Разработка газовых и газоконденсатных залежей.

Проект разработки - это комплексный документ, служащий программой действий по разработке месторождения. Проект разработки состоит из следующих разделов: геолого-промысловая характеристика месторождения, газогидродинамические расчеты показателей разработки, технологические и технико-экономические показатели, мероприятия по контролю за разработкой, охрана недр и окружающей среды.

Проект разработки составляется обычно научно-исследовательскими организациями.

При проектировании комплексно используют различные научные дисциплины: промысловую геологию, газогидродинамику, термодинамику, экономику и т.д..

При этом рассматриваются возможные варианты разработки, которые отличаются друг от друга разными отборами газа и конденсата, размещением и числом скважин, темпами разбуривания, конструкциями скважин и т. д. Подсчитав по каждому варианту все показатели разработки (технологические и технико-экономические), сравнивают по этим показателям рассматриваемые варианты и выбирают для практического использования один - наилучший (рациональный, оптимальный).

Наилучшим считают такой вариант, при котором плановая добыча газа и конденсата обеспечивается при минимальных приведенных затратах, заданной надежности, соблюдении условий охраны недр и максимально возможной газо- и конденсатоотдачи пласта.

Размещение необходимого числа скважин, последовательность их ввода, поддержание определенных технологических режимов эксплуатации скважин в совокупности с соответствующими наземными сооружениями называют системой разработки месторождения.

План добычи газа и конденсата изменяется по годам и устанавливается с учетом состояния залежи (пластового давления, обводнения, ограничений дебитов скважин и т. д.) и потребностей в газе ЕГС и местных потребителей.

Площади газоносности газовых залежей в плане могут иметь различную форму: удлиненного овала с отношением продольной и поперечной осей более 10, овала, круга, прямоугольника или фигуры произвольной формы.

Территории промыслов различаются рельефом, грунтом, застройками различного назначения. Газоносный коллектор в общем случае характеризуется изменчивостью литологического состава и геолого-физических параметров по площади и разрезу. Эти причины в сочетании с требованиями экономики обуславливают различные способы размещения эксплуатационный нагнетательных и наблюдательных скважин на структуре и площади газоносности.

При разработке газовых и газоконденсатных месторождений широко применяют следующие системы размещения эксплуатационных скважин по площади газоносности:

Ø равномерное по квадратной или треугольной сетке;

Ø батарейное;

Ø линейное по “цепочке”;

Ø в сводовой части залежи;

Ø неравномерное.

Рисунок 3.1. — Равномерное размещение скважин

Сетки: а) — квадратная; б) — треугольная

В случае равномерного размещения скважины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов. Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геологофизическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает 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. В неоднородных по геолого-физическим параметрам коллекторах при равномерном размещении скважин соблюдается постоянство отношения дебита скважины к запасам газа в удельном объеме дренирования, т.е.

,

где — дебит – ой скважины; — газонасыщенный объем дренирования – ой скважины.

Таким образом, при равномерном размещении скважин темп снижения средневзвешенного по объему порового пространства приведенного давления р/z в удельном объеме дренирования равен темпу снижения приведенного давления в залежи в целом.

Недостаток равномерной системы расположения скважин — увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей.

Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважина-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа.

Рисунок 3.2. — Батарейно-кольцевое размещение скважин

Рисунок 3.3. — Линейное размещение скважин

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, 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 (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту.

На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Это обстоятельство обусловлено рядом организационно-технических и экономических причин.

При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи.

Равномерное размещение скважин на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины.

Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторопроводов,. водопроводов, линий связи и электропередач.

Наблюдательные скважины (примерно 10 % эксплуатационных) бурят, как правило, в местах наименьшей геологической изученности залежи, вблизи мест тектонических нарушение в водоносной зоне около начального газоводяного контакта в районах расположения скважин, эксплуатирующих одновременно несколько пластов, в центре кустов при батарейно-кустовом размещении скважин. Они позволяют получать разнообразную информацию о конкретных свойствах пласта; изменении давления; температуры и состава газа; перемещении газоводяного контакта; газо-, водо- и конденсатонасыщенности пласта; направлении и скорости перемещения газа в пласте.

При разработке газоконденсатных залежей с поддержанием пластового давления размещение нагнетательных и эксплуатационных скважин на структуре и площади газоносности зависит от рабочего агента, закачиваемого в пласт для поддержании давления, геометрической формы площади газоносности в плане и коллекторских свойств залежи.

При закачке в пласт газообразного рабочего агента (как правило, сухого газа) нагнетательные скважины размещают в виде батарей в приподнятой, купольной части залежи, эксплуатационные — также в виде батарей, но в пониженной части, на погружении складки. При закачке в пласт жидкого рабочего агента (как правило, воды) нагнетательные скважины размещают в пониженной части залежи, а эксплуатационные — в повышенной, купольной.

При таком размещении скважин на структуре увеличивается коэффициент охвата вытеснением пластового газа рабочим агентом за счет различия вязкостей и плотностей пластового газа и закачиваемого рабочего агента.

Нагнетательные и эксплуатационные скважины при разработке залежей с поддержанием давления размещаются на площади газоносности в виде кольцевых или лилейных цепочек скважин.

Обычно расстояние между нагнетательными скважинами принимают 800 – 1200 м, а между добывающими 400 – 800 м.

Разработку газоконденсатных месторождений следует вести при постоянном числе нагнетательных и добывающих скважин.