/
Author: Бондаренко В.В. Алиев З.С.
Tags: горное дело газовая промышленность нефтегазовая промышленность месторождения горная промышленность
Year: 2002
Text
З.С. Алиев
В.В. Бондаренко
РУКОВОДСТВО
по проектированию
разработки газовых
и газонефтяных
месторождений
д.т.н., профессор к.т.н., доцент
З.С. АЛИЕВ В.В. БОНДАРЕНКО
Рецензент —
д.т.н., профессор Б.Е. QOMOB
2
ПРЕДИСЛОВИЕ
Проектирование разработки газовых и газонефтяных месторождений является
очень сложной, многопрофильной и творческой работой Эта работа выполняется коллек-
тивом специалистов в области геологии, геофизики, гидрогеологии, газогидродинамики,
термодинамики, бурения, химии, физических методов переработки газа, транспорта, эко-
логии и экономики и т д Разработка газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторо-
ждений связана с крупными капитальными вложениями и эксплуатационными затратами
Качеством проекта разработки предопределяются рентабельность газонефтедобывающе-
го предприятия, охрана окружающей среды и природных ресурсов, коэффициенты извле-
чения газа, конденсата и нефти, численность персонала для освоения месторождения и
сопутствующих инфраструктур Поэтому выполнять проект разработки газовых и газо-
нефтяных месторождений для организации и специалистов является почетной и весьма
ответственной работой В России проектирование разработки газовых и газонефтяных ме-
сторождений, как правило, осуществляется отраслевыми (очень редко академическими)
научно-исследовательскими и проектными институтами, а в ряде случаев иностранными
фирмами Содержание этих проектов, степень обоснованности различных исходных па-
раметров, использованных при проектировании, и качество прогнозируемых показателей
различаются, и зависят от уровня знаний специалистов и опыта проектирующей организа-
цип Такое разночтение по содержанию проектов связано, прежде всего, с отсутствием
единой общепринятой в отрасли регламентирующей и методической основы, необходи-
мой при проектировании
В данной работе сделана первая попытка создания такого руководящего докумен-
та, соблюдение которого должно быть обязательным для любого коллектива, имеющего
лицензию на проектирование разработки газовых и газонефтяных месторождений с ис-
пользованием вертикальных и горизонтальных скважин
Авторы настоящей работы считают, что представленный руководящий документ
является проектом РД и может и должен быть дополнен рекомендациями и предложе-
ниями технического, технологического и методического характера отдельных специали-
стов, НИИ и проектных институтов, а также газонефтедобывающих предприятий Авторы
с сожалением отмечают, что для численного прогнозирования показателей разработки га-
зовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений они не смогли и не имели права
привести в работе программы расчета показателей таких месторождений Это связано с
ограниченным к настоящему времени числом надежных программ, разработанных от-
3
дельными коллективами в России и за рубежом и авторским правом этих коллективов на
эти программы.
В целом предлагаемый вниманию специалистов проектных, научно-
исследовательских и академических институтов, работников газонефтедобывающих пред-
приятий и отраслевых вузов руководящий документ позволит исключить субъективизм
при выполнении проектных работ и ориентировать -веех проектировпцисов на единое со-
держание в соответствии с регламентом.
Главы 2, 3, 4, б, 7,10,11,13, 15 написаны проф. З.С. Алиевым, главы 5, 8£9, 12, 14,
16, и 17 написаны совместно с доцентом В.В. Бондаренко; разделы 5.2 и 5.3, 12.12, 12.13 и
12.14,14.3.7 написаны доцентом В .В. Бондаренко.
Авторы отмечают, что при написаншт пункта 4,9 раздела 4 были использованы ма-
териалы из «Комплексного проекта дораэработки ОНГКМ; в разделах 9 и 12 участвовал
проф. Сомов Б.Е. В разделах 17 и 18 была использована последовательность изложения
текста и методы, разработанные ВНИИГазом. Авторство раздела 4.9 принадлежит Волго-
Урал НИПИГазу, а разделов 17 и 18 (частично) ВНИИГазу. За предоставленную возмож-
ность ориентироваться на эти материалы авторы искренне признательны соавторам этих
разделов.
По вопросам приобретения настоящего «Руководящего документа» следует обра-
щаться к профессору Алиеву З.С. по адресу: 117917, ГСП-1 Москва, Ленинский проспект,
65, комн. 726. Тел. 930-92-26, 930-93-57.
4
1. ВВЕДЕНИЕ
Теория проектирования разработки газовых месторождений в России впервые была
обобщена в работе [7] и по сравнению с современным уровнем теории и практики проек-
тирования она была весьма примитивна. Несмотря на низкий уровень, эта теория опере-
жала процессы поиска и разведки чисто газовых месторождений и их практической разра-
ботки. К тому времени в стране отсутствовала система газопроводов, линейных компрес-
сорных станций, подземных хранилищ газа и крупномасштабных потребителей.
Открытие крупных газовых и газоконденсатных месторождений в Ставропольском
71 Краснодарском краях, Харьковской области, Узбекской ССР и др. стало основной при-
чиной более интенсивного развития теории и практики разработки газовых месторожде-
ний в 1950-1960 годы. Разведанные запасы газа к концу 1960 г. составили 1,9 триллиона
кубических метров. Природный газ, исходя из его физических свойств, требует не только
добычу его из залежи и промысловую подготовку, но и одновременно необходимость
иметь готовую транспортную систему и постоянного потребителя.
Освоение газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений обуславли-
вало необходимость создания теоретических основ и методов проектирования разработки
газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений. Комитетом по координации
НИР СССР в 1961 г. было предложено: поручтгть разработку методов проектирования га-
зовых месторождений ВНИИГазу, газонефтяных месторождений — ВНИИНефти и газо-
конденсатных — АзНИИ по добыче нефти. В соответствтш с этим решением «Теоретиче-
ские основы и методика проектирования разработки газовых месторождений» были раз-
работаны ВНИИГазом и опубликованы в 1963 г., практически только на базе работ, вы-
полненных во ВНИИГазе. По этой методике ВНИИГаз составлял проекты газовых место-
рождений: Северо-Ставропольское, Газлпнское, Шебелинское и др В основу этих проек-
тов была заложена система уравнений, связывающих приближенно процессы истощения
залежи, притока газа к скважине, движения его по стволу и числа скважин с учетом кри-
териев технологических режимов эксплуатации.
Совместно с рекомендациями по сбору и принципами промысловой подготовки
газа эта методика использовалась как метод проектирования до 1980-х годов. Такой под-
ход к проектированию обуславливался отставанием газовой отрасли по применению вы-
числительных машин и геолого-математического моделирования процесса разработки га-
зовых и газоконденсатных месторождений.
5
Качество прогнозных показателей неотделимо от объема и качества исходных дан-
ных, используемых при проектировании. При приближенном методе прогнозирования ос-
новных показателей разработки необходимо значительно меньше информации, чем при
численном, с использованием геолого-математических моделей. Причем для приближен-
ного прогнозирования показателей разработки большинство параметров, используемых
при проектировании, осредняются, что в конечном счете, приводит к существенным от-
клонениям фактических показателей разработки от расчетных по толщине залежи и, осо-
бенно, по ее площади.
Применение численных методов прогнозирования показателей разработки создало
необходимость значительно расширить перечень исходных данных для. проектирования и
позволило прогнозировать большое число параметров, неподдающихся прогнозу прибли-
женными методами. Из-за использования длительное время только приближенных мето-
дов проектирования разработки был ограничен перечень исходных данных, подлежащих
определению различными методами исследования пластов, скважин, образцов пористой
среды и насыщающих ее флюидов. Этот перечень недостаточен для проектирования раз-
работки газовых и газонефтяных месторождений с использованием геолого-
математическпх моделей. Поэтому’ необходимо подготовить новый перечень обязатель-
ных исходных данных для проектирования разработки месторождений численными мето-
дами.
В предлагаемом «Руководстве» приведены рекомендации по методам получения
наиболее достоверных, в пределах возможного, исходных данных для прогнозирования
показателей разработки аналитическим и численным методами. В руководстве предложе-
ны возможные методы получения необходимых исходных данных, если даже такие дан-
ные по проектируемому месторождению отсутствуют. Это позволит проектировщику
обосновать принятые им решения по исходным данным со ссылкой на руководящий до-
кумент.
Одной из основных проблем в современных проектах разработки является соответ-
ствие проекта по своему содержанию принятому регламенту и правилам разработки.
Очень часто, даже при внешнем соблюдении формы, проекты существенно отличаются по
содержанию. Многие ключевые вопросы в проектах, выполненных аналитическим мето-
дом, рассматриваются весьма поверхностно, без должного обоснования пли учета влияния
различных факторов на показатели разработки. К таким параметрам относятся: параметр
анизотропшг, порог подвижности газовой и жидкой фаз для каждого пропластка с сравни-
тельно низкими пористостью и проницаемостью; фазовые проницаемости для каждого
6
пропластка; насыщенности пропластков газом и жидкостью; параметры переходной зоны;
толщины и последовательность залегания пропластков; наличие литологических окон и
т.д. Даже при наличии таких данных и использовании численных методов прогнозирова-
ния, показатели разработки могут существенно отличаться от фактических, если в основу
расчетов по прогнозированию заложены запасы газа, представленные проектировщику,
определены традиционным объемным методом.
Поэтому одной из главных задач проектировщика должно быть определение зала-
сов газа с применением метода использования геолого-математических моделей залежи.
В представляемом «Руководстве» изложена методика подсчета запасов газа газо-
вых и газонефтяных месторождений с использованием геолого-математической модели
залежи или ее фрагментов.
Практически во всех действующих проектах уровень обоснованности технологиче-
ских режимов работы скважин весьма низкий, что связано, прежде всего, тремя причина-
ми: отсутствием единой методики обоснования технолопиеского режима по большинству
факторов, в частности, в условиях разрушения призабойной зоны, обводнетпи скважин
подошвенной водой, коррозии скважинного оборудования и т.д.; отсутствием обоснован-
ных величин критериев, ограничивающих режим, например, величин градиента давления
в условиях разрушеши призабойной зоны пли депрессии на пласт при возможном обвод-
нентш; отсутствием прогноза технологических режимов в процессе разработки с учетом
происходящих пзменешпй условий эксплуатации скважин. В проектах разработки в боль-
шинстве случаев конструкции скважин соответствуют только текущим технологическим
режимам работы. Изменение положения ГВК, снижение дебита скважин, связанное со
снижением не только пластового давления, но и увеличением коэффициентов фильтраци-
онного сопротивления, часто не учитываются. Поэтому в процессе доразработкп залежи
приходится производить замену фонтанных труб, что отрицательно сказывается на произ-
водительности скважин.
В настоящее время полностью отсутствует согласованная в рамках ОАО «Газпром»
методика исследоваши и обоснование режимов эксплуатацтш горизонтальных газовых и
газоконденсатных скважин. В предлагаемом «Руководстве» впервые рассмотрены и во-
просы исследоваши, и обоснование технологических режимов работы горизонтальных
скважин. Определены основные показатели разработки газовых и газонефтяных месторо-
ждений с использованием таких скважин, а также экономические показатели применеши
горизонтальных скважин для освоеши месторождений углеводородов.
7
Детально рассмотрены вопросы анализа разработки газовых, газоконденсатных и
газонефтяных месторождений. В существующих в настоящее время методических указа-
ниях и пособиях, а также учебниках, отсутствуют полноценные методы и технологии ана-
лиза показателей разработки. Имеющиеся материалы по анализу разработки охватывают
только те параметры, которые прогнозируются приближенными методами. Как было от-
мечено выше, перечень прогнозируемых параметров^значительно увеличивается при чис-
ленном методе проектирования. Поэтому должен быть разработан новый комплекс пара-
метров, прогнозируемых при численном проектировании и подлежащих анализу. Даже
имеющийся перечень параметров, прогнозируемых при аналитическом методе проектиро-
вания, анализируется поверхностно и примитивно из-за отсутствия единой методики ана-
лиза тех или иных прогнозируемых параметров. Вследствие чего работы, выполняемые
проектными организациями в качестве авторского контроля за разработкой, превращают-
ся в формальные отчеты, повторяющие информацию, полученную ими от газодобы-
вающих предприятий. Вопросам анализа разработки не уделяется должное внимание и
при подготовке и переподготовке кадров для газовой промышленности.
В «Руководстве» уделяется особое внимание на вопросы анализа разработки по па-
раметрам, прогнозируемым как приближенными, так и численными методами проектиро-
вания. Предлагаются методы анализа различных проектных показателей и рекомендации
по внесению коррективов в проектные показатели.
Особое внимание уделяется основным показателям разработки:
— давлению в пласте, на забое, на устье, у входа в УКПГ и ДКС; распределению
давления в пласте по толщине и по площади; давлению в отдельных высоко- и низкопро-
ницаемых пропластках, интенсивности его изменения во времени, депрессии в зонах
скважин, кустов и УКПГ и тенденции их тпменения в процессе разработки с учетом неод-
нородности, вскрытия пласта, перетока, отбора газа, ввода новых соседних скважин, кус-
тов, УКПГ, продвижения воды в залежь и т.д.;
— дебигам скважин, кустов, УКПГ и перераспределению отборов (естественному
или вынужденному путем изменения отдельных положений проекта);
— технологическим режимам работы скважин;
— условиям сбора (подключение в общий коллектор разнохарактерных скважин и
кустов) и подготовки газа, а также подключению ДКС (своевременного или с опозданием)
ндр.
Особое внимание уделено также и вопросам контроля за процессом разработки, т е.
за отдельными проектными показателями. В большинстве разрабатываемых газовых ме-
8
сторождений вопросы, контроля за разработкой сведены к многочисленным стандартным
исследованиям, учету добываемого газа, замеру давлений на устье наблюдательных сква-
жин, измерению уровня воды в пьезометрических скважинах, а также Малочисленным
специальным исследованиям по отбивке ГВК. Эти работы по контролю охватывают огра-
ниченноечисло параметров, подлежащих контролю. Частично эти работы носят формаль-
ный характер и не представляют особого интереса (например, неоднократные, из года в
год стандартные исследования скважин). Огромное число параметров, подлежщцих кон-
тролю, остаются не в поле зрения современного перечня прогнозируемых показателей. В
«Руководстве» указаны параметры, подлежащие контролю, методы контроля и частота
проведения таких работ.
В «Руководстве» изложены основные требования к проектам разработки месторо-
ждений углеводородов с точки зрения охраны окружающей среды и природных ресурсов,
пообъектно: пласт, скважина, схема сбора, подготовки, ДКС, газопровод.
В заключение даны технико-экономические основы принятия варианта разработки
залежи, исходя из способа разработки, продолжительности процесса разработки, системы
сбора и подготовки газа, типов скважин, наличия потребителя и других факторов, влияю-
щих на эффективность разработки залежи.
Авторы настоящего «Руководства» считают, что проведенные обобщения по про-
гнозированию показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений; выбран-
ные и рекомендованные как наиболее приемлемые методы подготовки исходных данных
для проектирования, поиски выхода из положения, если нет прямых методов обоснования
тех или иных исходных данных; новые перечни исходных данных, необходимых при чис-
ленном методе проектирования разработки; новый метод подсчета запасов газа, использо-
вание горизонтальных скважин при освоении газовых и газонефтяных месторождений с
новыми разработанными авторами методами определения необходимых исходных данных
при использовании горизонтальных скважин, новая детально изложенная методика и тех-
нология анализа показателей разработки, новый перечень обоснованного объема работ по
контролю за разработкой; новые требования по охране окружающей среды и природных
ресурсов, а также обоснование экономических основ проекта разработки позволяют соз-
дать единую регламентную основу проектирования разработки с методологией определе-
ния каждого из параметров как для работников НИИ и проектных институтов, предпри-
ятий по добыче газа, так и вузов, занимающихся подготовкой специалистов для газовой
промышленности.
