Файл: Куряшов, А. А. Фирсин разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений учебное пособие Казань Издательство книту 2020 Copyright ооо цкб бибком & ооо Aгентство KнигаCервис.pdf

75 В среднем по пласту насыщенность пористой среды жидкостью небольшая (10–15 % объема пор, конденсат при этом неподвижен, поскольку уровень насыщенности находится ниже некоторого критического предела. Такой предел называют критической насыщенностью пористой среды, ниже которой фильтрация жидкости невозможна. На практике наибольшая насыщенность возникает в призабойной зоне скважин (дои более, в результате конденсат в этих зонах становится подвижным. При обводнении скважин часть конденсата способна вытесняться водой из пласта к забою скважин. С целью увеличения добычи конденсата и сокращения пластовых потерь можно применять методы разработки газоконденсатных месторождений с поддержанием давления. Поддерживают давление в пласте закачкой отсепарированного на поверхности сухого газа обратно в пласт через нагнетательные скважины (сайклинг-процесс). Если закачивать весь добываемый газ обратно, то можно поддерживать давление, близкое к начальному пластовому. Однако это надо делать в течение весьма продолжительного времени, пока весь жирный газ не будет вытеснен и заменен в пласте сухим. Очевидно, что такая технология сопровождается очень большими материальными затратами на дорогое компрессорное оборудование и на консервацию огромных запасов газа, что далеко не всегда является экономически обоснованным. Такая технология нашла наиболее широкое распространение наряде месторождений США и Канады. Например, применение сайклинг- процесса на месторождениях Хилди и Нокс-Бромайд, имеющих высокое потенциальное содержание углеводородов Св газовой фазе порядка см
3
/м
3
), позволило увеличить коэффициент извлечения жидких углеводородов соответственно от 11 и 13 дои. В бывшем СССР сайклинг-процесс применялся на Новотроицком газоконденсатном месторождении. Обратную закачку отсепарированного газа проводили при давлении 27 МПа, приблизительно на 10 МПа ниже начального пластового. Расчеты специалистов показали, что в результате кон- денсатоотдача составила 43 %, что на 10 % выше аналогичных показателей при истощении. Для того чтобы иметь возможность подавать часть газа потребителям, обратно можно закачивать не весь газа только некоторую его часть. Давление при этом снижается ниже давления начала ретроградной конденсации, однако ив этом случае потери конденсата меньше, чем при разработке на истощение.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

76 Сухой газ можно закачивать и на завершающей стадии разработки, чтобы испарить часть ранее выпавшего в пласте конденсата сиз- влечением его в составе смеси закачиваемого и пластового газов. Примером внедрения такой экспериментальной технологии служит Вук- тыльское газоконденсатное месторождение, где с 1993 г. проводят бескомпрессорную закачку сухого газа из магистрального трубопровода в пласт с целью повышения коэффициента извлечения конденсата.
6 . 2 . Системы размещения скважин При разработке газовых и газоконденсатных месторождений применяют системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности равномерные по квадратной или треугольной сетке, батарейные, линейные, в сводовой части залежи, кустовые. Равномерная сетка скважин соответственно обеспечивает и равномерное падение пластового давления. Дебиты скважин в данном случае обусловливаются средним пластовым давлением по залежи в целом. Выполнение указанного условия целесообразно в том случае, когда пласт достаточно однороден по своим коллекторским свойствам. Равномерное размещение скважин обеспечивает лучшую геологическую изученность месторождения, относительно небольшое влияние скважин друг на друга ив целом более быстрое извлечение газа из залежи при прочих равных условиях по сравнению с неравномерными сетками скважин. Если газовая или газоконденсатнаа залежь приурочена к неоднородному по коллекторским свойствам пласту, следует принимать такую расстановку скважин по площади газоносности, которая обеспечивает в процессе разработки соблюдение условия равенства для каждой скважины отношений дебита к газонасыщенному объему дренирования. Недостаток равномерной системы расположения скважин – увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей. Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

77 обратной закачки сухого газа или при нагнетании в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено необходимостью поддержания заданного температурного режима в пласте, скважинах и промысловой газосборной сети, например в связи с возможным образованием гидратов природного газа. При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии. Это существенно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. Однако в этом случае уменьшается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, соответствующей геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное. Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая или газоконденсатная залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллек- торским свойствам пласту.
Кустовая система размещения скважин широко применяется нага- зовых месторождениях Западной Сибири. Преимущество такого размещения скважин по структуре газоносности залежи по сравнению с равномерными заключается в уменьшении материальных затратна строительство скважин, промысловых коммуникаций и систем сбора и подготовки газа. На практике во многих случаях это оказывается решающим аргументом в пользу выбора неравномерной, в частности кустовой, системы размещения скважин на структуре и площади газоносности. Недостатки кустовой системы размещения скважин аналогичны батарейной и линейной – образование глубоких депрессионных воронок давления в объемах залежи, близких к кустам добывающих скважин неравномерность темпов изменения пластового давления по площади газоносности всей залежи ив удельных объемах дренирования. Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залежи. На практике стремятся размещать скважины, в первую очередь в наиболее продуктивных частях пласта в области наибольшей мощности, наилучшей проницаемости и т. п. Существенное влияние на выбор числа скважин на площади оказывает диаметр скважин, точнее диаметр эксплуатационных колонн.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

