Разработка газовых и газоконденсатных месторождений

Дипломная работа
Содержание скрыть

Приоритетное развитие газовой промышленности, в частности в сибирском регионе, предъявляет повышенные требования к разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, приводят к завышению капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.

В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Важное значение имеют прогнозирование и своевременное изменение установленного технологического режима скважин. Поэтому знание современных газо-гидродинамических методов получения информации и научных основ установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин необходимо для рационального освоения месторождений природного газа.

1.ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА

1.1 Состав и классификация природных газов [1,2]

Состав природных газов. В состав природных газов входят:

а) Углеводороды алканы C n H2n+2 и цикланы Cn H2n .

б) Неуглеводороды азот N 2 , углекислый газ СО2 , сероводород Н2 S, ртуть, меркаптаны RSH.

в) Инертные газы — гелий, аргон, криптон, ксенон.

Фазовые состояния.

Пропан (С 2 Н6 ), пропилен (С3 Н6 ), изобутан (i=С4 Н10 ), нормальный бутан-(n=С4 Н10 ), бутилены (С4 Н8 ) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i= С 5 Н12 ) и более тяжелые

(17 n > 5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С 18 Н28 ), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

7 стр., 3045 слов

Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

... и тепловые. Станок-качалка является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и связанного с приводом гибкой ... жидкости, высокий КПД, возможность эксплуатации скважин малых диаметров. УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток ... в осложненных условиях (песок, газ). Рисунок - 1. Общая схема штанговой насосной установки В наземное оборудование ...

Классификация природных газов.

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.

2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N 2 , СО2 , H2 S, Не, Аг и др.

4. Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.

Изменение состава природного газа в процессе разработки.

Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.

Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.

1.2 Основные параметры [1,2]

1.2.1 Параметры газовых смесей

К средним параметрам относятся:

плотность газа в нормальных условиях

ст = М /22.41, кг/м3 ; (1.1)

относительная плотность

концентрации

средние характеристики —

давление р = p i /x i ; объём v = v i /x i ;

молекулярная масса М = (x i М i )/ 100=100/ (g i /M i ) ; (1.2)

плотность = 100 / (g i / i ) = 100M/ (x i M i )/ i= (x i i ).

0

1.2.2Критические и приведённые термодинамические параметры

Критическим состоянием называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.

Критической Т кр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость.

7 стр., 3206 слов

Физические свойства жидкостей и газов

... жидкости можно рассматривать жидкости и газы в виде некоторой сплошной среды, придавая ей свойства непрерывности. Жидкость - это физическое ... Размерность плотности Основные гипотезы и ... свойство жидкостей изменять свой объём. Характеризуется коэффициентом температурного расширения , представляющим собой относительное изменение объёма жидкости W при изменении температуры t на 1 С и постоянном давлении ...

Критическое давление р кр , зто давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре.

Критическим объёмом v кр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических значениях давления и температуры.

Для природных газов значения Т кр и р кр при известных параметрах компонент x i , p кр i , Т кр i определяются как среднекритические (псевдокритические):

p кр =(P кр i x i ) , Т кр = (T кр i x i ) при х С5+ <10%. (1.3)

Если известна относительная плотность газа , то средние значения критических давления и температуры природного газа можно определить графически с введением соответствующих поправок при содержании в природном газе N2 , СО2 или Н2 S..

Если содержание N 2 , СО2 или Н2 S превышает 15% об., то вместо графиков для определения Т кр и р кр следует пользоваться формулой (1.3).

Для приближенных расчетов при изменении относительной плотности от 0,5 до 0,9 значения р кр и Т кр можно определить по формулам:

давление в кгс/см 2

температура в К —

Часто в расчетах пользуются так называемыми приведенными давлениями и температурами.

Приведенным давлением р пр называется отношение давления газа р к его критическому давлению р кр : p пр =p/ p кр .

Приведенной температурой газа Т пр называется отношение абсолютной температуры газа Т к его критическому значению Т кр : Т пр =Т/Т кр .

1.3 Уравнения состояния природных газов [1,2,5]

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между термодинамическими параметрами, описывающими поведение вещества. В качестве таких параметров используются давление р , температура Т и плотность?.