9
Исполнители проекта
Если проект выполняется отраслевым НИИ пли проектным институтом, то руково-
дителем института назначается руководитель проекта, который подготавливает и реко-
мендует состав исполнителей по направлениям работ: по геологии, геофизике, гидроди-
намическим исследованиям пластов и скважин, тйойолопгческим режимам работы сква-
жин, запасам углеводородов, гидрогеологии, бурению, аналитическим и численным мето-
дам прогнозирования показателей разработки, сбору и способам подготовки скважинной
продукцтпт, составу добываемой продукции: газа, конденсата, серы, гелия, нефти; эколо-
ппг в процессах освоения, исследования, эксплуатации скважин, подготовки газа, исполь-
зования ДКС, ингибирования скважин и УКПГ, стабилизации конденсата, нефти; техни-
ко-экономическим показателям разработки и по другим специальностям, а также персона-
ла по оформлению проекта. Численность и состав Исполнителей зависит от геологических
особенностей и ттта залежи, от состава добываемой продукции, от величины запасов ме-
сторождения, наличия нефтяной оторочки, от термобарнческпх параметров пласта, от
способа подготовки добываемой продукции, от местонахождения залежи (на суше или в
шельфовой зоне).
Для сравнительно крупных и уникальных месторождений газа или газонефтяных
месторождений общая численность исполнителей составляет 20-30 специалистов. Общие
требования к руководителю проекта сводятся к том}', что он должен создать такой коллек-
тив специалистов и в таком количестве, которое позволтгт руководителю с полным пони-
манием на современном уровне решить все проблемы, возникающие при проектировании,
основные из которых тгзложены в 18 разделах настоящего «Руководства».
Основание для ведения работ по проектированию
Основанием для ведения работ по проектированию является договор с заказчиком.
При государственной монополии на разработку газовых, газоконденсатных и газонефтя-
ных месторождений в лице заказчика выступали Министерства газовой или нефтяной
промышленности, а исполнителя — отраслевые научно-исследовательские или проектные
институты.
В качестве юридтиеского документа исполнителю предъявлялось директивное
письмо и распоряжение Министерства или Главного управления. В директивном письме
или распоряжении указывались необходимые сроки выполнения проекта пли технологи-
10
ческой схемы разработки залежи, как правило, с указанием объема годовой добычи газа и
нефти, срока ввода в разработку и выхода напроектную мощность.
На основании директивного письма или распоряжения руководитель НИИ или
проектного института создавал группу проектировщиков и назначал руководителя проек-
та. В настоящее время основанием, для проектирования является договор или контракт,
заключенный между .заказчиком и исполнителем. Пртщем в роли заказчика может высту-
пить не только ОАО «Газпром», но и региональные объединения, располагающие нефте-
газовыми ресурсами или арендующие такие месторождения, а также Акционерные Обще-
ства закрытого или открытого типа, арендующую газовые пли нефтяные месторождения,
ипи-частные лица, получившие право на разработку на конкурсной основе. Аналогичными
заказчиками могут быть одна из нескольких крупных нефтяных кампаний, получивших
право на разработку нефтяных месторождений, а также зарубежные фирмы, получившие
право на разработку совместно с российской стороной.
В роли исполнителя может выступить любой коллектив специалистов, имеющий
лицензию на проектирование. Как правило, такие работы выполняются в НИИ и проект-
ных институтах, вузах или специально организованных подразделениях, в виде акционер-
ных обществ или «Товариществ с ограниченной ответственностью».
Сроки выполнения проектных работ, как правило, диктуются заказчиком. В слушав
невозможности выполнения проекта в указанные заказчиком сроки, исполнитель и заказ-
чик согласовывают эти сроки совместно или же заказчик привлекает к выполнению про-
екта других исполнителей.
11
Глава 2. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ II ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Практически до 1990 года различные НИИ и проектные организации при проекти-
ровании разработки газовых месторождений в целом соблюдали требования, предъявляе-
мые к содержанию проекта, но технология определения проектных показателей носила
произвольный характер. Поэтому проекты разработки, выполненные различными органи-
зациями и даже различными группами Исполнителей одной и той же организации, имели
разные технолоппг исполнения проектных работ' Один и тот же вопрос в разных проектах
излагался иногда очень детально, а иногда весьма'поверхностно ii бездоказательно. Так,
например, в проектах разработки на технологический режим работы скважин двух раз-
личных месторождений Оренбургское и Медвежье по тексту уделено не одинаковое вни-
мание. В частности, на месторождении Медвежье возможность обводнения скважин рас-
смотрена как определяющий фактор, от которого зависит надежность работы скважин, а
на Оренбургском достаточно поверхностно, хотя опасность обводнения на этом месторо-
ждении была не меньше, чем на Медвежьем. Произвольное выполнение проектных реше-
ний связано прежде всего с отсутствием регламенгируюицк документов не только по
содержанию проекта, но и по методам и технологиям определения проектных показате-
лей.
Следует разработать и утвердить ОАО «Газпром», по всей вероятности, два «Руко-
водящих документа» по проектированию разработки газовых, газоконденсатных и газо-
нефтяных месторождений:
1. «Руководящий документ» по проектированию разработки месторождений угле-
водородов для проектировщиков.
2. «Итоговый документ» с основными, обоснованными исходными данными и про-
ектными решениями. В качестве примера итогового документа можно ориентироваться на
«Проект разработки Карачаганакского месторождения», представленный «British
Gas».
С целью создания единой формы и содержания с обязательным соблюдением тре-
буемого вида таблиц и рисунков ГГК «Газпром» в 1990 г. утвердил «Временный регла-
мент составления проектов ОПЭ и разработки газовых и газоконденсатных месторожде-
ний, разрабатываемых на истощение». Согласно этому регламенту [45] устанавливается
единый порядок составления проектных документов по ОПЭ и разработке газовых и газо-
конденсатных месторождений, разрабатываемых на истощение.
12
Текстовая часть проектов по этому регламенту включает в себя:
1. Введение.
Глава 2. Общее сведение по месторождению.
Глава 3. Геолого-физическая характеристика месторождения..
3.1. Характеристика геологического строения.
3.2. Основные параметры пласта (горизонта).
3.2.1. Пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность.
3.2.2. Толщина пластов (горизонтов).
3.2.3. Показатели неоднородности пластов
3.2.4. Результаты лабораторного изучения гидродинамических характеристик
пластов-коллекторов.
3.3. Газоконденсатная характеристика.
3.3.1. Результаты исследований на газоконденсатность.
3.3.2. Конденсатогазовый фактор, отбор проб газа и конденсата.
3.3.3. Состав газов сепарации, дегазации, дебутанизации, пластового газа и конден-
сата.
3.3.4. Пластовые потери конденсата иконденсатоотдача.
3.4. Гидрогеологическая характеристика.
3.4.1. Размеры и параметры водонапорного бассейна.
3.4.2. Физико-химическая характеристика вод.
3.4.3. Оценка режима работы месторождения и характера продвижения пластовых
вод.
3.4.4. Рекомендации по гидрогеологическим наблюдениям и исследованиям в про-
цессе разработки.
3.5. Запасы газа, стабильного конденсата и сопутствующих компонентов.
Глава 4. Подготовка технологической основы для проектирования.
4.1. Анализ результатов исследований скважин.
4.2. Анализ текущего состояния эксплуатации.
4.2.1. Характеристика фонда скважин и текущих дебитов.
4.2.2. Анализ технологических показателей разработки.
4.2.3. Анализ продвижения вод.
4.2.3.1. Фактическое состояние обводнения залежей.
4.2.3.2. Прогноз продвижения пластовых вод и динамика параметров водонапорной
системы.
13
4.3. Выделение эксплуатационных объектов.
4.4. Выбор расчетных вариантов.
Глава 5. Технологические и технико-экономические показатели разработки.
5.1. Обоснование расчетной модели.
5.2. Исходные данные для технологических расчетов.
5.3. Уточнение расчетных моделей по данным истории разработки.
5.4. Технологические показатели разработки.
5.5. Технпко-экономические показатели. „
5.5.1. Обоснование укрупненных нормативов капиталовложений и эксплуатацион-
ных затрат.
5.5.2. Анализ технико-экономических показателей вариантов разработки.
Глава б. Мероприятии по внедрению рекомендуемого варианта.
6.1. Основные проблемы по реализации рекомендуемого варианта.
6.2. Располржение эксплуатационных скважин и порядок их ввода в эксплуатацию.
6.3. Рекомендащп! по контролю за разработкой.
6.4. Технико-экономические показатели рекомендуемого варианта.
6.5. Хозрасчетные показатели проектируемого предприятия.
Глава 7. Бурение, освоение скважин и вскрытие продуктивных горизонтов.
7.1. Анализ проводки скважин на месторождентпт
7.2. Конструкщи скважин.
7.3. Вид бурения и необходимое оборудование.
7.4. Рекомендации по составу бурового раствора.
7.5. Оборудование для бурения и бурильный инструмент.
7.6. Вскрытие продуктивных отложений.
7.7. Рекомендации по исследованиям в процессе бурения.
7.8. Освоение скважин.
Глава 8. Технология и техника добычи газа и конденсата.
8.1. Анализ состояния и эффективности применяемой технологии и техники добы-
чи газа и конденсата.
8.2. Обоснование конструкций фонтанных труб и устьевого оборудования сква-
жин.
8.3. Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин.
8.4. Рекомендации по интенсификации притока газа.
8.5. Ремонтно-тгзоляционные работы.
14
Глава 9. Рекомендации по системе сбора, промысловой подготовке, внутрипромысловому
транспорту газа и конденсата икомпромированию газа на промысле.
Глава 10. Охрана недр и окружающей среды.
10.1. Охрана окружающей среды и водного бассейна.
10.2. Охрана земель, лесов, флоры и фауны.
10.3. Охрана недр в процессах разбуривания и эксплуатации месторождения.
Глава 11. Технико-экономическая эффективность новых технологических и технических
решений.
Глава 12. Заключение (выводы и предложения).
Глава 13. Литература. Список приложений.
В представленном виде текстовая часть регламента по содержанию проектов ОПЭ
и разработки вызывает недоумение прежде всего:
1. Неполнотой охвата круга проблем, решение которых является основной зада-
чей проектировщиков.
2. Произвольным, неполным и необоснованным объемом текста, рисунков и таб-
лиц, по значительному числу решаемых при проектировании проблем.
Ниже рассмотрены основные недостатки действующего регламента.
2.1. Основные недостатки регламента по решаемым
при проектировании проблемам
Если исходить из представленного выше перечня, предусмотренного регламентом,
то нетрудно видеть, что в текстовой части проектов ОПЭ и разработки газовых месторож-
дений не обращено внимание на:
- наличие тектонзгческих нарушений на структуре и на их амплитуде,
- устойчивость коллекторов к деформациям и разрушению;
- параметр анизотропии пропластков и на наличие лптолопгческих окон,
- последовательность залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков;
- изменчивость составов по толщине и по площади;
- минералогический состав пород и их теплофизических свойств;
- степень сцементированности частиц и на их взаимодействие с водой (гидрофиль-
ность или гидрофобность);
- наличие, направление, густоты, раскрытости трещин и параметры матрицы;
15
- размеры переходной зоны;
- порог подвижности флюидов в пористой среде;
- изложение в геологической части проекта результатов газоконденсатных иссле-
дований. При этом нерассмотренными остались такие вопросы, как фазовое состояние
смеси, способы и техника получения промысловых изотерм конденсации, наличие в газе
серы, гелия и кислых компонентов и способы их отделения, изменение состава и свойств
конденсата в процессе разработки;
- взаиморастворимость, тепловые свойства и выход конденсата во вреь?Ьни в зави-
симости от давления;
- включение в регламент газоконденсатных исследований в главу 3, а газогидро-
динамических в главу 4;
- отсутствие основных задач газогидродинамических исследований, проводимых с
целью проектирования и контроля за разработкой в дальнейшем.
Из приведенных пояснений содержания текстовой части проекта следует, что, не-
зависимо от расположения скважин и вскрытого интервала, для проектировщика пред-
ставляют интерес только осредненные параметры пласта. Такой подход к результатам ис-
следования удовлетворяет требования проектов разработки, выполненных в 60-е годы и
вовсе не приемлем для геолого-математического моделирования залежи.
В регламенте полностью отсутствует вопрос о критериях технологических режи-
мов, обоснование количественной величины этих критериев для различных условий в за-
висимости от определяющего фактора на данном конкретном месторождении, по которо-
му обосновывается технологический режим (деформация пласта и ухудшение при этом
фильтрационных свойств пористой среды, разрушение призабойной зоны, образование
песчаной или жидкостной пробки в интервале перфорации, обводнения скважин подош-
венной или контурной водой, образование гидратов в призабойной зоне как на Среднебо-
туобинском месторождении и в стволе скважины, коррозии оборудования, отложение со-
лей и т.д.) работы скважин.
В регламенте отсутствует газогидродинамическое и технико-экономическое обос-
нование технологических режимов эксплуатацшг скважин, что практически сводит на нет
возможность выбора наиболее эффективного варианта разработки.
В регламенте не рассматривается тип скважин (вертикальный или горизонталь-
ный), конструкция которых приводится в главе 7. При этом конструкция скважин рас-
смотрена в основном с позиции их бурения и герметичности, а затем в главе 8 после того,
16
как установлены показатели разработки в главе 5, и поэтому приведенный в главе 8 текст
кажется ненужным.
Вопрос о конструкции скважин должен быть решен до расчетов технологических и
технико-экономических показателей разработки, перечисленных в главе 5. Это особенно
важно при разработке месторождения системой горизонтальных скважин или при исполь-
зовании смешанной системы вертикальных и горизонтальных скважин, производитель-
ность которых зависит от длины и диаметра обсадной колонны и конструкцгш фонтанных
труб, от которых зависти профиль притока нефти и газа к горизонтальному стволу.
В регламенте не рассмотрены: вопросы обоснования размещения вертикальных и
горизонтальных скважин, расстояние между ними, сроки их ввода, влияние геолого-
технических параметров пласта и скважин на их размещение и на образование зон депрес-
сионных воронок и изменение параметров этих воронок во времени с учетом числа и сро-
ка ввода новых скважин и отбора газа из этих зон.
Не рассмотрены вопросы, связанные с несовершенством и асимметричностью рас-
положения горизонтального ствола при наличии подошвенной воды и многослойности
залежи, влияющие на производительность таких скважин.
В технолопиеской части регламента не представлен полный перечень параметров,
необходимых для создания хотя бы фрагмента геолого-математической модели залежи.
Не обусловлены фазовые переходы в процессе разработки, изменение давления по от-
дельным пропласткам, водонасыщенность по этим пропласткам, влияние капиллярных
сил на размеры переходных зон и т.д.
В регламенте должно быть отражено проектное решение принципиальной схемы
промысловой (промыслово-заводской) подготовки газа, сроки ввода и мощности дожим-
ных компрессорных станций, коэффициенты газоконденсатонефтеотдачи, давление и ос-
таточные запасы газа, когда подача газа в газопровод будет экономически нецелесообраз-
ной.
Не оговорены принципы расположения и число наблюдательных и пьезометриче-
ских скважин. Нет обоснованного перечня исследовательских работ и параметров, перио-
дическое определение которых, необходимо для контроля за разработкой месторождения
в целом, отдельных эксплуатационных объектов и участков залежи.
Не обоснованы количество скважин и виды исследований, необходимых для кон-
троля за разработкой, с указанием частоты проведения и требуемой точности контроли-
руемых параметров.
17
В разделе охраны недр и окружающей среды требования, предъявляемые к проекту
носят классический характер. Современные требования, предусмотренные законами мно-
гочисленных государств к экологически чистому производству, в рассматриваемом регла-
менте изложены по принципам, присущим проектам 60-х годов. Текст проекта по этому
разделу должен базироваться на расчетах, учитывающих скорость и направление ветров,
осадков, допустимые нормы различных компонентов в воздухе и воде, необходимые рабо-
ты по рекультивации земель, строительству дорог, магистральных и промысловых газо-
конденсатопроводов, перекидных коммуникащй, оценку' потерь газа и конденсата при
исследовании и эксплуатацш! скважггн, коэффициента извлечения газа, конденсата и неф-
ти (при нашгчии оторочки), давления «забрасывания» месторождения.