78 Чем больше диаметр скважины, тем больше может быть ее дебит, меньше потери давления в стволе. Увеличение дебита скважин обеспечивает уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа.
6 . 3 . Способы контроля зараз работкой газов ы хи газоконденсатных месторождений bКонтроль за разработкой месторождений обусловлен необходимостью проверки прогнозированных в проекте показателей разработки и связан с недостаточностью и неточностью использованных исходных данных при проектировании. Входе контроля за разработкой определяют пластовое давление по скважинами среднее в залежи измеряют забойные и устьевые давления и температуры, дебиты скважин контролируют перемещение газо-водо-нефтяного контакта, фиксируют динамику обводнения скважин. На газоконденсатных месторождениях, кроме того, определяют текущую газоконденсатную характеристику добываемой продукции содержание конденсата в газе, компонентный состав газа, фракционный состав конденсата. Основной метод контроля – проведение комплексных исследований скважин с последующей обработкой полученной информации. Количество, частота и методы контроля за разработкой существенно зависят от геологических особенностей месторождений. В частности
- от типа залежи (пластовая или массивная) и состава добываемой продукции
- неоднородности залежи, ее многослойности, наличия гидродинамической связи между пропластками, величины параметра анизотропии- наличия и размеров нефтяной оторочки, упругих запасов водоносного бассейна
- степени насыщения газа высококипящими углеводородами- последовательности ввода в разработку отдельных участков залежи и величин отборов из различных зон

Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

79
- соотношения запасов газа в низко- и высокопористых и низко- и высокопроницаемых пропластках;
- типа скважин (вертикальная или горизонтальная- темпа отбора газа, нефти и системы - разработки- числа и размещения эксплуатационных, нагнетательных,
наблюдательных и пьезометрических скважин
- обвязки скважин- способа подготовки газа- наличия коррозионно-активных компонентов в газе и воде- устойчивости коллекторов к разрушению и величин остаточных деформаций при снижении давления. Контроль за разработкой корректируется путем систематического анализа материалов разработки, накопленных в результате исследований и эксплуатации скважин. В целом контроль за разработкой осуществляется путем
- изучения данных разбуривания залежи разведочными (для до- разведки месторождения, эксплуатационными, наблюдательными, пьезометрическими и нагнетательными скважинами
- изучения свойств образцов породы и насыщающих их флюидов в лабораторных условиях
- проведения стандартных и специальных газогидродинамиче- ских исследований скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации
- проведения газоконденсатных, промыслово-геофизических и гидрогеологических исследований
- использования данных эксплуатации скважин, систем сбора и подготовки газа, нефти, регенерации ингибиторов и работы ДКС. Каждый из названных методов по контролю затем или иным показателем используется для утверждения пригодности отдельных параметров, использованных при проектировании и подтверждения соответствия проектных и фактических показателей разработки. Использование данных эксплуатации месторождении для контроля за его разработкой. Одним из главных источников информации являются ежедневные замеры, производимые на промысле по объектам, те. на скважинах, пунктах замера давления и дебита, на установках по подготовке газа, на регенерационных установках, на ДКС и т. д. Эти данные являются основополагающими для контроля за режимом работы скважин, систем сбора и подготовки газа, годовыми отборами
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

по скважинам, зонам, дренируемым скважинами отдельных УКПГ, режимом работы технологических линий по подготовке газа, конденсата, выходом примесей и конденсата текущими запасами по отдельным скважинами участкам залежи и т. д. На основе ежедневных замеров давлений температур и дебитов (газа, конденсата и воды, проводимых в эксплуатационных (нагнетательных) скважинах, уровня жидкости в пьезометрических скважинах (замеры проводятся периодически) оценивается продвижение воды в залежь, зональные и межпластовые пере- токи, техническое состояние скважин.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
80

81 ЛИТЕРАТУРА. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и газовых месторождений / И. Д. Амелин и др под ред. ШК. Гиматудинова. – М Недра, 1978.
2. Справочник по добыче нефти / В.А. Андреев и др под ред.
К. Р. Уразакова, 2000. – 374 с.
3. Геология нефти и газа / под ред. Э. А. Бакирова. – М Недра.
4. Бобрицкий, Н. В. Основы нефтяной и газовой промышленности Н. В. Бобрицкий, В. А. Юфин. – М Недра, 1988. – 315 с.
5. Гавура, В. Е. Контроль и регулирование процесса разработки нефтяных и газонефтяных месторождений / В. Е. Гавура. – М ДАО «ВНИИОЭНГ», 2001. – 340 с.
6. Гиматудинов, ШК. Справочная книга по добыче нефти ШК. Гиматудинов. – М Недра, 1980.
7. Желтов, Ю. П. Разработка нефтяных месторождений Ю. П. Желтов. – М Недра, 1998.
8. Ибрагимов, Л. Х. Интенсификация добычи нефти / Л. Х. Ибра- гимов, И. Г. Мищенко, Д. К. Челоянц. – М Наука, 2000.
9. Коршак, А. А. Основы нефтегазового дела / А. А. Коршак,
А. М. Шамматов. – Уфа «ДишйнПолиграфСервис», 2005. – 528 с.
10. Кудинов, В. И. Основы нефтегазопромыслового дела В. И. Кудинов. – М.-Ижевск: Инст. компьютерных исследований, Уд- мурст. университет, 2005. – 720 с.
11. Мищенко, И. Т. Скважинная добыча нефти / И. Т. Ми- щенко. – М Нефть и газ, 2003.
12. Муравьев, В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин В. М. Муравьев. – М, Недра, 1978.
13. Муслимов, Р. Х. Планирование дополнительной добычи и оценка эффективности методов увеличения нефтеотдачи пластов / Р. Х. Муслимов. – Казань Изд-во КГУ, 1999.
14. Муслимов, Р. Х. Геология, разработка и эксплуатация Рома- шинского нефтяного месторождения в 2 т. / Р. Х. Муслимов, А. М. Ша- валиев, Р. Б. Хисамов, И. Г. Юсупов. – М ВНИИОЭНГ, 1995.
15. Муравьев, В. М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин В. М. Муравьев. – М Недра, 1978.
Copyright ООО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»