Уравнение состояние совершенного газа

р= R T. (1.4)

Определение совершенного газа.

Подходы в описании уравнений состояния реальных газов:

а) В уравнение совершенного газа вводится один коэффициент z , который учитывает отклонение данных газов от совершенного и называется коэффициентом сверхсжимаемости, а само модифицированное уравнение называют обобщённым газовым законом;

  • в) Получают эмпирические уравнения состояния с числом параметров большим двух.

1.3.1 Обобщённое уравнение состояния

р=z R T . (1.5)

30 стр., 14649 слов

Реферат по химии воздух смесь газов

... монотонно уменьшающемуся давлению, температурная кривая имеет минимум на высоте около 20 км, максимум около 50 км и новый минимум в мезопаузе. После этого температура начинает расти, ... количество пыли. Кроме перечисленных газов воздух постоянно содержат следы (т.е. ничтожные количества) озона, водорода, метана, аммиака, оксидов азота и угарного газа. По мере совершенствования методов газового ...

Термодинамические параметры, определяющие коэффициент свер

Коэффициент сверхсжимаемости определяется графически или приближенно аналитически.

Ацентрический фактор учитывает нецентричность сил притяжения и рассчитывается по формуле Эдмистера

= 3/7[ lg(p

где отношение критической температуры к температуре кипения можно определить по формуле Гуревича (до С 7 , включительно)

(1.7)

для смесей газов = (y i i ) , 0< i < 0,4 .

1.3.2 Многопараметрические зависимости

Зависимость — Редлиха Квонга

р = R Т/(v-b)-a/[T 0.5v (v+b)], (1.8)

где a = 0.4275 R 2

Область действия сухие газы в докритической области.

Уравнение Пенга- Робинсона

p = RT/(v-b)-a(T)/[v(v+b)+b(v-b)]. (1.9)

Здесь: а(T) = a kp (T пр ,); a kp = 0.45724 R2 T kp 2 /P kp ;

b = 0.0778 R T

m = 0.37464+1.54226 -0.26992 2.

Для многокомпонентных смесей

а = (y i a i ); b = (y i b i ).

Область действия критическая область; для газоконденсатных смесей.

1.3.3 Расчетные методы определения коэффициента сверхсжимаемости [5,6]

Из уравнения состояния Пенга-Робинсона

, (1.10)

А=а(Т)р/(R 2

Область использования : р < 50МПа; х С 5 + < 40моль%; пары воды.

Выбор z : z газовой фазы соответствует наименьший положительный корень уравнения, а z жидкой фазы — наибольший положительный корень.

Аппроксимация Платонова-Гуревича

, (1.11)

где р кр и Т кр вычисляются по формулам Хенкинсона, Томаса и Филлипса

Область использования р < 40МПа; х С 5 + < 10моль%.

Погрешность формулы : меньше 1% при p < 25МПа;

3% при p = 25 35 МПа и 5% — от 35 до 40МПа.

2. ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ ГАЗА

2.1 Методы определения типа залежи

2.1.1 По составу углеводородов и относительной плотности

Газовые

Газонефтяные

Газоконденсатные

0.7 0.9).

Газогидратные

2.1.2 По Коратаеву (отношению содержаний изо-бутана

а) Газовые — i-С 4 Н10 / n-C4 H10 =g >1.

б) Газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ — g =0.5-0.8.

в) Газоконденсатные — g =0.9-1.1.

3 стр., 1239 слов

Реферат давление газа

... – постоянное число, значит При постоянной массе газа произведение объема на давление, деленное на абсолютную температуру газа, есть величина одинаковая для всех состояний этой массы газа. уравнением Клайперона Уравнение Клайперона можно записать ...

2.1.3 По фазовому состоянию пластовой смеси [4,5]

Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов следует пользоваться характеристиками фазовых превращений, протекающих по разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.2.1.) в координатах давление — температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно — возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической) точкой. На диаграмме (рис.2.1) кривая точек кипения “ a ” — граница однофазного жидкого и двухфазного парожидкостного состояний, а кривая точек росы “ b — граница однофазного газообразного и двухфазного парожидкостного состояний. Эти кривые сходятся в критической точке К .