Содержание методического указания по созданию экологически чистого производ-
ства только по основным проблемам этого раздела таковое, что даже перечень этих про-
блем не уместится на 6,5 страницах, отведенных разделу «Охрана недр и окружающей
среды», если учесть то, что каждая из проблем требует не только постановки вопроса, но и
оптимального решения, с соответствующими методическими и технологическими реко-
мендациями, сопровождаемыми табличными и графическими материалами.
2.2. Степень обоснованности объема текста, рисунков и таблиц
проекта по регламенту
Прежде всего, следует подчеркнуть, что действующий регламент относится только
к приближенным методам проектирования разработки газовых месторождений, и это его
главный недостаток. В дальнейшем в нашем «Руководстве» будет показано, что объем и
качество исходных данных, используемых при проектировании, зависит от методики про-
ектирования разработки.
В рассматриваемом регламенте в главе 5 первый пункт посвящен обоснованию мо-
дели расчета, хотя по объему информации, предусмотренному' этим регламентом, создать
приемлемую геолого-математическую модель залежи пли хотя бы ее фрагментов практи-
чески невозможно.
В частности, для создания геолого-математической модели залежи или ее фраг-
мента, кроме перечисленных в регламенте графических и табличных данных, необходи-
мы:
18
- информация о фазовых проннцаемостях, учитывающих фазовые переходы в зоне
дренируемой скважиной и их изменения во времени с учетом накопления и частичного
выноса жидкой фазы из призабойной зоны;
- информация о дегазации нефти в призабойной зоне при давлениях ниже давле-
ния насыщения и влияние дегазации на свойства нефти и пористой среды;
- информация о взаиморастворимости фаз и их зависимость от давления
и т.д. В регламенте рассмотрен анализ результатов исследования скважин (текст по этому
вопросу составляет 2 страницы и итоговая таблица 1 стр.) только с позпцгп! приближенно-
го метода проектирования и не отвечает о разрешающей способности газогидродпнамиче-
ских исследований.
При грамотном подходе к проектированию разработки по этим исследованиям сле-
дует установить:
- неоднородность залежи по толщине и по площади;
- влияние степени вскрытия и загрязнения призабойной зоны (скин-эффекта) в
процессе бурения на продуктивность скважин,
- влияние депрессии на пласт на опасность обводнения скважин, на интенсив-
ность коррозии, образование гидратов, разрушение призабойной зоны, образование пес-
чаной пробки и т.д.;
- проводимость пласта за пределами призабойной зоны для оценки возможного
темпа вторжения воды в залежь по отдельным пропласткам и в целом;
- параметры анизотропии пропластков;
- необходимость использования ускоренных методов исследования;
- коэффициент гидравлического сопротивления при значительном содержании
жидкой фазы в составе добываемой продукции;
- технологический режим работы, точнее величину критериев, при которых j
должны эксплуатироваться скважины;
- потери давления в стволе скважин различных конструкций,
- изменения температуры газа при различных режимах работах скважин;
- профили притока
и т.д.
Регламентом предусмотрен (на 1-5-2 страницах) текст по анализу технологических
показателей разработки. При этом, исходя из содержания текста, следует, что под анали-
зом понимается только перечень некоторых параметров, изменяющихся по годам (судя по
форме таблиц, предложенных в регламенте).
19
Следует подчеркнуть, что понятие «анализ» не является перечислением некоторых
осредненных данных по залежи во времени в целом, а является установлением закономер-
ности изменения пли постоянства основных параметров и показателей в зависимости от
различных объективных или неустановленных факторов, выявлением причин этих изме-
нений для разработки новых рекомендаций, позволяющих регулировать разработку зале-
жи в нужном направлении. Пртгчем закономерности изменения отдельных параметров
должны быть установлены во времени, по давлению, по величине депрессии, по площади
и толщине залежи, фильтрационным свойствам отдельных пропластков и^залежп по пе-
риметру и т.д.
В целом пробел по анализу разработки газовых и газонефтяных месторождений
имеет место не только в проектах разработки, в регламентирующих документах, но и в
программах подготовки и переподготовки кадров по разработке таких месторождений.
В регламенте на одной странице обосновывается расчетная модель, что, видимо,
связано с приданием смысла слову «модель» авторами регламента несколько упрощенного
значения, чем это возникает при моделировании газовых, газоконденсатных и, особенно,
газонефтяных месторождений с фазовыми переходами, относительными пронпцаемостя-
мн и насыщенностями пористой среды фазами, изменением этих параметров во времени в
пределах зоны дренирования скважин, кустов, УКПГ и в целом по пропласткам и т.д.
В регламентируемом документе при обосновантлт расчетной модели следует исхо-
дить из:
- освоения залежи вертикальными или горизонтальными скважинами;
- числа пропластков по толщине на различных участках залежи;
- состава газа, если он изменяется по площади и по толщине, как, например, на
месторождениях Советабадское, Карачаганакское и Астраханское.
Регламент не предусматривает использование отдельных компонентов газа при оп-
ределенпп капвложений и технико-экономических показателей разработки; в частности
гелия, этана и т.д. Экономическая эффективность разработки зависти от покомпонентной
реализации добываемой продукции. Поэтому перед началом освоения залежи арендаторам
месторождений следует провести предпроектную работу по организации извлечения и
реализации отдельных компонентов за весь период разработки залежи. Такая работа была
проведена для освоения Оренбургского газонефтеконденсатного месторождения. При
проектировании разработки были учтены наличие серы и гелия в составе добываемого га-
за, хотя по содержанию гелия оренбургский газ является не очень выгодным. Содержание
гелия в среднем составляет 0,055%, тогда как в среднеботуобинском газе его содержание
20
равно 0,55%. Естественно, что чем меньше содержание гелия, тем выше себестоимость
получаемой продукции.
Одним из современных в России методов проектирования разработки с покомпонент-
ной реализацией добываемой продукции — газа, конденсата, нефти, этана и гелия — является
работа, выполненная по двухстороннему договору с Якутгазцромом под руководством
З.С.Алиева и др. [6] по Среднеботуобинскомугазонефтеконденсатному месторождению путем
использования фрагментов залежи и создания их геолого-матемаптческих моделей
В регламентируемом документе в разделе б рассмотрены рекомендации по контро-
лю за разработкой на 4-х страницах текста и 1-й странице таблицы Причем форма табли-
цы сводится к названию вида контроля и его периодичности, а сущность контроля по пре-
дусмотренным планом исследований и технология контрольно-измерительных работ не
предлагается.
Объемы исследований и измерений зависят от размеров залежи; сложности ее
структуры, неоднородности пласта и насыщающих его фаз, от устойчивости подлежащих
контролю параметров (давления, температуры, дебитов, составов продукции, свойств по-
ристой среды, числа эксплуатационных, наблюдательных и пьезометрических скважин,
давления насыщения, подвижности контактов: газ-вода, газ-нефть, нефть-вода); гидроди-
намической связи между пластами и характером изменения давления во времени, по пло-
щади и по разрезу; ввода новых скважин и УКПГ и т.д.
В проекте должны быть обоснованы число, последовательность и вид исследова-
тельских работ и технология их выполнения, а также методы интерпретации результатов
исследования. Обоснование каждого из предусмотренных проектом исследований по пе-
речисленным выше и другим параметрам и показателям одна из трудоемких работ проек-
тирования. Выполнение этих исследований требует значительных затрат. Поэтому при
составленшг раздела по контролю за разработкой должна быть предусмотрена возмож-
ность получения некоторых параметров другими менее трудоемкими работами и метода-
ми.
В частности, исходя из геологических особенностей залежи и изменчивости иско-
мых параметров, следует предусмотреть использование данных эксплуатации скважин,
ускоренных методов исследования скважин, применение аналитических методов прогно-
зирования показателей, замену исследований при стационарных режимах фильтрации ме-
тодами восстановления и стабилизации давления и т.д.
В разделе 7 регламента, посвященного бурению скважин и их освоению, преду-
смотрен текст по бурильным инструментам. Это является нецроектным вопросом, в то же
21
время отсутствует технология бурения скважин на более поздней стадии разработки зале-
жи, когда пластовое давление ниже гидростатического.
Перечисленные выше и многие другие положения, не отмеченные нами по дейст-
вующему регламенту, показывают, что необходим новый «Руководящий документ» по
проектированию разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений
как для проектировщиков, так и для подготовки’-кэдров по проектированию с единой тех-
нологией! обоснования и расчета параметров и показателей разработки.
Ниже изложены основные требования к объему текста, рисунков и таблиц проекта
разработки газовых и газонефтяных месторождений.
Объем текстового материала, рисунков и таблиц зависит от: размеров и типа зале-
жи, геологического строения месторождения, числа и амплитуды тектонических наруше-
ний, числа эксплуатационных объектов, наличия нефтяной оторочки, запасов углеводоро-
дов, состава добываемой продукцтш, наличия в составах газа, конденсата, нефти и пласто-
вой воды коррозионно-активных компонентов, неоднородности пластов и параметра ани-
зотропии, типа и размещения скважин, системы сбора и способа подготовки газа и нефти
на промысле п т.д. Независимо от многообразия месторождений нефти и газа, имеется
значительное число параметров пластов, скважин, флюидов и показателей разработки, ко-
торые должны быть изложены в любом проекте. К таким параметрам и показателям отно-
сятся:
1. Характеристика района расположения месторождения, нефтегазоносность ре-
пюна; наличие и техническая характеристика газонефтепроводной сети в районе распо-
ложения проектируемого месторождения; степень геолого-геофизической изученности и
разведки залежи; ее стратиграфия, тектоника и физико-литологическая характеристика, в
том числе пористость, проницаемость, газонефтеводонасыщенность и их изменение по
толщине и по площади залежи; толщины отдельных пропластков, контакты газ-вода, газ-
нефть и нефть-вода; гидрогеологическая характеристика водоносного бассейна; тип зале-
жи, составы газа, конденсата, нефти и пластовой воды; направление и объем работ по до-
разведке месторождения, термобарические параметры залежи и т.д.
2. Газоконденсатная характеристика залежи, достоверность определения газокон-
денсатной характеристики и ожидаемые изменения потерь конденсата, и его выход в про-
цессе разработки.
3. Техника, использованная при проведении газогидродинамических исследований,
технология испытания и методы, использованные при обработке результатов исследова-
ния. Достоверность определения емкостных и фильтрационных параметров продуктивных
22
пластов. Объем проведенных исследований, использованный метод осреднения коэффи-
циентов фильтрационного сопротивления, сравнительное постоянство этих коэффициен-
тов по толщине и по площади. Сравнение параметров пласта, определенных различными
методами. Обоснование принятых для проектирования исходных данных.
4. Запасы газа, конденсата и нефти и сопутствующих компонентов. Достоверность
принятых запасов по объектам к моменту составления проекта разработки. Проверка сте-
пени участия запасов газа и нефти отдельных пропластков в разработке путем создания
геолого-математической модели месторождения пли его фрагментов.
5. Факторы, влияющие на технологический режим работы проектных скважин,
критерии технологических режимов и обоснование величин критериев, определяющих
режим скважин факторов, с учетом вскрытия пласта, типа скважин и их размещения. Про-
гноз изменения технологического режима работы скважин в процессе разработки. Обос-
нование конструкции скважин.
б. Прогноз показателей разработки аналитическим или численным методами. При-
нятые исходные геолого-технические параметры при прогнозировантпт показателей разра-
ботки. .Обоснование расчетных вариантов. Сравнение полученных результатов. Оценка
преимуществ и недостатков показателей разработки в выполненных вариантах.
7. Система сбора и подготовки газа й нефти на промысле. Обоснование системы
обвязки скважин с УКПГ и способа подготовки скважинной продукцгш. Оценка пригод-
ности выбранного способа подготовки в период падающей добычи нефти и газа. Обосно-
вание мощности и местоположения УКПГ. Сроки ввода и мощности ДКС.
8. Анализ показателей разработки по звеньям системы: пласт—скважина—сбор—
подготовка—ДКС—газопровод, в том числе давление в этой системе и его соответствие
проектным показателям, причины отклонения фактических величин от проектных П воз-
можные пути корректировки проектных величин давления, дебита скважин и их соответ-
ствие проектным по площади залежи; число, размещение и сроки ввода скважин в экс-
плуатацию, соответствие фактических данных скважин с проектными. Годовые отборы
газа, конденсата и нефти. Состояние сбора и подготовки газа и нефти на промысле, инги-
бирования скважин и УКПГ, регенерация ингибиторов. Состояние обводнения скважин и
залежи. Запасы газа, конденсата и нефти и их соответствие принятым при проектирова-
нпи. Соответствие фактической газоконденсатной характеристики с проектным значени-
ем. Сроки и мощности введенных в эксплуатацию ДКС и их соответствие с проектными
сроками и мощностями.
23
9. Состояние выполнения работ по контролю за разработкой. Оценка качества вы-
полненных работ и методов, использованных при этом. Корректировка предусмотренных
ранее рекомендаций по объему и качеству работ по контролю за разработкой.
10. Основные мероприятия, направленные на охрану окружающей среды н природ-
ных ресурсов углеводородов пообъектно в системе пласт—газопровод.
И. Основные технико-экономические "Показатели разработки месторождения,
сравнение этих показателей и детальная информация о технико-экономических показате-
лях разработки залежи по рекомендуемому варианту. *
12. Описание основных положений проекта в виде заключений по перечисленным
выше позициям.
Тексты по перечисленным выше позициям должны быть четкими и лаконичными.
В тексте этих разделов должны быть обобщенные таблицы по каждому из рассматривае-
мых вопросов и графические материалы, позволяющие оценить тенденции изменения ка-
ждого из изучаемых параметров пласта, скважины, флюидов, коллекторов, УКПГ, ДКС и
т.д. При отсутствии соответствующей исходной обоснованной информации, необходимой
для проектирования, проектировщик по согласованию с заказчиком принимает такие дан-
ные по экспертной оценке подобных литературных материалов, или же исходя из опыта
проектирования других месторождений. Если в литературных источниках отсутствуют
соответствующие исходные данные, близкие данным проектируемого месторождения, то
проектировщик обязан прогнозировать показатели разработки месторождения для воз-
можного диапазона изменения по данному параметру. Вся второстепенная информация
табличного характера должна быть приведена в приложении в таком объеме, который по-
зволил бы экспертам по составленному проекту проверить достоверность принятых ис-
ходных данных, приведенных в текстовой части проекта. В тексте должны быть приведе-
ны графический материал, схематично показывающий местонахождение проектируемого
месторождения и соседних нефтегазоносных структур, линии электропередач, магист-
ральные трубопроводы, железные и автомобильные дороги, населенные пункты, озера и
реки и т.д. В тексте должны быть продольный и поперечный профили продуктивного раз-
реза, стратпграфтиеский разрез, структурная карта по кровле продуктивной толщи, кон-
такты ГВК, ГНК, НВК. Кроме обобщенных таблиц по результатам исследования скважин,
должны быть показаны карты пористостей, проницаемостей, нефтегазоводонасыщенно-
стей пропластков по толщине и по площади. Одними из основных параметров являются
толщины пропластков, последовательность залегания высоко- н низкопроницаемых про-
пластков, углы наклона пластов. Эти данные являются основой для численного пропюзи-
24
рования, и от объема и качества этой информации зависит точность прогнозируемых по-
казателей.
В приложении к проекту должны быть приведены структурные карты с размеще-
нием вертикальных, наклонных и горизонтальных скважин, с обязательным указанием
глубины и координат забоев наклонных и горизонтальных скважин. В приложении долж-
ны быть приведены стратиграфический разрез продуктивной зоны, карты проводимостей,
схемы размещения УКПГ на площади месторождения и подключение скважин к УКПГ с
указанием длины и диаметра шлейфов и промысловых коллекторов. К числу параметров,
приводимых в приложении, относятся таблицы по потерям давления в шлейфах и коллек-
торах при различных давлениях и дебптах, прогнозированных в проекте. Необходимо
привести в приложении связь дебита, депрессии на пласт, потерь давления в горизонталь-
ной части ствола, связь допустимой депрессии на пласт, вызванной наличием подошвен-
ной воды с градиентом давления в призабойной зоне (у башмака фонтанных труб, если
скважины горизонтальные), создаваемым исходя из возможного разрушения пород в этой
зоне.
