88;
- тяжелые нефти 0,88-0,92;
- очень тяжелые нефти > 0,92.

По содержанию серы S, %:
- малосернистые нефти < 0,5%;
- сернистые нефти 0,5-2,0%;
- высокосернистые нефти > 2,0%.

По содержанию парафина, %:
- малопарафинистые нефти 0-5%;
- парафинистые нефти 5-10%;
- высокопарафинистые нефти > 10 %.

 

Основные понятия фазового состояния многокомпонентных систем

одержат более трёх компонентов, которыми могут быть простые вещества и (или) химические соединения. Многокомпонентные системы в природе — руды, морская вода, минералы, рассолы соляных озёр, нефти, углеводородные газы и др.; в технологии — сплавы металлов, солевые смеси, водные растворы солей, смеси органических соединений и т.д.

В нефтепромысловой практике встречаются различные виды фазовых пере­ходов вещества — испарение, конденсация, плавление и др. Наиболее же часто промысловому инженеру приходится иметь дело с фазовыми превращениями растворов. В системе, находящейся в условиях какого-либо фазового перехода, могут сосуществовать в термодинамическом равновесии одновременно две или несколько различных фаз. Условиями равновесия фаз являются равенство температур и давлений во всех частях системы. Кроме того, при постоянных температуре и давлении должны быть равными химические потенциалы сопри­касающихся фаз. В многокомпонентных системах условия равповесия фаз насту­пают, когда химические потенциалы данного компонента во всех фазах системы, находящейся в равновесий, становятся равными между собой.

Все фазовые переходы подразделяются на два вида — первого и второго рода.

Простейшими примерами фазовых переходов первого рода являются испа­рение, плавление. При фазовых превращениях такого рода изменяется объем системы и поглощается (или выделяется) количество теплоты, которое называется скрытой теплотой перехода. Существование теплоты перехода указывает на изменение энтропии системы. В процессе испарения вещество поглощает теплоту. Его энтропия в газообразном состоянии при данных давлении и температуре больше, чем в жидком. Следовательно, при фазовом переходе первого рода изме­няются объем Ii энтропия вещества. Характеристику фазового перехода первого рода (эквивалентную описанной выше) можно дать с помощью функции Гиббса