Критическая точка — максимальное значение кривой точек кипения по температуре, но не давления. Максимальному давлению этой кривой соответствует точка N , называемая криконденбарой. Для кривой точек росы — критическая точка максимальна по значению давления, но максимальному значению температуры соответствует точка М, которая называется крикондентермой. Таким образом, на фазовой диаграмме многокомпонентной смеси эти точки соответствуют максимальным значениям давления и температуры. Указанные точки в совокупности с критической ограничивают две особые области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. Это ретроградные области, которые носят названия обратной конденсации — ограничена кривой KDM и обратного испарения — ограничена кривой NHK .

Фазовая диаграмма (рис. 2.1.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпо-нентным смесям, но ширина её петли и расположение критичес-кой точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.

Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.

Если пластовое значение температуры смеси Т пл больше крикондентермы М (точка F ) и в процессе разработки месторождения давление падает (линия FT 4 ), то эта смесь будет всё время находиться в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В ) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.

Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недо-насыщенными, насыщен-ными нефтями и месторождения с газовой шапкой.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.

14 стр., 6862 слов

Изучение особенностей притока жидкости и газа к несовершенным ...

... Основная цель изучения особенностей притока жидкости и газа к несовершенным скважинам — получение информации для проектирования, анализа, регулирования разработки залежей и эксплуатации скважин, установления на забое скважин необходимого давления. Изучение начинается сразу ...

2.2 Распределение давления в месторождениях и газовых скважинах

2.2.1Определение пластовых давлений [7]

Горное давление и формула для его определения.

Р гор =0.1 п L, (2.1)

где Р гор горное давление в кгс/см2 ; п средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см3 или тс/м3 ;

L глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается п = 2,5гс/см3 .

Пластовое давление и методы его определения.

На практике пластовое давление р пл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L [м], умноженной на удельный вес воды в [кг м/ с2 ]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия , изменяющегося в пределах 0,8 — 1,2

р пл = в L/106 [МПа]. (2.2)

Причины аномальности пластового давления.

2.2.2 Определение забойного давления по давлению на устье для остановленной скважины [1,2,7,8]

2.2.2.1 Барометрическая формула

Исходные уравнения:

Уравнение статического равновесия

dp = g dL.

Уравнение состояния

= p/z .

Формула барометрического нивелирования (Лапласа-Бабинэ)

р пл = р з = р у e s (2.3)

где

s = 0.03415L / (Т

р з , р у — забойное и устьевое давления, МПа; z ср — коэффициент сверхсжимаемости, определяемый при средних значениях Т ср и р ср , — относительная плотность газа.

Алгоритм расчета пластового давления.

При этом определение р пл осуществляется при постоянном составе газа вдоль ствола скважины.

2.2.2.2 Пластовое давление в газоконденсатных скважинах

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах с большим содержанием конденсата (более 40 — 50 см3/м3) необходимо определять с помощью скважинных манометров либо рассчитывать по приближенным формулам. Например, если в барометрической формуле заменить относительную плотность газа относительной плотностью газоконденсатной смеси.

2.2.3 Определение забойного давления в работающей скважине [1,2,5,7,8]

2.2.3.1 Газовая скважина

Причины невозможности использования формулы барометрического нив

1) Скважина эксплуатируется по фонтанным трубам и затрубному пространству одновременно.

2) Скважина не имеет фонтанных труб.

7 стр., 3479 слов

Особенности разработки газовых месторождений. Классификация месторождений ...

... добывающие скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются неравномерно на площади газоносности, в виде кольцевых или линейных цепочек скважин. газовый месторождение скважина 3. Технологический режим эксплуатации газовых скважин В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, ...

3) Скважина оборудована пакером.

Исходное уравнение количества движения.

dp/dL+ .

Здесь L — длина трубы в м (берётся обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h=L cos н ); w — скорость газа в м/с; g — ускорение силы тяжести в м/с2 ;

  • коэффициент гидравлического трения;
  • — плотность газа в кг/м3 ;
  • D T — диаметр трубы в м.