Объем текстового материала, таблиц и графического материала как в тексте, так и в
приложении увеличивается, если месторождение газонефтяное и разработка залежи осу-
ществляется с поддержанием пластового давления путем обратной закачки отсепариро-
ванного газа, закачкой воды или водных растворов полимеров. Объем текста ji всего про-
екта увеличивается, если в составе добываемого газа содержатся сероводород, ртуть и ге-
лий. Объем проекта зависит от числа выполненных вариантов, и результаты расчетов всех
без исключения вариантов должны быть приведены в приложении в табличной форме. В
тексте или в приложении должны быть приведены нормативные материалы по ПДК. если
в составе добываемой продукции имеются H2S и ртуть.
В целом информация, приведенная в основной текстовой части проекта и в прило-
жении, должна снять все возможные вопросы, возникающие по исходным данным, по их
обобщению, достоверности и объему на момент составления проекта разработки место-
рождения. В противном случае возможно отклонение проекта на ЦКР ОАО «Газпром» и
экспертной комиссией Госкомприроды Российской Федерации.
25
Глава 3. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
3.1. География района расположения месторождения
Информация о географии местности, где находится месторождение, необходима
при проектировании, для ее учета при освоениц далежп. В частности, при решении задач,
связанных с материально-техническим снабжением будущего газонефтедобывающего
предприятия, транспортом, строительством дорог, электро- и водоснабжением, кадровым
обеспечением предприятия, размещением объектов предприятия, география местности,
где расположено месторождение, имеет существенное экономическое влияние на разра-
ботку месторождения. Затраты на материальные средства и на их доставку для бурения и
обустройства тесно связаны с географией местности, наличием в данном регионе желез-
нодорожных п автомобильных дорог, возможностью использования в зимнее и летнее
время водного транспорта, наличием возможности оптимального размещения скважин,
газонефтепроводов, установок по подготовке нефти и газа на промысле, компрессорных
станцгШ и других объектов промысла. От географии местности, где находится месторож-
дение, зависит система размещения скважин, их обвязка с УКПГ, место расположения
УКПГ и многие другие вопросы. Существенные трудности возникают при разбуривании
месторождений, если они расположены в шельфовой зоне, на болотистых площадях, запо-
ведных зонах и т.д. Географпей местности было продиктовано кустовое размещение газо-
вых скважин на крупнейших газовых месторождениях Россшг География местности предо-
пределяет сроки и последовательность разбуривания залежи и обустройства промысла. Гео-
графия местности приобретает важное значение, если на данной местности на различных
глубинах находится несколько месторождений, как на большинстве газоносных площадей
севера Тюменской области. Практически на каждой площади должны быть увязаны вопро-
сы разбуривания и обустройства залежей сеноманских (на глубине 1100-^1200 м) и валан-
жннскнх (на глубине -2600-^3200 м) отложений. Необходимость практически одновремен-
ного освоения этих залежей связана с транспортировкой бурового оборудования по площа-
ди, обвязкой скважин, кустов и УКПГ. с другими объектами промысла.
Определяющим рентабельность разработки месторождения является его располо-
жение на суше пли в шельфовой зоне северных морей, когда платформы для бурения и
эксплуатации скважин должны быть построены в ледостойком исполнении. Исходя из
географии местности, где расположено месторождение, проектировщик должен опреде-
лить тип применяемых скважин: вертикальный, наклонный пли горизонтальный. В мор-
26
ckiix условиях в проекте должны оытъ предусмотрены не только вопросы, связанные с
размещением платформ и скважин, но и вопросы местонахождения установок предвари-
тельной подготовки нефти и газа,
Как правило, проектгфовщик перед составлением проекта, получает детальную кар-
ту местности, где указаны наличие транспортных путей, населенных пунктов, лесов, озер,
рек, заповедных зон, посевных площадей, обозримых объектов и т.д.
Эта информация должна быть учтена при решении разшгчных задач, связанных с
освоением проектгфуемого месторождения.
В качестве примера о географтгческом и административном расположении место-
рождения приведены сведения об Оренбургском газонефтеконденсатном месторождении.
Такой пример особенно нужен для специалистов, подготавливаемых вузами по проекти-
рованию разработки нефтяных и газовых месторождений и для молодых проектгфовщи-
ков.
Оренбургское месторождение расположено в пределах площади, ограниченной
следующими географическими координатами: 51°55/—5 l°20z северной ппфоты и 55°08z—
53° восточной широты. Площадь газоносности примыкает к южной ократие г. Оренбурга.
Ближайшими населенными пунктами являются: поселки Ивановка, Благословенка и др.
Месторождение расположено в обжитой промышленной и сельскохозяйственной зоне с
развитой сетью асфальтгфованных дорог, а также грунтовых, по которым движение авто-
транспорта возможно в летнее время. В 13 км севернее Оренбургского месторождения
проходит железная дорога Оренбург—Челябинск, а вдоль западной границы залежи про-
Х0Д1П другая дорога Москва—Ташкент. В 37 км юго-восточнее расположено нефтяное
месторождение Копайское, которое разрабатывается с 1985 года. В 30 км юго-восточнее
расположено Северо-Копанское газонефтяное месторождение. Непосредственно от ме-
сторождения проложен магистральный газопровод «Союз», соединяющий месторождение
с западной границей СНГ. Кроме того, имеются газопроводы в г. Орск, г. Заинек и нефте-
провод (для транспортировки нефти и конденсата) в г. Салават. Через площадь месторож-
дения проходит нефтепровод с Копайского месторождения на Оренбургский газоперера-
батывающий завод. Источником энергоснабжения для месторождения служит линия элек-
тропередач 110 кв, проходящая вдоль автодороги Оренбург-Беляевка.
В сейсмическом отношении район относится к числу «спокойных». В районе рас-
положения месторождения выявлены три месторождения глин и одно известняка. Место-
рождения гшщ пригодны для производства керамзита, кирпича, а известняка — для про-
изводства строительной извести. ; . .
27
В целом по Оренбургской области открыты 38 газовых и газонефтяных месторож-
дений, расположенных в основном в северо-западной части области. Некоторые из этих
месторождений разрабатывались, начиная с 1942 года. Но практически все месторожде-
ши небольшие по запасам.
Ландшафт территории, где расположено месторождение, степной, расчлененный
многочисленными оврагами и балками, отличающимися крутизной склонов и протяжен-
ностью. Оврага преимущественно ориентированы субмеридпонально. Абсолютные от-
метки рельефа колеблются от плюс 100 м до минус 200 м. Вдоль северной границы место-
рождения протекают р. Урал и ее приток р. Бердянка, пересекающая площадь залежи с
юга на север. Воды гидрокарбонатно-кальцевые пригодны для питьевого и технического
водоснабжения.
Климатические условия района расположения месторождения резко континенталь-
ные с жарким летом и холодной малоснежной зимой. Среднегодовые колебания темпера-
туры составляют от +35°С до -35°С.
Ветры постоянные имеют в основном южное направление. Глубина промерзания
почвы составляет 1,50—1,60 м. Среднегодовое количество осадков равно 350-400 мм. Рас-
тительность района степная и представлена ковыльными и типчаковыми травами.
3.2. Краткая характеристика газонефтеносного района, сведения о наличии
газовых и нефтяных месторождений. Перспективы нефтегазоносности.
Проекты разработки составляются на отдельные объекты залежи, на несколько
объектов, близких по геолого-техническим параметрам, на отдельные месторождения и на
группу месторождений, сравнительно близко расположенных территориально. Однако
даже при проектировании отдельного объекта пли группы объектов в основу проекта
должна быть заложена возможность подключения к данному месторождению, а точнее к
его добывным возможностям и наземным коммуникациям, новых объектов или месторо-
ждений. Поэтому проектировщик обязан ознакомиться с материалами геологической изу-
ченности данного региона, учесть мнения геологов о перспективах нефтегазоносности и
степени готовности уже известных (установленных) газовых и нефтяных месторождений.
При этом существенное значение имеют ожидаемые или известные по выявленным ме-
сторождениям запасы газа, конденсата и нефти, термобарнческие параметры этих место-
рождений и составы углеводородов. Информация о разведанных месторождениях и пер-
28
спективных структурах, не изученных поисково-разведочными раоотамн, должна оыть
учтена при проектировании разработки данного месторождения с позиции дальнейшего
увеличения объема транспортируемого газа, конденсата и нефти, использования освобож-
дающихся мощностей компрессорных станций, переработки и получения целевого про-
дукта, строительства инфраструктуры и т.д.
Эти материалы должны быть в проекте изложены не только с позиции технологий
добычи нефти и газа, но и с позиции охраны окружающей среды и по рациональному ис-
пользованию природных ресурсов, а также экономических показателей для отрасли и ад-
министративного региона при совместном решении вопросов освоения всех близлежащих
залежей. При изложении характеристики нефтегазоносного района следует исходить из
нефтегазоносности аналогичных отложений в других регионах. Целесообразно в проекте
привести карту перспективности нефтегазоносности региона с указанием форм и размеров
перспективных структур. Такие карты имеются по каждому административному региону.
Например, проектировщик газового пли газонефтяного месторождения, находящегося на
севере Тюменской области, получает карту нефтегазоносност области, где указаны около
200 малых и крупных нефтегазоносных структур, часть которых разрабатывается. Такие
же карты имеются по шельфовой зоне, охватывающей территории от Мурманска до вос-
точной границы севера Тюменской области, по Прикаспийской низменности, по Орен-
бургской облает, по Восточной Сибири и т.д. Учет наличия соседних месторождений по-
зволяет повысить надежность капиталовложений в проектируемое месторождение, так как
в ряде случаев использованные при проектировантш запасы газа и нефти по рассматри-
ваемому месторождению не подтверждаются данными эксплуатации и оказываются зна-
чительно ниже принятого при проекпгровании. Примером отмеченного случая может
служить месторождение Шатлык Туркмении, где при проектировантш запасы газа были
приняты более одного триллиона кубических метров, а по данным доразведки и эксплуа-
тации месторождения оказались примерно в два раза меньше. Поэтому для полноценного
использования газотранспортных систем и других структур месторождения Шатлык была
рассмотрена возможность подключения к этой системе ресурсов соседних структур.
29
3.3. Газонефтепроводная сеть. Расстояние до существующих
нефтегазопроводов
Темпы освоения месторождения, устанавливаемые проектом, зависят от его место-
нахождения, запасов газа и нефти, наличия потребителя и в не меньшей степени от нали-
чия магистральных нефтегазопроводных систем* Возможность подключения небольших
месторождений к этой системе всегда существует. При этом немаловажную роль играет
расстояние от проектируемого месторождения до магистрального нефте- и газопровода.
Особое значение для начала разработки газовых и газоконденсатных месторождений
имеет наличие газо- и конденсатопроводов. Если для освоения нефтяных месторождений
не исключена возможность транспортировки нефти железнодорожным пли водным транс-
портом, то для газа такая возможность отсутствует. Поэтому темп освоения газовых и га-
зоконденсатных месторождений зависит не только от возможности разбуривания залежи,
от фильтрационных параметров пласта, но и, в первую очередь, от возможности транс-
портировки газа . потребителю. Для крупных газовых и газоконденсатных месторожде-
ний строительство газопроводов связано не только с прокладкой труб нужного диаметра,
но и со строительством мощных .линейных компрессорных станций. Эти и другие вопро-
сы, касающиеся транспортировки добываемого газа, должны быть увязаны в проекте с по-
31ЛЦП1 темпов отбора газа и освоения месторождения во времени. При незначительных
расстояниях до потребителя пли до ближайшего газопровода, располагающего возможно-
стью транспортировать газ нового проектируемого месторождения, основная задача реа-
лпзацшг газа сводится к обвязке промысла с существующим газопроводом. При неболь-
ших расстояниях до магистрального газопровода работы по обвязке выполняются сравни-
тельно быстро, и поэтому темп освоения месторождения практически не зависит от строи-
тельства газопровода.
В проекте должны быть изложены объемы и сроки работ, связанные с подачей газа
в газопровод, и к этим срокам должны быть привязаны объемы добываемого газа в период
нарастающей добычи газа.
3.4. Возможные потребители газа
Потребители газа при действующей системе добычи, транспорта и реалттзацпп оп-
ределяются ОАО «Газпром». В Российской Федеращш практически нет частных произво-
30
дигелей газа с собственным рынком по реализации добываемой продукции. Кроме ОАО
«Газпром», производством и реализацией газа занимаются нефтедобывающие предпри-
ятия.
Значительная часть добываемого попутного газа сжигается на факелах. Ориенти-
ровочно за год в среднем сжигается низконапорного достаточно жирного попутного газа
около 7 млрд.м3. Потери газа в системе ОАО «Газпром», несмотря на огромный объем до-
бываемого газа, ежегодно (около 560 млрд.м3) Примерно в 5 раз ниже, чем потери, связан-
ные с добычей нефти. Как правило, потребителем низконапорного попутного газа являют-
ся объекты местного значения. Потребителем добываемого газа является транспортное
подразделение ОАО «Газпром». Сохраняя самостоятельность в определенной степени,
газодобывающие предприятия свою продукцию реализуют в том объеме и в таком коли-
честве, которые устанавливаются ОАО «Газпром». В зависимости от финансово-
хозяйственного положения газодобывающие предприятия производят газ не исходя из оп-
тимальных показателей разработки, установленных проектом разработки, а столько,
сколько может реализовать ОАО «Газпром». В современных условиях, когда нет планово-
го хозяйства, в летний период добыча газа по предприятиям производится -не по имею-
щейся возможности добычи газа предприятием, а столько, сколько устанавливает «Газ-
пром».
Это связано не с желанием ОАО «Газпром» снизить уровень добычи, а с условиями
реализации газа со своевременной оплатой за поставленный газ. Оплата использованного
газа большинством стран СНГ, потребляющих российский газ, производится со значи-
тельной задержкой. Аналогичная картина имеет место по значительному числу государ-
ственных предпрпяттЕй РФ, которые не в состоянии своевременно оплатить стоимость ис-
пользованного газа. В таких случаях ОАО «Газпром» вынуждено сокращать или вовсе
прекращать поставки газа таким потребителям, что приводит к временному снижению
уровня добычи газа в целом и по отдельным газодобывающим предприятиям, в частности.
В проекте разработки проектировщик обязан предусмотреть варианты поставки
кондиционного газа и стабильного конденсата, если в составе газа не содержатся кислые и
коррозионно-активные компоненты. При наличии в газе, конденсате и нефти сероводоро-
да, меркаптанов и ртути в проекте должно быть определено качество реализуемого некон-
диционного газа и конденсата. Так практически самостоятельное предприятие ГПУ
«Оренбурггаздобыча» и подобные предприятия реализуют неочищенный от кислых и
коррозионно-активных компонентов газ и нестабильный конденсат другому самостоя-
31
тельному предприятию, подчиненному «Оренбурггазпрому», газоперерабатывающему за-
воду.
При таком способе добычи, подготовки и реализации кондиционного газа и кон-
денсата мощность газоперерабатывающего завода определяется исходя из годовых отбо-
ров по проекту разработки. Если ОАО «Газпром» снижает уровень добычи газа из таких
месторождений, то это отражается на экономйческих показателях не только газодобы-
вающего предприятия, но и на показателях газоперерабатывающего завода.
Со временем, когда уровень добычи газа из Оренбургского месторождения будет в
год ниже 18 млрд, м3, работа газодобывающего предприятия отразится и на показателях
Оренбургского гелиевого завода. Одним го существенных вопросов, рассматриваемых в
проекте, является использование газа на стадам «забрасывания» месторождения, когда из-
за низкого пластового давления газа и необходимости повышения давления от нескольких
атмосфер до 7,5 МПа разработка с подачей газа в газопровод становится нерентабельной.
На этой стадапг разработки залежи потребителем должны быть местные предприятия. Ес-
ли таковых в районе расположения месторождения нет, то в проекте должна быть преду-
смотрена возможность использования низконапорного газа для получения электроэнергии
пли же в качестве химического сырья.