Общий вид формулы

(2.5)

s = 0.03415 L / (Т

  • (2.6)

Алгоритм расчета.

Коэффициент гидравлического сопротивления.

Число Рейнольдса, относительная шероховатость, критическое значение числа Рейнольдса.

где К температурный коэффициент, равный 1910 при 273 К и уменьшающийся с ростом температуры ( равен 1777 при Т =293 К), кг. с24 ; Q дебит газа, тыс. м3 /сут.;

l k абсолютная шероховатость, мм; D — внутренний диаметр труб, см; относительная плотность по воздуху.

Выражение для сопротивления в случае ламинарного течения.

Выражение для сопротивления в случае турбулентного

При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Q min ) наступает турбулентная автомодельность и тогда не зависит Re

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твёрдых и жидких примесей и других факторов. Сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 63мм значения колеблется в пределах 0.01 0.02 и при расчётах принимают равным 0.014.

Выражение для эквивалентного диаметра при течении в межтрубном пр

Выражение для эквивалентного диаметра

В последних формулах: d вн , d н внутренний и наружный диаметры фонтанных труб; D внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

2.2.3.2 Определение забойного давления при движении газа по двухступенчатой колонне фонтанных труб

В каких случаях необходим учет двухступенчатости в случае одн о ступенчатой колонны. Если башмак фонтанных труб расположен значительно выше забоя (или интервала перфорации), то движение газа можно рассматривать как движение по двухступенчатой колонне, нижней секции которой является эксплуатационная колонна.

Формула

(2.7)

где s 1 = 0.03415 L 1 /(z 1 cp T 1 cp ), s 2 = 0.03415 L 2 /(z 2 cp T 2 cp ),

D 1 , D 2 — внутренние диаметры верхней и нижней секций труб, в см; L 1 ,L 2 — соответственно длина этих секций в м.

5 стр., 2058 слов

Режимы работы нефтяных залежей

... забойным давлениями). По преобладающему виду энергии различают следующие режимы работы нефтяных залежей: упругий; водонапорный; растворенного газа; газонапорный; гравитационный; смешанные. Такое деление на режимы в «чистом виде» весьма условно. При реальной разработке месторождений, ...

Случай значительного превышения диаметром эксплуатационной колонны диаметра фонтанных труб.

(2.8)

где 2s 2(s 1 +s 2 ) = 0.0683 (L 1 +L 2 )/ (z cp T cp ) = 0.0683L/ (z cp T cp ).

2.3 Распределение температуры в месторождениях и газовых скважинах [5].

Образование гидратов в скважинах [7]

Значение температурного фактора для эксплуатации месторожд

2.3.1 Изменение температуры [1,5,7], Определение температуры в простаивающей скважине.

Распределение температуры в стволе работающей скважины

, (2.9)

где L — глубина скважины, м; D i — коэффициент Джоуля — Томсона, К/МПа; Т х — температура газа на глубине х, К; Т пл — пластовая температура на глубине L середины перфорации, К; р з и р у — давления на забое и на устье, Мпа; Г — средний геотермический коэффициент на участке от L до х , град/м; А — термический эквивалент работы (А =1/427 ккал/кгм); С р — теплоемкость газа, ккал/кг*К; Т — падение температуры газа в призабойной зоне вследствие дроссель-эффекта, К

;

G — весовой расход газа, кгс/ч;

  • время работы скважины с начала её эксплуатации, ч;
  • h — толщина пласта, м;
  • С п — объёмная теплоёмкость газоносной породы, ккал/м3 ;
  • R к , r с -радиусы контура питания и скважины, м;
  • , п — теплопроводность горных пород в интервале от L до х , ккал/м*ч*К);
  • f( ) — безразмерная функция времени

Параметры, определяющие изменение температуры и их характ

Геотермический коэффициент.

где пластовое значение температуры Т пл определяются при непосредственном замере.

Теплоёмкость горных пород.

Теплопроводность горных пород. Существенно зависит от плотности пород и определяется из графика зависимости пс от пк для сухого грунта. Поправка на влажность пород учитывается путём умножения теплопроводности пс на поправочный коэффициент. При наличии в разрезе нескольких пропластков необходимо определить средневзвешенную по мощности теплопроводность по формуле

, где h i толщина i-го горизонта.

Теплоёмкость газа С Р . Можно определить по графикам в зависимости от давления, температуры и удельного веса природного газа, а также используя уравнение для коэффициента сверхсжимаемости по формуле:

Коэффициент Джоуля -Томсона D in . Характеризует изменение температуры с расширением газа, происходящее при отсутствии передачи тепла или работы, и определяется по номограммам или с использованием уравнения состояния по формуле:

6 стр., 2659 слов

Утечка газа в аварийных режимах

... лабораторной работы по исследованию утечки газа в аварийных режимах. Требуется разработать программу, определяющую: количество вредных веществ выделяющихся из оборудования работающего под давлением; количество вредных веществ ... постоянная для рабочей среды (Дж/(кг*К)); P н - рабочее давление газа (Па); Т - температура газа (К); m - коэффициент негермитичности оборудования и газопроводов, ч ...

Кроме указанных данных для расчета распределения температуры по стволу скважины необходимо знать время работы скважины от начала её эксплуатации, пластовое и забойное давления на момент расчета, давление на головке скважины и весовой расход газа G .

2.3.2 Образование гидратов в скважинах

В ряде случаев между забоем и устьем скважины возникают условия (состав, влажность, давление, температура и т. д.), необходимые для образования гидратов. В большинстве же случаев температура газа на забое скважины при движении газа вверх может стать ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры газа вдоль ствола и на устье скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчетным путем по приведенным в предыдущем разделе зависимостям.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе ее эксплуатации меняется в зависимости от дебита: с увеличением дебита температура газового потока по стволу повышается..).

Таким образом, при регулировании дебита можно изменять температуру образования гидратов.

Температура образования гидратов в стволе при заданном расходе зависит также от диаметра колонны, а именно, режим безгидратной эксплуатации сдвигается в сторону больших оптимальных дебитов с увеличением диаметра.

Влияние изменения диаметра фонтанных труб и расхода газа на температуру гидратообразования необходимо учитывать при выборе режима работы скважин. Следует сказать, что существует такой дебит, при котором температура газа на устье максимальна и дальнейшее повышение дебита приводит к понижению температуры. В данном случае создаются условия, благоприятные для образования гидратов. Объясняется это тем, что при очень большом расходе газа потери давления увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля — Томсона начинает преобладать над повышением ее за счет высоких скоростей газа в скважине.

Место выпадения гидратов в скважинах зависит от многих факторов. Определяют его по точкам пересечения равновесных кривых образования гидратов и изменения температур по стволу скважин . Образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье скважины и уменьшению дебита газа.

2.4 Определение расположения газоводяного контакта (ГВК) [5]

Физические основы ГВК и способы его определения.

Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливают на основе данных геофизических методов. Иногда по результатам геофизических исследований (например, при наличии трещиноватых коллекторов) нет возможности четко интерпретировать полученные данные. Тогда для определения положения ГВК части пласта поэтапно опробывают снизу вверх. Этот способ прямой оценки положения ГВК требует значительных затрат времени. При опробовании водяной части пласта и создании высоких депрессий может прорваться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части — образоваться водяной конус. Подтягивание газа или воды может произойти также вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта значительная часть пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение ГВК с достаточной точностью затруднительно.

Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал пласта, включающий ГВК, а при использовании обычных геофизических методов не получено положительных результатов, то для оценки положения ГВК можно использовать следующие способы:

1. Акустические исследования в работающей скважине с помощью глубинного шумомера в зоне вскрытого интервала. Анализ общей и линейной интенсивности изменения шума позволят оценить положение ГВК.

2. Термокаротаж последовательно в работающей и остановленной скважинах и сопоставление полученных термограмм. Отрицательная аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, характеризует газоносную часть пласта, а зоны повышения температуры соответствуют водоносной части пласта.

3. Измерение давлений в работающей скважине при помощи дифференциальных манометров. Положение ГВК определяют по точке перегиба кривой изменения давления по глубине.

4. Перфорация под давлением в предварительно осушенной скважине со вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части.