32
Глава 4. ИСХОДНЫЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ
4.1. Краткие сведения о геологической и геофизической изученности
и разведке месторождения с учетом количества пробуренных
скважин и их технической характеристики
Основой проекта является геологическая характеристика месторождения. Геологи-
ческая характеристика, кроме строения месторождения, включает в себя и большое коли-
чество параметров пористой среды, насыщающих ее флюидов и их взаимодействия. К
этим параметрам относятся: стратиграфия, тектоника, литология, пористость, проницае-
мость, насыщенность, толщины пропластков, последовательность их залегания и другие.
Эти параметры определяются геологическим изучением разреза методами сейсмики, пет-
рографии, исторической геологии, палеонтологии, бурением поисковых и разведочных
скважин, отбором (сплошным) керна и его изучением в лабораторных условиях, проведе-
нием промыслово-геофизических и гидрогеологических исследований, опробованием, га-
зогидродинамическими и газоконденсатными исследованиями. Результаты этих исследо-
ваний должны быть обобщены геологами и изложены в геологической части проекта. По-
лученные этими исследованиями результаты должны дать возможность проектировщику
расчленить продуктивную толщу по пропласткам, установить последовательность залега-
ния этих пропластков по площади, выявить гидродинамическую связь между ними, опре-
делить внепгний и внутренний контуры газоносности (нефтеносности при наличии ото-
рочки), построить карты равных пористости и проницаемости, определить толщину пере-
ходных зон, подвижность фаз, остаточные насыщенности фазами, построить карты изопа-
хит и проводимостей, установить наличие и определить амплитуды тектонических нару-
шений, взаимодействие блоков через тектонические нарушения и многие другие парамет-
ры, необходимые для прогнозирования показателей разработки. Особое значение приоб-
ретает изменение большинства параметров в процессе разработки в результате изменения:
давления, истощения отдельных пропластков, изменения положения газоводяного и газо-
нефтяного контактов, дегазации нефти и воды, выпадения конденсата в пласте и многих
других факторов.
К числу геологических характеристик относятся форма структуры залежи, наклоны
пластов, тип залежи, наличие литологических окон или экранирующих пропластков, .их
распространенность, нижние и верхние пределы величин пористости, проницаемости,
33
толщин продуктивных пропластков, результаты опробования пропластков в поисковых и
разведочных скважинах.
Огромное число параметров, являющихся основополагающими для выявления
фильтрационных и емкостных свойств пористой среды, определения запасов газа, нефти,
конденсата, упругих запасов водоносного бассейна и прогнозирования показателей разра-
ботки, должно быть изучено и обобщено настолько достоверно, чтобы у оппонентов про-
екта не возникали сомнения в правильности принятых решений. Эти результаты сопрово-
ждаются (в виде приложений) фотографиями, таблицами, картами и графическими зави-
симостями. По форме представления итоговых материалов по геологической части «Про-
екты разработки» российского производства являются наихудшпми среди крупных фирм
занимающихся проектированием разработки газовых и газонефтяных месторождений.
По форме оформления проекта разработки, в частности, по геологической части
проекта в мире не существуют стандарты и поэтому проекты разработки газовых и газо-
нефтяных месторождений, выполненные различными фирмами и организациями РФ,
имеют различные объемы и формы представления.
Например, проект разработки одного in газонефтяных месторождений России ав-
стрийской фирмы состоит из 5-ти томов; фирмой British Gas представлен проект газокон-
денсатного месторождения также в нескольких томах в виде приложений, фирмой «Cono-
co» представлен проект разработки нефтяного месторождения, состоящий из нескольких
книг по свойствам коллекторов, по обустройству, по экономической эффективности раз-
работки месторождения.
Следует подчеркнуть две главные черты проектов разработки российских место-
рождений, выполненных иностранными фирмами:
1. Эти проекты, созданные полностью на результатах исследований российских
специалистов, дополняются практически ненужными повторными исследованиями образ-
цов пористой среды и насьпцаклцих ее флюидов и более качественным представлением
имеющихся материалов.
2. В этих проектах вопросы рационального использования природных ресурсов и
коэффициенты конечной газоконденсатонефтеотдачи отводятся на второй план в угоду
экономическим интересам фпрм-проектировщнков и разработчиков этих месторождентш.
Если не придавать особое значение качеству оформления, то содержание проектов
разработки газовых и газонефтяных месторождений, выполненных специалистами Рос-
сип, превосходит проекты, выполненные иностранными фирмами. О качестве проектов
иностранных фирм, не учитывающих интересы Российской Федерации с позиции рацио-
34
нального использования природных ресурсов России, проф. З.САлиевым был информи-
рован глава Российского Правительства В.С.Черномырдин.
Форма представления геологической информации о месторождения в основном
тексте проекта и в приложениях должна быть такая, которая позволит:
— оценить степень достоверности принятых в проекте исходных геолого-
промысловых данных;
— определить объемы и методы изучения тех пли иных параметров, отличающихся
малой изученностью,
— создать объективную геолого-математическую модель месторождения или его
отдельных фрагментов.
В общей форме эта информация должна быть изложена в геологической части про-
екта разработки по пунктам, содержание которых изложено ниже.
Следует подчеркнуть, что объем этой информации зависит как от числа пробурен-
ных поисковых и разведочных скважин на структуре, так и от объема проведенных иссле-
дований в этих скважинах и изучений отобранного кернового материала (при сплошном
отборе керна). Степень изученности месторождения зависит от размеров — толщины и
площади залежи и неоднородности пластов. В ряде случаев часть параметров не поддает-
ся изучению из-за низкой устойчивости пород к разрушению, проникновения в пласт бу-
рового раствора, направления трещин, не совпадающих с направлением движения флюи-
дов к забою скважин, и т.д. При изложении геологической части проекта проектировщик
обязан отметтпъ такие особенности проектируемого объекта и изложить свой выход из
трудной стпуации при отсутствии возможности получить информацию о параметрах,
трудно поддающихся определению, в данном месторождении Причем проектировщик
обязан указать, какими методами в процессах доразведки и разработки месторождения эти
параметры могут быть определены и уточнены.
Пункты, в которых должны быть изложены основные геологические характеристи-
ки месторождения, следующие:
— стратиграфия;
— тектоника;
— физико-лигологические характеристики пропластков в пределах продуктивного
горизонта: пористости, проницаемости, толщины (эффективные и общие) газо-, нефте- н
водонасыщенности пропластков и переходных зон;
— термобарические параметры пласта;
— составы: газа, конденсата и нефти;
35
— шдрогеологическая характеристика водоносного бассейна.
Данные о составе и свойствах пластовой воды, положения ГН, ГВ и НВ контактов;
— тип месторождения;
— система разработки;
— рекомендации по доразведке месторождения;
— запасы углеводородов и сот’тствующгк.т<омпонентов.
4.2. Краткая стратиграфия с указанием выявленных и перспективных
продуктивных горизонтов
Материалы о стратиграфии месторождения с указанием выявленных и перспек-
тивных продуктивных горизонтов представляются проектировщику заказчиком. Эти ма-
териалы в основном изучаются и обобщаются при подсчете запасов газа и нефти. Однако
при подсчете запасов стратиграфия залежи рассматривается как информащы, связанная с
емкостными параметрами залежи. Для проектировщика стратиграфия залежи представля-
ет интерес не только как информация о емкостных параметрах, но и в большей степени
как информацги о фильтрационных свойствах залежи, как информащы по последователь-
ности залегания продуктивных пластов, по гидродинамической связи между ними, мине-
ралогического состава пород, учитываемых при разработке рекомендаций по интенсифи-
кации притока нефти и газа к скважине, как информащы, используемая при определении
скорости бурения эксплуатационных и нагнетательных скважин, при выборе системы раз-
работки, при закачке в пласт газа, воды или полимерных растворов с целью поддержания
пластового давления, при оценке продвижения подошвенной или контурной воды по от-
дельным пропласткам и по многим другим процессам^ связанным с освоением месторож-
денты с учетом его особенностей.
Для получения информации о стратиграфии месторождения одним из основных
условий является представление стратиграфического разреза региона в целом и продук-
тивного интервала, в частности. Для полноценного представленты стратиграфтпт месторо-
жденты ниже в качестве примера приведен стратиграфтиеский разрез восточной зоны
Оренбургского месторожденты (см. рис. 1.4). Аналогично приведенному примеру и в объ-
еме не меньше этой информацйи, особенно для месторождений со сложными геологиче-
скими характеристиками, должна быть представлена стратиграфия залежи.
36
Страти-; графил Средн, вскр. мощи, м Литологи- ческая колонка Литологическая характеристика пород
Кайнозой 30 Червертичные породы
Неоген 100 Глина песчанистая известковая
Татарский ярус 100 | ' I г т( Глина с прослоями известняка
Сочновская свита 50 Глина буровато-коричневая
19 VW.VTV.W Гипс глинистый
Калшовская свита 130 „И II » ц » If «I Il “~ir •Т! ,1Г ТГ ]| у- II 1! II II Глина с прослоями доломитов
Уфимский ярус 65 • • « • • • • . Глина
65 ’ vVv VVVW V V V vv V v\ iv'VVVVVVV Ангидрит
Кунгурский ярус 800 Л-V+V+V Х’ -У- Х У vVvv Vv'/vV ЛЛ-V-A-V + +. +. "M"j+д* -U -J- -4* -t* «4» -4- Каменная соль с прослоями ангидритов
110 xxxxxx WWW Ангидрит плотный крепкий
20 +-1-1! Известняк доломитизирован.
Артинский ярус 90 V V V V V V V V1 V ASH1!1!1 . 1 I I. 1. 1*1 Ангидрит, известняк трещиноватый
Сакмарскцц^. 45 Известняк плотный
Ассельский ярус 80 Известняк светло-серый
Верхний карбон 80 III W11. Известняк кавернозный
Майкопский горизонт 80 O-X1 Wt-1- Известняк плотный
Рис. 1.4
Литолого-стратиграфический разрез восточной зоны оренбургского месторождения
37
Пример описания стратиграфии месторождения.
Оренбургское месторождение приурочено к Соль-Илецкому выступу, крупному
тектоническому элементу, расположенному в зоне сочленения Волго-Уральской антпкли-
зы с Прикаспийской впадиной и Предурапьским прогибом Фундамент в районе располо-
жения месторождения не вскрыт, так как он залегает на глубине 6000-7000 м. Фундамент
перекрывается осадочным чехлом, сложенным ордовикскими, девонскими, каменно-
угольными, пермскими и мезо-кайнозойскими образованиями.
Ордовикские отложения на рассматриваемом участке месторождения вскрыты на
глубине 2028 м. Эти отложения литологически представлены каолпнито-гидрослюдис-
тыми аргиллитами и разнозернистыми алевролитами и песчаниками, преимущественно
полевошпатово-кварцевыми.
Девонские отложения развиты участками, характеризуются развитием преимуще-
ственно известняков, нередко измененных за счет доломппгзацин.
Терригенные отложения в указанной толще встречаются в виде аргиллитов и пес-
чаников по фаменскому ярусу и бобрпковскому гортгзонту пли в виде только одних аргпл-
лтггов — радовскпй, тульский и другие гортгзонты.
Известняки в составе девонско-нпжнепермской толщи либо хемогенные, либо ор-
ганогенные Последние наиболее широко развиты в башкирских, ассельскпх и артпнскпх
разрезах. Кунгурские отложения характеризуются наличием ангидридов с прослоями из-
вестняков и доломитов по филипповскому горизонту и каменной соли по иреньскому го-
ризонту. Верхняя часть разреза, включающая верхнепермские и мезо-кайнозойские осад-
ки, представлена преимущественно терригенными отложениями — глинами, алевролита-
ми и песчаниками, содержащими прослои мергелей, известняков, а иногда ангидритов и
гипсов.
Особое внимание при проектировании разработки залежи уделяется продуктивным
пластам. По рассматриваемому объекту продуктивные пласты, выявленные по данным
геофтгзических исследований, материалам бурения и изучения кернового материала, пред-
ставлены 6-ю пропластками: четыре в артинском ярусе — Pjy, Pv-i, Pv-2, Pv-з и по одному в
сакмарском РщИ ассельском Руд ярусах.
Разбивка отложений по ярусам, в данном случае речь идет о пермских отложениях,
как правило, протгзводптся условно по каждому месторождению геологами в процессе
разведки залежи и подсчете запасов нефти и газа. В любом проекте продуктивные пласты
должны быть достаточно качественно описаны. В рассматриваемом примере описание
38
продуктивных пропластков представлено сверху вниз, т е. с пропластка Pjv, выделенного
на верхней части артинского яруса.
Пласт Рдг прослежен в сульфатно-карбонатной пачке, залегающей непосредствен-
но под артинскими ангидритами. Литологически представлен известняками, которые пе-
рекрываются и подстилаются ангидритами.
Толщина пласта 4-5 м, а иногда более Юм. Пласт включает один пли 2-3 прони-
цаемых пропластка. Толщины пропластков небольшие: от долей метра до нескольких
метров.
Эффективные толщины в целом всего пласта (суммарная толщина эффективных
пропластков) от 1,2 до 7,2 м. Пласт развит локально, в пределах небольшой зоны, приуро-
ченной к участку между куполами: Западно-Караванскпм с одной стороны и Караванским
и Южно-Караванскпм — с другой. Отмечается, кроме того, по единичным скважинам и в
районе Восточного купола (скв. 9-Р, 176)
Пласт Pv-i и два других, рассматриваемых ниже, впервые были выделены в 1992 г.
при подсчете запасов нефти по востогшой части месторождения. При генеральном
пересчете в 1995 г. указанные пласты представлялись с некоторыми уточнениями их гра-
ниц. В приведенном примере они рассматриваются в соответствии с данными об их
строении, изложенными в пересчете запасов 1995 г.
Пласт Pv-i, сложенный как и Pjv и все нижележащие, описываемые ниже, известня-
ками, развит на изучаемой территоршг повсеместно. Общая толщина пласта в основном
от 20-25 до 70-80 м. Редко (скв. 6-Р) его толщина составляет около 10 м. Проницаемые
пропластки в составе пласта представлены пластами коллекторами преимущественно по-
рового и в меньшей мере (в основном, в пределах газовых шапок залежей) — трещинно-
порового типов. Пропластки порового типа имеют толщины от 0,4-0,8 до 5-7 и более мет-
ров. Количество таких пропластков нередко достигает более 10, а иногда более 20.
Эффективные газонасыщенные толщины пласта изменяются от нескольких метров
до 30 м в своде Восточного купола, более 40 м — в своде Южно-К’араванского купола и
более 50 м — в своде Караванского.
Эффективные нефтеяасыщенные толщины в пределах южного крыла Восточного
купола изменяются от 2,2 (скв. 4р) до 19 м (скв. 356). На северном крыле эффективная
нефтенасыщенная толщина величина достигает 13,4 м (скв.631). В районе Караванских
куполов эффективные нефтенасыщенные толщины колеблются от 9 м (скв. 165) до 22,6
(скв. 156) и достигают максимальной величины 30,6 м на участке между Караванским и
Южно-Караванскпм куполами (скв. 670).
39
Трещинно-поровые коллекторы имеют толщины в основном в 1-2 м или в несколь-
ко метров. По единичным скважинам (352, 633, 639) они достигают по толщине более 10
м.
Пласт Pv-2 выделен в средней части артянского яруса. Он прослежен практически
по всей изучаемой территории. Толщины пласта те же, что и у пласта Pv-i
Толщины проницаемых пластов (поровых коллекторов) изменяются от 0,4-0,8 до
нескольких метров. По единичным скважинам (161 и др.) толщины достигают более 10 м.
Суммарные толщины пропластков-коллекторов в целом по пласту составляют 5-10 м, но
иногда достигают более 15 м (свод Восточного купола) или даже более 20 м (Караванский
купол). На крыльях куполов они обычно не более 5 м.
Эффективные нефтенасыщенные толщины поровых коллекторов изменяются от 2
м (скв.176) до 10,6 м (скв. 166) на южном крыле Восточного купола и от 6,8 м (скв 178)
до 28,2 м (48-р) в районе Караванских куполов.
Трещинно-поровые пропластки-коллекторы, как правило, небольшие (несколько
метров), а иногда они вообще отсутствуют. В единичных случаях (скв. 371, 659) толщины
этих коллекторов чуть выше 10 м.
Пласт Pv-з прослежен в нижней части артинского яруса. Общие толщины пласта от
20-30 до 90 и более метров. Проницаемые пропластки практически такие же, что и у двух
верхних: Pv-i и Ру. 2- Количество проницаемых пропластков достаточно изменчиво. Поро-
вые газонасыщенные коллекторы характеризуются толщинами до 15-20 м (в сводах выде-
ленных куполов). Нефтенасыщенные коллекторы имеют эффективные толщины от 2 м
(скв. 7) до 7,4 м (скв. 46) на южном крыле Восточного купола и в основном от 8-9 до 15 м
в районе Караванскихкуполов, где иногда достигают более 20 м (скв. 35-р, 54, 161, 167).
Толщины коллекторов трещинно-порового типа*такие, как и по пластам PV-i и Ру-2,
невысокие, за исключением единичных случаев, когда толщины указанных коллекторов
достигают 14,8 м (скв. 63) й 17,2 м (скв. 500-н).
Пласт Pvi выделен в сакмарском ярусе, начиная от подошвы так называемого сак-
марского репера и до кровли пачки плотных пород, прослеживаемых в нижней части яру-
са.
Толщина пласта до 70-90 м. Количество проницаемых пропластков-коллекторов
порового типа чаще всего небольшое (менее 10), но в отдельных случаях (например, скв
548-н) достигает 30. Местами (район скв. 631) выделяются участки отсутствия коллекто-
ров порового типа. Толщины пропластков или менее метра, или чуть более. Пропластки в
несколько метров встречаются редко. Суммарные толщины проницаемых пропластков в
40
целом по пласту могут достигать свыше 10 м или даже свыше 20 м (скв. 528, 548-н). Не-
редко указанные толщины составляют всего несколько метров (скв. 650,652).
Пласт Pvn выделен в верхней части ассельского яруса, сложен известняками, уча-
стками неравномерно доломитизированными. Толщина его составляет 30-60 м. Эффек-
тивная толщина пласта, определяемая наличием проницаемых пропластков, изменяется от
4-5 м (на крыльях структуры) до 30 И более метров (в своде). Количество проницаемых
пропластков в составе пласта также изменчиво: от 6-10 до 30.
4.3. Тектоника месторождения и ее возможное влияние на разработку
- I
Как правило,лри составлении структурных карт специалисты-геологи, кроме тек-
тоники месторождений, особое внимание уделяют наличию тектонических нарушений.
Абсолютное большинство разрабатываемых газовых и газонефтяных месторождений Рос-
сии не подвержены существенным тектоническим нарушениям. Классическим примером
месторождения с тектонгиескими нарушениями является Шебелинское газоконденсатное
и Среднеботуобинское газонефтяное месторождения. Тектонические нарушения в преде-
лах продуктивного пласта (в геологическом исчислении тектонические нарушения опере-
жают формирование единого герметичного покрытия над месторождением) оцениваются
амплитудой нарушения. В пределах месторождения амплитуды нарушения могут изме-
няться. По величине амплитуды в зависимости от толщины и однородности залежи про-
дуктивные пласты могут иметь гидродинамическую связь или быть изолированы друг от
друга по блокам (см.рис. 2.4 а, б, в). При наличии гидродинамической связи между от-
дельными блоками показатели разработки могут быть определены как для единого про-
дуктивного объекта. При отсутствии связи между блоками (такая связь может быть непо-
средственным контактированием продуктивных толщин отдельных соседних блоков или
через крупные трещинные каналы, образовавшиеся при тектонических нарушениях) раз-
работка залежи должна быть осуществлена поблочно, размещением на каждом блоке экс-
плуатационных скважин. При большом числе изолированных тектонических блоков число
скважин может быть неоправданно большим. Поэтому, при прогнозировании показателей
разработки месторождений с тектонгиескими нарушениями проектировщик обязан:
— по данным промыслово-геофизических и отчасти газогидродинамических ис-
следований установить наличие связи между тектоническими блоками;
41
Рис. 2.4
Схемы тектонических нарушений
а — с гидродинамической связью между однохарактерными пропластками; б — без
гидродинамической связи между однохарактерными пропластками; в — с полным
отсутствием связи продуктивной толщи
42
— определить амплитуды тектонического нарушения на различных участках зале-
жи;
— учесть возможность продвиженти и активность воды (нефтяной оторочки) при
разработке отдельных блоков;
— предусмотреть исследовательские работы на отдельных блоках, позволяющих
определтпь их взаимодействие в процессе разработки;
— оценить возможность и способы поддержания пластового давления в отдельных
блоках при наличгш нефтяной оторочки и коэффициенты газо- и нефтеотдачи
каждого блока.
Прн близких идентичных параметрах отдельных блоков варианты разработки газо-
нефтяного месторождения могут быть выполнены на примере нескольких наиболее ти-
пичных блоков.
Пример описания тектоники месторождения без тектонических нарушений.
Оренбургское месторождение непосредственно связано с крупнейшей структурой
осадочного чехла, именуемой Оренбургским валом, который имеет достаточно сложное
строение в связи с проявлением в его пределах и тектонических, и седиментационных
структуроформпрующпх факторов.
Простираясь с запада на восток, вал имеет протяженность более 100 км и ширину
от 10 до 20 км. Основными наиболее крупными элементами вала являются: Западный,
Центральный и Восточный куполы. Каждый из куполов по своим размерам значительно
превосходит многие локальные поднятия, расположенные в непосредственной близости
от Оренбургского вала.
Восточная часть месторождения в структурном отношении охватывает часть Орен-
бургского вала, где, кроме Восточного купола, выделяются еще три небольших купола
(Западно-Караванский, Караванский и Южно-Караванский), которые были выявлены в
последние годы, когда на востоке месторождения проводились работы по доразведке неф-
тяных оторочек месторождения.
К настоящему времени восточная часть вала, как и в целом весь вал, наиболее де-
тально изучены бурением по нижнепермским отложениям. По кровле пласта Pv-i, в част-
ности, строение описываемой террзггории представляется в следующем виде.
Восточный купол, имея наиболее высокие отметки в своей сводовой части (минус
1460-1490 м) и отделяясь от Центрального купола прогибом с отметками минус 1560-1590
м, охватывает площадь размером 18x14 км. Сводовая часть купола оконтуривается изо-
гипсой минус 1550 м. В плане имеет вид брахианшклпнальной складкп с размерами
43
8,0x5,5 км. От свода в восточном направлении прослеживается обширная периклиналь
(9,0x5,5 км), которая ограничивается изогипсой минус 1700 м (район скв. 629-а и 53-р). С
севера Восточный купол контролируется крупным флексурообразным крылом, которое
является структурным элементом, объединяющим отдельные части Оренбургского вала в
единую структуру.
В пределах северного крыла наклон паденйя*слоев достигает 10-15°. С юга к Вос-
точному куполу примыкает сравнительно широкое (3-4 км) моноклинальное крыло, где
падение слоев составляет всего лишь 1-2°. *
С востока через небольшой и неглубокий прогиб к Восточному куполу примыкает
Западно-Караванский купол: небольшая (5,5-2,5 км) брахискладка с амплитудой около 40
м. Наиболее высокая отметка в своде складки равна минус 1683,9 м (скв.54), что примерно
на 200 м ниже, чем в своде Восточного купола.
К юго-востоку от Западно-КараванскОго находится Южно-Караванский купол, ко-
торый также вырисовывается в виде брахискладки размером 6x2 км. Амплитуда складки
около 70 м. Наиболее высокая отметка в своде складки минус 1632 м (скв. 178).
Севернее расположен Караванскпйкупол. Он имеет размеры 8x6 км. Амплитуда
его чуть более 100 м. Наиболее высокая отметка (минус 1614 м) в районе скв. 174. Южно-
Караванский и Караванскпй куполы с востока контролируются флексурообразным кры-
лом, являющимся продолжением северной флексуры вала и в то же время отражением ус-
тупа Соль-Илецкого блока, обращенного в сторону Предуральского прогиба. Северная
флексура вала является отражением соответственно северного уступа блока.
Тектоно-седтЕментационная природа Оренбургского вала на сегодня ни у кого не
вызывает сомнения. Общеизвестно, что данная структура, вероятнее всего, начиная с
башктфского времени, постоянно обрастала биогермнымп постройками на фоне тектони-
ческих явлений.
По нижележащим образованиям (нижний карбон, ордовик), Оренбургскому подня-
тию также отвечает крупная структура. Об этом же свидетельствуют и данные сейсмораз-
ведки. ;
По вышезалегающим осадкам и, в частности, по кунгурским отложениям подня-
тию соответствует сложная система соляных куполов, чередующихся с прогибами (грабе-
нами) и впадинами (мульдами). В рассматриваемой восточной части поднятия отметки
куполов изменяются от плюс ГО до минус 200 м. В прогибах и впадинах отметки понижа-
ются до минус 100-1000м.
44
Участками порода микротрещиноватая, отмечены вертикальные или почти верти-
кальные трещины. Микротрещины открытые, извилистые, короткие, заполненные микро-
зернистым кальцитом, раскрытостью менее 0,001 мм. Поры (3-5%) открытые размером
0,01-2 мм и каверны типа выщелачивания (20%) размером 0,015x2,5 мм, иногда частично
или полностью заполнены сульфатами пли глинистым материалом. Часто порыприуроче-
ны к ядрам микрофитолитов. По гистограмме распределения пор по размерам видно, что
размеры радиусов пор достигают 3,5 мкм, преобладают поры в 0,5-1 мкм.
Сульфаты в породе отмечаются в виде кристаллов ангидрита и гипса. Максималь-
ное содержание сульфатов (5,36%) отмечается по пласту Pv-i (скв. 160). Их средние значе-
ния составляют: 3,46% (пласт Piv); 0,95% (пласт Py-i); 0,26% (пласт Ру-г) и 0,46%
(пласт Ру-з) Полные сведения по содержанию сульфатов могут быть приведены в тексто-
вых приложениях, если такая информация носит определяющий характер.
Нерастворимый осадок составляет 0,56-7,5%. Отмечено присутствие пирита в виде
точечных вкраплений и единичных стяжений размером до 0,08 мм и примесь терригенно-
го кварца алевритовой размерности (менее 1 %).
Цементирующая масса представлена микротонкозернпстым, разнозернистым каль-
цитом от пелитоморфной до микро- среднезернистой структуры. Органогенный детрит
(до 80%) часто представлен обломками криноидей, обрывками мшанок, брахиопод, остра-
код.
Встречены стилолитовые швы, выполненные черным битуминозным ОВ.
Доломитизация в известняках неравномерная, приурочена как к органическим ос-
таткам, так и к цементу, участками полностью замещая кальцит. Содержание доломитов
по площади увеличивается в северо-восточном направлентш. В среднем по пластам со-
держание доломитов в известняке изменяется от 8,5 до 12,6%.
4.4. Условия и сроки проводки скважин и геолого-техническое состояние
разведочных скважин ,
В проекте разработки должны быть изложены условия проводки и сроки бурения
эксплуатационных и, если имеется необходимость, то и нагнетательных скважин. Условия
проводки и продолжительность бурения скважин зависит от наличия в разрезе водонос-
ных пластов с активной водой, пропластков с аномально низким пластовым давлением,
тектонических нарушений, обусловливающих сильное поглощение бурового раствора.
45
твердых и устойчивых к разрушешпо в процессе бурения пород в разрезе и других факто-
ров. Условия проходки и сроки бурения скважин влияют на темп освоения месторождения
пли же на число буровых станков для одновременного бурения нескольких скважин и бы-
строго вывода месторождения на проектную мощность. Исходя из условий проходкп, сро-
ка бурения одной скважины и заданного заказчиком или установленного проектом темпа
освоения залежи, проектировщик определяет число станков, буровых бригад и продолжи-
тельность периода пнгенспвного разбуривания месторождения. При необходимости более
быстрого вывода месторождения на проектный уровень добычи газа и нефти и трудных
горно-геологических условиях разбуривания залежи большим числом буровых станков
экономические показатели разработки месторождения могут незначительно ухудшаться.
Эти показатели должны быть определены и показаны заказчику и сравнены с вариантом
разбуривания залежи меньшим числом станков и сравнительно низким темпом вывода
месторождения на проектную мощность. При оценке сроков бурения скважин должен
быть рассмотрен вариант освоения залежи горизонтальными скважинами и сроки бурения
горизонтальной скважины При этом в проекте должно быть показано сравнение сроков
бурения вертикальной и горизонтальной скважины, число этих скважин для обеспечения
заданного пли установленного проектом годового отбора газа или нефти из месторожде-
ния.
В проекте должно быть приведено состояние имеющихся поисково-разведочных
скважин. Особое внимание при этом должно быть уделено герметичности этих скважин,
состоянию забоя, интервалам перфорации в этих скважинах и пригодное™ их для экс-
плуатации или для наблюдения за пластовым давлением, а также возможности использо-
вания их в качестве пьезометрических скважин. Если по этим признакам имеющиеся по-
исково-разведочные скважины непригодны для перевода их в фонд предприятия, то они
должны быть ликвидированы. Вопрос об их пригодности или необходимости ликвидации
должен быть решен проектом. В ряде случаев скважины попсково-разведочного фонда
принимаются в фонд газонефтедобывающего предприятия после проведения определен-
ных ремонтно-профилактических работ. Если эти работы не заканчиваются с достижени-
ем поставленной цели, то скважины ликвидируются.
46
4.5. Результаты опробования и исследования скважин, данные о притоке
флюидов и устойчивости призабойных зон
При изучении геологической характеристики месторождения его продуктивность
устанавливается не по результатам геофизических исследований и определения емкост-
ных и фильтрационных параметров залежи, а путем опробования скважин. Опробование
поисковых и разведочных скважин осуществляется испытателями на кабеле (это менее
достоверный и менее информативный способ) и на трубах. Опробование отдельных ин-
тервалов продуктивного разреза испытателем на трубах позволяет не только подтвердаггь
наличие газа, нефти или воды на испытуемом интервале, но и получить качественную
оценочную величину коэффициента продуктивности Такие данные весьма полезны для
подсчета запасов газа и нефти, но они не могут быть приняты для определения продук-
тивности проектных скважин. Поэтому проектировщик должен не только ориентировать-
ся на результаты опробования отдельных небольших интервалов, а щучить состояние ка-
чественных газогидродинамических исследований имеющихся скважин. При этом необ-
ходимо особое внимание уделять на общую, эффективную и вскрытую толщину иссле-
дуемой скважины, определить интервалы, охваченные перфорацией, но являющиеся
сильно заглинизированными и менее продуктивными. Эти сведения проектировщик дол-
жен использовать при обосновантш продуктивности проектных эксплуатационных и на-
гнетательных скважин.
Результаты стандартных газогидродпнамтиескпх исследований скважин при
стационарных и нестационарных режимах фильтрации должны быть проверены, а при
необходимости и переработаны. По этим результатам должны быть установлены коэффи-
циенты продуктивности, фильтрационного сопротивления и технологические режимы
эксплуатации скважин.
Параметры, определенные по результатам исследований, должны быть сопоставле-
ны с результатами геофизических исследований и лабораторных изучений керна. По этим
результатам должна быть предварительно установлена устойчивость коллекторов к раз-
рушению. Причем возможность разрушения призабойной зоны должна быть увязана с
геологическим разрезом продуктивной зоны, возрастом вскрываемых пород и минерало-
гическим составом этих пород.
К материалам опробования и исследования разведочных скважин (если проекти-
ровщик составляет «Технологическую схему разработки залежи») следует отностпся кри-
тически с позицш! возможного подтягивания конуса воды (нефти) в результате создания
47
максимальной депрессшт на пласт при освоении скважин, ухудшения проницаемости при-
забойной зоны в результате деформации пород вблизи скважины, загрязнения призабой-
ной зоны при вскрытии пласта и т.д.
При составлена проекта разработки проектировщик обязан использовать как ре-
зультаты исследования разведочных скважин, так и эксплуатационных, пробуренных со-
гласно рекомендациям «Технологической схемы разработки месторождения». Причем
« *
при составлении проекта разработки на базе данных опытно-промышленной эксплуатации
месторождения в основу проекта должны быть заложены данные, полученные при иссле-
довании эксплуатационных скважин.