Кроме указанных прямых методов, положение ГВК можно найти расчетным путем:

Приближенный метод расчета уровня ГВК, в случае отсутствия скважин, дошедших до водяной части пласта (гидростатический метод).

2. Методом В.П. Савченко при наличии на месторождении двух или более скважин, вскрывших водяную и газовую части пласта, или по данным одной скважины, в которой отдельно испытаны водяная и газовая части (не требует бурения отдельных скважин в зоне ГВК).

2.5 Режимы работы газовых залежей

Определение и виды режимов.

Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.

Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).

Газовый режим (режим расширяющегося газа).

Водонапорный режим.

Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.

На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.

При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.

Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений, водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.

При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.

В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.

Определение режима работы залежи.

Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса

, (2.10)

где — начальное, текущее и добытое количество газа.

Заменяя в последнем уравнении G через объем и плотность газа, а также выражая плотность через давление из обобщенного уравнения состояния, имеем:

, (2.11)

где р н и р т — пластовые средневзвешенные по объему порового пространства залежи абсолютные давления соответственно начальное и текущее; н , т — начальный, текущий объемы порового пространства, занятые газом; в — объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с рн до рт ; Q д количество газа, добытое из залежи при снижении давления с р н до р т , приведенное к стандартным условиям; z н , z т , z ст коэффициенты сжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (z ст =1), R н , R т , R ст газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; Т н и Т к температура в залежки соответственно начальная и текущая; Т ст =293К. Можно считать, что при движении газа в пласте

Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, то

Значение R . может изменяться в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений.

При газовом режиме в уравнении (2.11) в =0 и н = =const. В этом случае уравнение (2.11) перепишется в виде:

, (2.12)

где

Для газоводонапорного режима, при котором отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость (2.20) запишется несколько в другом виде:

  • (2.13)

Газовый режим работы залежи характеризуется тем, что отношение количества газа Q д , добытого за определенный промежуток времени, к паданию давления в залежи за тот же промежуток времени согласно (2.21) есть величина постоянная:

  • (2.14)

Если в процессе эксплуатации увеличивается, то режим залежи газоводонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение со временем уменьшается.

Для многопластовых место-рождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение вида (2.21) или (2.23), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.

Режим работы газовой залежи можно определить графически путем построения зависимости изменения (приведенного средневзве-шенного пластового давления газовой залежи) от суммарного отбора газа Q д во времени (рис. 2.8, кр.1).

Как видно из данного рисунка при газовом режиме зависимость между приведенным пластовым давлением и количеством отобранного газа в процессе разработки носит линейный характер. При этом, если в зависимости (2.21) не учитывать коэффициент сжимаемости, то значение не является постоянным, а увеличивается с падением давления (рис.2.8, кр.5).

Поэтому режим разработки залежи ошибочно можно принять за газо-водонапорный.

При водонапорном режиме характер изменения приведенного пластового давления в зависимости от количества отобранного газа отличается от характера изменения этих параметров при газовом режиме. Теоретически при жестководонапорном режиме постепенно уменьшается объем залежи, занятый газом, и имеет место полное восстановление пластового давления, т. е. значение в процессе разработки залежи должно оставаться постоянным (кр.2).

При упруговодонапорном (газоводонапорном) режиме часть энергии сжатого газа в пласте по мере истощения залежи восполняется энергией внедряющейся воды. Как правило, в процессе разработки газовых месторождений в этом случае в начальной стадии характер падения пластового давления аналогичен характеру при газовом режиме (кр.3).

Это объясняются незначительным поступлением воды в начальный период в газовую залежь. Различать газовый и упруговодонапорный режимы при прямолинейной зависимости от Q д можно лишь в том случае, если есть дополнительная информация. В частности, по данным изменения уровня воды в пьезометрических скважинах; по результатам ядерно-геофизических исследований скважин, вскрывших ГВК путем прослеживания положения ГВК в процессе разработки; по данным, полученным при обводнении и после гидрохимического анализа воды, добываемой с газом.

3. ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ (ГДМ) ИССЛЕДОВАНИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПЛАСТОВ И СКВАЖИН