Технология исследований этих скважин и методика обработки полученных резуль-
татов должны быть рекомендованы проектировщиком. Совокупность материалов по оп-
робованию отдельных интервалов должна быть представлена в виде таблиц с привязкой к
конкретному пропластку или интервалу, параметры которого определены геофизическими
исследованиями и лабораторным изучением керна. Контроль качества проведенных ис-
следований должен быть осуществлен с помощью стабилизации давления и дебита при
работе скважины после ее пуска, полнотой восстановления давления, изохронностью про-
цесса исследования на каждом режиме, учётом влияния депрессии на пласт, на физиче-
ские свойства пористой среды, газа, нефти и воды. Следует обратить особое внимание на
возможность образования гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважины, на
возможность накопления жидкости на забое при небольших дебитах и неподходящих кон-
струкций скважин или выноса жидкости при сравнительно больших дебигах и т.д. Без
учета перечисленных и других факторов получаемая по данным исследования информа-
ция может оказаться недостоверной, и использование ее при проектировании может при-
весит к ошибкам в величинах прогнозирования показателей.
4.6. Краткая физико-литологическая характеристика продуктивных
горизонтов, данные о распределении коэффициентов пористости,
проницаемости, газоиефтеводоиасыщениости по разрезу и по площади
месторождения. Общие и эффективные толщины
газоиефтеводонасыщеииых пластов
Литологическая характеристика месторождения и минералогические составы по-
род для проектировщика важны для оценки разбуриваемости пород, а следовательно, и
48
продолжительности бурения скважин одним буровым станком, для оценки возможной
гидродинамической связи между пропластками; для разработки рекомендаций по интен-
сификации притока газа и нефти к скважине; для определения влияния взаимодействия
пород и флюидов в процессе вскрыли пласта, продвижения в залежь воды, образования
конусов нефти и воды, для оценки влиянти закачиваемой в пласт воды или полимерных
растворов на емкостные и фильтрационные свойства. Влияние литологического состава
пород на показатели бурения, интенсификации притока, эксплуатации и разработки пока-
зывает на важность информации о литолопш месторождения. Поэтому проектировщик
должен быть знаком не только с лтггологической характеристикой разреза (в особенности
в пределах продуктивного интервала), но и с влиянием литолоплг на перечисленные вы-
ше процессы. В проекте должны быть предусмотрены мероприятия, позволяющие пре-
дотвратить отрицательные эффекты, связанные с контактом пород с буровым раствором,
образованием конусов нефти (при наличии оторочки) и воды, закачкой в пласт кислот, во-
ды, водных растворов полимеров й т.д.
Эти процессы достаточно глубоко изучены специалистами по физике пласта, и по-
лученные ими результаты’ взаимодействия различных пород-коллекторов и флюидов
должны быть учтены при прогнозировании показателей разработки. Эти результаты очень
важны при геолого-математическом моделпрованшт разработки газовых, газоконденсат-
ных и газонефтяных месторождений или их фрагментов.
В действующих проектах, как правило, литологическая характеристика залежи из-
лагается поверхностно, без каких либо оценок влияния взаимодействия пород н флюидов
на бурение скважин, на разработку месторождения и на эксплуатацию скважин. При из-
ложении литологической характеристики залежи проектировщик обязан дополнять текст
рисунком и табличным материалом, указывающим на составы пород, их возраст, толщину
по имеющимся скважинам и т.д. Эти данные позволят проектировщику оценить степень
активности вторжения в залежь воды, размеров двухфазных зон, величину капиллярного
давления и другие параметры, используемые" в качестве исходных данных при проектиро-
вании. Данные литологии и степень насыщения отдельных пород нефтью, водой, буровым
и полимерным растворами необходимы при определении распределения температуры газа
н нефти по стволу скважины, возможности гидратообразования и солеотложения и т.д.
Требования к лигологической характеристике залежи стали более значимыми с
применением численных методов прогнозирования показателей разработки газовых и га-
зонефтяных месторождений.
49
4.6.1. Данные о пористости продуктивного разреза
Пористость коллекторов относится к наиболее важным параметрам залежи, от ве-
личины которой зависят запасы газа и нефти. Пористость коллекторов определяется мето-
дами промысловой геофизики, лабораторным изучением образцов породы, а также ориен-
тировочно газогпдродинампческпми методами исследования скважин при нестационар-
ных режимах. В основу подсчета запасов, как правило, закладывается пористость, опреде-
ленная геофизическими методами Величина пористости не является основанием для при-
нятпя высокопорпстых коллекторов высокопроницаемыми и, следовательно, высокопро-
дуктивными. Четкой аналитической зависимости между коэффициентами пористости и
проницаемости не установлено. Поэтому специалисты по подсчету запасов не включают в
подсчет запасов газа и нефти высокопористые, но нггзкопронпцаемые глины, алевролиты,
аргиллиты и т.д. При изложении материалов по пористости пропластков в пределах про-
дуктивной толщи необходимо привести послойное распространение по площади пропла-
стков с указанием величины коэффициента пористости. Причем значения пористости
должны быть представлены двумя столбиками. значения, полученные по геофизике, и
значения, определенные лабораторным изучением керна. Далее в тексте эти значения
должны быть сопоставлены, и в зависимости от достоверности полученных значений по-
ристости указанными выше методами должны быть приняты пористости, используемые
при подсчете запасов нефти и газа и при прогнозировании показателей разработки. При-
нятые проектировщиком значения пористости должны быть убедительными как по мето-
дике их определения, так и по косвенным признакам. Величина пористости очень сильно
влияет на величину запасов газа и нефти п, следовательно, на показатели разработки.
Поэтому проектировщик обязан привести в тексте проекта не только те значения
пористости, которые были приняты специалистами по подсчету запасов, а все значения,
определенные в пределах продуктивного интервала. В разделе 9 по подсчету запасов газа
н нефти будет показано, насколько важно для моделирования месторождения значение
пористости по всему разрезу в пределах продуктивного интервала, независимо от абсо-
лютной величины коэффициента пористости.
Следует подчеркнуть, что до начала применения численных методов для подсчета
запасов газа и нефти и прогнозирования показателей разработки газовых и газонефтяных
месторождений практически не было необходимости в информации о пористости всего
интервала До применения численных методов, как правило, специалисты-геологи сами
50
принимали нижний предел пористости пород, включаемых в подсчет запасов нефти и газа
с последующей защитой своих позиций в Государственной комиссии по запасам (ГКЗ)
Однако такое произвольное включение или исключение отдельных пропластков в подсчет
запасов приводит! к неоднократному пересчету запасов и корректировке проектов^ со-
ставленных на базе этих запасов.
Поэтому одним из основных требований к проектировщику и проекту разработки
является необходимость представления всего материала по пористости продуктивного
разреза, независимо от ее величины.
Для создания геолого-математической адаптирующейся модели месторождения в
проекте должны быть представлены карты равных пористостей по площади и по каждому
пропластку. Если таковые невозможно представить из-за ограниченного числа скважин,
то необходимо по каждой имеющейся скважине представить такой материал в виде таб-
лиц, привязанных значений пористости, глубины залегания и толщины пропластков. Это
позволит на первой стадии проектирования использовать модели отдельных фрагментов
залежи. Для проектировщика, в особенности при прогнозировании показателей разработ-
ки численным методом, представляют большой интерес не только карты равных пористо-
стей по пропласткам и по площади, но и карты «mh». Такие карты строятся при подсчете
запасов газа и нефти. Кроме того, часто составляются карты эффективных газо- или неф-
тенасыщенных пород, включающие в себя пористость «т», эффективную толщину «h,» и
насыщенность пород газом, нефтью и водой «а,», т е. «ш h, а,».
При представленшг материалов по пористости целесообразно, в зависимости от
распространения того пли иного пропластка по площади, структуру месторождения ус-
ловно разбить на участки с характерным сравнительно постоянным значением пористости
в пределах данного участка по данному пропластку. Такие данные позволяют в проекте
установгпъ продуктивность скважин на отдельных участках залежи и определить добыв-
ные возможности этих участков.
4.6.2. Данные о проницаемости продуктивного разреза
Одним из основных фильтрационных параметров пористой среды является прони-
цаемость Значение проницаемости определяется геофизическим и газогидродинамиче-
ским исследованиями скважин и лабораторным изучением кернового материала. Для од-
нофазнонасыщенных сред используют абсолютное значение проницаемости по данной
51
фазе. При наличии двух и более фаз при прогнозировании производительности скважин:
показателей разработки должны быть использованы фазовые проницаемости порог
Обычно при прогнозных расчетах используют относительные фазовые проницаемост
пород, зависящие от насыщенности пор фазами.
При приближенном методе прогнозирования показателей разработки в чистом вид
проницаемость используется только при оценке продвижения воды в газовую залежь :
приемистости нагнетательных скважин. В традиционном объемном методе подсчета зап;
сов газа и нефти коэффициент проницаемости не используется. Значения проницаемости
геологических материалах приводятся как ориентир для оценки производительност
скважин в тех частях залежи, где не пробурены скважины. Величина проницаемости, от
ределенная по данным геофизических исследований, является ориентировочной и связан
с проникновением бурового раствора в пласт. Основным источником определения срат
нигельно точного значения проницаемости являются газогидродинамические методы ис
следования скважин. Для оценки достоверности представленных значений проницаемост
, г
проектировщик должен знать точность определения проницаемости при стационарных
нестационарных режимах фильтрации.
Необходимо при прогнозировании показателей разработки исходить из того, чт
если проницаемость определена по данным исследования при стационарных режима
фильтрата!, то она методически осреднена в объеме от Rc до RK и толщине h. Если ж
проницаемость определена по результатам исследования при нестационарных режимах, т
она осреднена методически по объему, охватывающему зону в радиусе от некоторого 1
(несколько метров отдаленного от стенки ствола) до RK и в пределах толщины пласта 1
Если сравнить между собой результаты определения проницаемости при стационарном:
нестационарном режимах фильтрации, то они всегда будут разными. Поэтому следует ис
ходить из того, что для проведения работ по интенсификации притока в проекте нужн
пользоваться проницаемостью, определенной по результатам стационарных исследов;
ний, а для оценки продвижения воды в залежь — результатами определения проницаемо
сти при нестационарных режимах фильтрации.
Для численных методов прогнозирования показателей разработки необходим!
проницаемости по каждому пропластку в пределах распространения этого пропластка п
площади залежи. В лучшем случае отечественные проектировщики получают информ;
цию о проницаемости, определенной изучением кернового материала по отдельным ра;
ведочным скважинам в пределах продуктивного разреза.
52
При пользовании такими данными проектировщик обязан обратить внимание на
два фактора:
1. Влияние снижения давления от пластового до атмосферного (обычно образцы
пород изучаются при низких давлениях) на величину проницаемости. При этом следует
помнить, что обжим образца и создание для образца искусственно пластовых условий не
исключают остаточную деформацию образца, и определяемая проницаемость может ока-
заться не такой, какая она была до отбора керна.
2. Если коллектор является трещинно-пористой средой, то изучаемый образец мо-
жет оказаться как проницаемым, так и непроницаемым в случае несовпадения направле-
ний трещин и потока газа или жидкости, пропускаемых через образец в лабораторных ус-
ловиях. Последний зависти? от направления изготовления образца.
Одним из главных вопросов геологического материала, используемого при проек-
тировании, является степень изученности продуктивного разреза по величине вертикаль-
ной проницаемости, т е. на предмет анизотропии пласта. От величины параметра анизо-
тропии,т.е. от величины отношения вертикальной проницаемости к горизонтальной, за-
висят показатели равномерного или неравномерного истощения отдельных пропластков,
подъем газоводяного, газонефтяного и водонефтяного контактов на месторождениях мас-
сивного Tima. Различные степени истощения отдельных пропластков предопределяют ха-
рактер работы установок по подготовке газа и нефти и сроки ввода ДКС.
Как правило, проектировщик в России получает весьма ограниченную информа-
цию о вертикальной проницаемости, что связано прежде всего с существующим регла-
ментом ОАО «Газпром» на исходные данные, представляемые проектировщику, и отсут-
ствием соответствующих Знаний у специалистов, подготавливающих подсчет запасов газа
и нефти и исходные данные для проектирования.
В данном «Руководстве», приведена газогидродинамическая методика определе-
ния вертикальной проницаемости пласта. Основным недостатком этого метода является,
то, что она позволяет определить осредненную по толщине пласта вертикальную прони-
цаемость. Для качественного прогнозирования показателей разработки многослойных, не-
однородных анизотропных пластов численным методом необходимы параметры анизо-
тропии по каждому пропластку.
Таким образом, заблаговременно можно оценить достоверность прогнозных пока-
зателей, определенных даже точным численным методом, если проектировщик не распо-
лагал Относительными фазовыми проницаёмостями каждого пропластка, вертикальной
53
проницаемостью каждого пропластка, влияние изменения давления на проницаемост
пропластков и т.д.
Следует подчеркнуть, что в фирмах, занимающихся подготовкой месторождения:
разработке, определение вертикальной и фазовых проницаемостей является обязательны
условием, каковым пользовался один из авторов данной работы при проектировании ме
сторожденпй Герма hi лк Болгарии и т.д.
Проекпфовщик в Российской Федерации, как правило, получает карту равны
проницаемостей в пределах толщины h, определенных в основном методами промысле
вой геофизики с отдельными точечными значениями проницаемости, полученными по ис
следованию скважин и по изучению кернового материала.
Применение при проектировании разработки современных вычислительных маши
и оргтехники позволяет при наличии соответствующих величин проницаемости построит
карты равных проницаемостей по толщине (точнее по глубине) и по площади залежи. Эт
карты являются необходимыми для прогнозирования основных показателей разработки,
которым относятся производительности нефтяных и газовых скважин, расположенных н
участках с различными проницаемостямп, толщинами пропластков и газонефтеводонг
сыщенностями.
При изложении текста проекта, посвященного проницаемости пропластков п
толщине и по площади, необходимы карты равных проницаемостей по отдельным пачкаь
пропласткам и перемычкам, если таковые имеются. Необходимы сравнительные таблиц]
величин проницаемостей, определенных различными методами, и оценки достоверност
этих величин. Необходимы значения вертикальных проницаемостей по отдельным пре
пласткам, определенные по данным исследования образцов породы и скважин, располс
женных на разных участках залежи.
Если проектировщик не располагает информацией о фазовых проницаемостях oi
дельных пропластков и участков, то он обязан:
— требовать выполнение такой работы за сравнительно короткий срок. В ряде слу
чаев работы по определению фазовых проницаемостей практически невыполнимы в лабе
раторных условиях из-за неустойчивости нефтегазосодержащих пород;
— использовать известную в литературных источниках информацию по фазовьп
проницаемостям близких к проекпфуемому месторождению по свойствам пород, по ня
сыщающпм флюидам, по термобарическим параметрам пласта и т.д.
— прогнозировать показатели разработки проекпфуемого месторождения для раз
личных значений фазовых проницаемостей и параметров анпзотрошш.
54
4.6.3. Данные о газонефтеводонасыщенности продуктивного разреза
Газонефтеводонасыщенность газовых и газонефтяных месторождений, как прави-
ло, в действующих проектах излагается с позиции подсчета запасов газа и нефти залежи.
Отмечаются значения остаточных газо-, нефте- и водонасыщенностей. Не рассматривает-
ся порог подвижности фаз и влияние насыщенности пор газом, нефтью пли водой на фа-
зовые проницаемости до достижения насыщения, необходимого для порога подвижности.
В действующих проектах практически отсутствует понятие о переходной зоне.
В этих проектах считается, что в зонах контактов газ-вода, газ-нефть и нефть-вода
насыщенность пористой среды переходит из одной фазы в другую настолько резко, что
отсутствует зона, в которой обе фазы подвижны. При прогнозировантпг показателей раз-
работки приближенными методами допускается, что вода вторгается в газовую залежь по
принципу поршневого движения и не прогнозируется изменение газоводонасыщенности
по фронту продвижения воды как показатель разработки, имеющий существенное значе-
ние.
Насыщенности пор нефтью, газом и водой определяются по данным геофизических
исследований и изучением кернового материала, отобранного из продуктивного интерва-
ла. Достоверность определения насыщенности пор нефтью, газом или водой с использо-
ванием радиоактивных методов достаточно высокая, однако она не применима для оценки
насыщенности пористой среды, если отсутствует скважина. Таким условием, представ-
ляющим большой практический интерес, характеризуется продвижение контурной воды в
залежь, степень насыщения газовой залежи по фронту продвижения воды.
Отнесение газонефтеводонасыщенности пор к чисто емкостным параметрам, пред-
ставляющим интерес только для подсчета запасов газа и нефти, является глубоко ошибоч-
ным. Степень насыщения пор газом, нефтью и водой и его изменение по толщине, по 3
площади залежи и во времени является основополагающим показателем, от которого за-
висят производительность скважин по газу и нефти, добывные возможности скважин или
отдельных участков залежи, устойчивость работы скважин и т.д.
Насыщенность пор фазами зависит от фильтрационных свойств пористой среды, в
частности, от размеров поровых каналов, от взаимодействия пористой среды с флюидами
и поверхностного натяжения флюидов. Фильтрационные свойства пористой среды предо-
пределяют размеры двухфазных зон, величин капиллярных сил и подвижность фаз.
Имеющаяся связь между проницаемостью и насыщенностью позволяет определить разме-
55
ры двухфазных зон и обосновать необходимость вскрыли пласта скважиной для добыч?
нефти и газа.
Как правило, в проектах значения насыщенности пор газом, нефтью и водой пред-
ставляются в виде таблиц, привязанных к глубине залегания и к отдельным интервала»
(пропласткам). В процессе разработки насыщенность газом, нефтью или водой определя-
ется периодически путем проведения специальных исследований с целью контроля з?
продвижением контактов газ-вода, газ-нефть и нефть-вода. Интенсивность подъема кон-
тактов позволяет прогнозировать изменением дебитов нефти и газа во времени.
4.6.4. Общие и эффективные толщины газонефтеводонасыщенных пластов
Толщины отдельных пропластков в пределах продуктивного разреза и водоносной
бассейна в одинаковой степени важны при определении емкостных параметров и фильт-
рационных свойств пласта. От величины толщин, имеющих различные пористости, про
нпцаемости и газонефтеводонасыщенности, зависят запасы газа, нефти, упругие залась
водоносного бассейна, дебиты скважин, приемистость пласта, опасность обводнения и за-
газовывания нефтяных оторочек, коэффициенты продуктивности и фильтрационного со-
противления и т.д. Толщина пласта в целом и отдельных пропластков, в частности, опре-
деляется только методами промысловой геофизики и отчасти путем сплошного отбор?
керна в пределах продуктивного пласта.
В проектах разработки для качественного прогнозирования показателей разработки
должны быть приведены толщины: всего продуктивного разреза, отдельных пропластког
многослойной, неоднородной залежи, отличающихся коэффициентами пористости, про-
ницаемости и насыщенности газом, нефтью и водой, непроницаемых и слабопроницаемых
перемычек, двухфазных зон, заглинизированных прослоев. Кроме того, должны быть вы-
делены так называемые эффективные толщины, которые представляют собой коллектор
для запасов газа и нефти и объект, обеспечивающий приток газа нефти и воды к сква-
жине. Ошибочным является представление о низкопористых и низкопроницаемых толщи-
нах как пустых, не участвующих в подсчете запасов залежи и в процессах фильтрации
объектов. Такие пропластки, в особенности на газовых и газоконденсатных месторожде-
ниях, представляют собой поставщиков газа на поздней стадии разработки залежи, когда
разница в давлениях высоко- и низкопроницаемых пропластков достигает нескольких ме-
56
гапаскаль. Такие пропластки могут являться экраном для продвижения подошвенной воды
в газовую залежь
Как правило, в геологических материалах проекта приводятся значения общей и
эффективной толщин. При этом под эффективной толщиной понимаются толщины,
имеющие сравнительно высокие проницаемости. Так, например, практически на всех га-
зовых месторождениях севера Тюменской области, приуроченных к сеноманским отложе-
ниям, эффективная толщина примерно на 30% меньше общей газоносной толщины этих
месторождений. При этом указанные 30% толщин принято считать как пропластки с
большой заглиннзированностью, хотя ни в одном проекте не отмечено, что эти пропласт-
ки являются экранирующими и потому темпы падения давления над и под этими пропла-
стками отличаются. В проекте должно быть приведено изменение толщины, а точнее эф-
фективной толщины пласта по площади структуры. Такие данные могут и должны быть
представлены в виде карт равных мощностей пласта. Эти данные должны быть заложены
в основу расчетов производительности нефтяных и газовых проектных эксплуатационных
и нагнетательных скважин. Естественно, что чем меньше толщина (при постоянной про-
ницаемости пласта и заданной величине депрессии на пласт), тем ниже производитель-
ность вертикальных скважин. Такие скважины обычно вскрывают как высоко- так и низ-
копроницаемые пропластки.
Однако, если в проекте предусмотрено использование горизонтальных скважин, то
в проекте должны быть обоснованы, как минимум, два основных решения проектанта:
1. Какой пропласток должен быть вскрыт горизонтальным стволом или каким дол-
жен быть профиль ствола, чтобы вскрывать по желаемой длине отдельные пропластки
многослойной залежи.
2. Как медленно или интенсивно будет снижаться дебит горизонтальной скважины,
вскрывшей маломощный хорошо проницаемый пропласток, если выше- и нижележащие
пропластки затрудняют поступление к забою скважины газа или нефти из других сравни-
тельно хорошо проницаемых пропластков.
При изложении материалов, касающихся толщины отдельных пропластков, пере-
ходных зон, толщин, вскрываемых эксплуатационными скважинами, следует к тексту
приложить карты изопахит. Число таких карт по залежи зависит от этажа газоносности. В
частности, по Карачаганакскому газоконденсатному месторождению приложено четыре
карты, отличающиеся изменением содержания конденсата в газе в зависимости от глуби-
ны этажа газоносности. Эти карты могут быть успешно использованы при создании гео-
лого-математической модели месторождения, что и было сделано фирмой ВР.
57
Существенное значение с точки зрения взаимодействия пропластков и отдельны
блоков при наличии тектонических нарушений имеют величины толщин отдельных высс
ко- и нпзкопроницаемых пропластков и общая толщина продуктивного разреза для cpai
нения ее с ампшггудой тектошиеского нарушения.
4.7. Пластовое давление и температура
«ъ
Термобарическпе параметры пласта, т.е. пластовое давление и температура, явл$
ются показателями, практически предопределяющими процессы добычи, промыслово
подготовки и транспорта нефти и газа. От величин пластового давления и температур!
зависят составы газа, содержание конденсата в газе, физические и теплофизические сво?
ства газа, нефти, конденсата и воды, взаиморастворпмость фаз и т.д. При выборе спосс
бов разработки залежи и подготовки добываемой продукции на промысле необходим
оценить соответствие имеющегося значения пластового давления, а также температур]
глубине залегания залежи. В проекте должно быть указано шмеценпе давления по площ<
ди и по глубине. Величина начального пластового давления является основной для по;
счета запасов газа и должна быть определена с использованием глубинных приборов. Be
личину пластовой температуры, как правило, определяют максимальным термометро:
пли при проведении геофизических работ в процессе вскрытия продуктивного пласта. П
известным величинам начального пластового давления и пластовой температуры должн
быть установлена насыщенность или недонасыщенность газоконденсатной смеси пл
нефти нефтяной оторочки.
4.8. Составы газа, конденсата и нефти с указанием содержания
сопутствующих компонентов (сероводорода, гелия и т.д.).
Для газоконденсатных месторождений — изотермы конденсации,
фазовое состояние смеси. Групповой и фракционный составы
конденсата и нефти.
Детальная информация о газоконденсатной характеристике месторождения, отчас
ти прогнозируемая проектировщиком, изложена в разделе 6. Составы газа, конденсата
нефти необходимы для: обеспечения надежной эксплуатации скважин, определения спс
58
соба промысловой подготовки, транспорта, извлечения сопутствующих компонентов и
направления потребления добываемой продукции. В материалах по составам газа, конден-
сата и нефти должны быть представлены таблицы с указанием объемного (мольного) или
массового содержания компонентов газа, группового и фракционного составов конденса-
та, нашгчия в газе и конденсате меркаптанов, коррозионно-агрессивных компонентов,
должны быть показаны изменения компонентного состава газа и конденсата по толшцне и
по площади месторождения. В материалах по составам должны быть указаны возмож-
ность смешивания газов и конденсатов отдельных эксплуатационных объектов или зале-
жей, близость физико-химических составов и свойств в этих объектах.
Должно быть определено влагосодержание газа и характер его изменения от давле-
ния. В этих же материалах должны быть указаны плотности газа и конденсата при пласто-
вых и стандартных условиях, относительная плотность газа, коэффициент усадки конден-
сата и т.д.
При изучении состава добываемой нефти из оторочки необходимо установить: на-
личие в составе нефти нафтеновых, ароматических и парафиновых углеводородов, усло-
вие отложенти парафинов, плотность нефти в пластовых и стандартных условиях, вяз-
кость нефти в тех же условиях, изменение плотности и вязкости нефти в пластовых усло-
виях при снижении давления, объемный коэффициент нефти, газовый фактор и раство-
римость газа в нефти, давление насыщения и другие параметры нефти. Методы определе-
ния этих параметров приведены в разделе 5.
Для прогнозных расчетов проектировщику должны быть представлены фазовая
диаграмма газоконденсатной смеси, изотермы конденсации, определенные в соответствии
с требованиями ВНИИГаза, или, если нет возможности для качественных промысловых
газоконденсатных исследований, то графическим способом согласно разделу 6.3.5. В ма-
териалах по составам и свойствам газа, конденсата и нефти должны быть определены дав-
ления насыщения газа тяжелыми компонентами (С5+), давление начала конденсации, дав-
ления максимальной конденсации при пластовой температуре и температуре сепарации
газа на установках НТС. Проектировщику должны быть представлены материалы по по-
терям конденсата в пласте при разработке залежи на истощение и выход конденсата в
процессе разработки. Способ определения эпк показателей должен быть дифференци-
альным. В проекте должны быть изложены условия отбора проб газа, конденсата и нефти,
т е. давление и температура отбора проб, пригодность сосудов для отбора и хранения
проб, созданная депрессия на пласт при том режиме работы скважины, при котором про-
изводился отбор проб, условия подъема жидких компонентов к устью и другие парамет-
59
ры, связанные с отбором проб. Особое значение придается глубинным пробам нефти с ]
пользованием специальных глубинных пробоотборников. Если условие отбора проб, 1
тоды их отбора, сосуды для отбора и хранения проб и методы изучения проб вызываю'
проектировщика сомнения, точнее, если перечисленные выше параметры и методы не i
ответствуют требованиям, предъявленным к исходным данным по составам и свойств
газа, конденсата и нефти,-то проектировщик вправе потребовать от заказчика проводт
г, •
эти исследования снова, в соответствтш с требованиями проектировщика. Прилагаемы!
этому пункту материалы, кроме табличных данных, должны быть дополнены зависиь
стями: фазовой диаграммой, выходом и потерей конденсата при Т=Тпл, изотермами к<
денсаций, изменением рн, Цн от давления при Т=ТПЛ и другими графическими материал
ми.
4.9. Гидрогеологическая характеристика и режим залежи. Данные о составе
и свойствах пластовой воды, границы водоносного бассейна. Положение
газоводяногд (газонефтяного и водоиефтяного при наличии нефтяной
оторочки) контакта
Гидрогеологическая характеристика месторождения в совокупности с характе]
стикой газо- и нефтенасыщенных зон позволяет установить тип залежи, оценить ожид
мый режим залежи, упругие запасы водоносной области, т.е. активность водоносного б
сейна в процессе разработки; оценить запасы растворенного газа в воде; достоверно ет
делировать месторождение и учесть другие, вшгяющие на способ разработки месторож,
ния параметры.
В проекте разработки должны быть приведены данные о геометрической форм<
размерах водоносного бассейна, емкостные и фильтрационные параметры, давление в 1
доносной зоне, состав и свойства воды в бассейне. При этом основное внимание долж
быть обращено на минерализацию и на кислотность воды, на состав растворенных соле!
на условие отложения солей при изменении гидротермобарических параметров, на нас
щенность воды газом, на состав растворенного газа, на наличие коррозионно-актпвн
органических кислот в составе воды. Свойства воды (плотность, вязкость, объемный I
эффициент и другие параметры) должны быть представлены в зависимости от давлениз
при пластовых, и при стандартных условиях. В проекте должна быть представлена ка{
водоносного бассейна с указанием внешней границы (или внутренней и внешней гранит
60
если месторождение пластового типа). Должны быть материалы о толщине водоносного
бассейна и ее изменения в пределах бассейна, указано, каким является внешний контур:
замкнутым или с возможностью питания извне.
Должны быть материалы о положентпт контакта газ-вода или- газ-нефть и нефть-
вода при наличии нефтяной оторочки. Положение контакта должно быть подтверждено
материалами геофизических исследований и опробований попнтервально. При опреде-
ленных условиях положение ГВК или ГНК может быть дополнительно подтверждено н
газогидродинамическими исследованиями. В зависимости от пористости и проницаемости
пород в зоне контактов должны быть оценены толщины переходных зон газ-вода пли газ-
нефть. Если контакт имеет не горизонтальную форму .или несколько значений отдельно
по каждому эксплуатационному объекту или по каждому тектоническому блоку, то долж-
ны быть подтверждены положения контакта соответствующими измерениями и сравне-
ниями с учетом свойств пористой среды и амплитуд тектонических нарушений. Сущест-
венное значение при определении контактов имеет состав пластовой воды. Сравнение это-
го состава с составами вод из вышележащих горизонтов позволяет исключить возможные
ошибки при обосновании глубины залегания контакта.
Очень важным является точное определение начального положения газоводяного
(газонефтяного) контакта для дальнейшего контроля за его подъемом в процессе разра-
ботки. Процесс обводнения залежи прослеживается по комплексу признаков, подтвер-
ждающих подвижность контакта, в частности, путем наблюдения за уровнем воды в пье-
зометрических скважинах, вскрывших только водоносную часть залежи, измерения сте-
пени минерализации воды, добываемой эксплуатационными скважинами вместе с газом
или нефтью, характером изменения пластовых давлений в газоносной и водоносной зонах,
а также путем газогидродинамических расчетов на базе имеющихся параметров пористой
среды и флюидов. j
Примером, выполненным на высоком уровне, могут служить материалы по гидро-
геологическим особенностям месторождения — соответствуюпцш раздел «Проекта до-
разработки Оренбургского месторождения», выполненный Волго-УралНИПИГазом. Для
правильной ориентации при проектировании по гидрогеологической характеристике за-
лежи ниже в сокращенном виде приведен пример Оренбургского месторождения из
«Комплексного проекта» Волго-УралНИПИГаза.
В геологическом разрезе района Оренбургского месторождения выделяются два
гидрогеологических этажа, разобщенные региональным экраном кунгурских соленосных
отложений.
61
Верхний — над солевой гидрогеологический этаж включает следующие вод он
ные комплексы: четвертичных отложений; плиоценовый; палеоген-миоценовый, юра
меловой, триасовый и верхнепермский.
Региональный экран соленосных отложений иреньского горизонта кунгурск»
яруса нижней перми содержит линзы рассолов спорадического распространения.
В нижнем — подсолевом гидрогеологическом этаже выделены: водоносный го]
зонт «плойчатых доломитов» филипповского горизонта кунгура, водоносные комплек
московско-артпнский и впзейско-башкпрсклй, воды довизейских отложений.
Водоносный комплекс четвертичных отложешп“1 распространен широко. Он П]
урочен к аллювиальным, делювиальным и пролювиальным образованиям. Водонос
песчано-гравийно-галечниковые породы толщиной 4-16 м в долинах крупных рек Ур
Сакмара. Подземные воды безнапорные. Глубина пхзалеганги — от 1-3 м в пойме до
20 м на надпойменных террасах. В пойме дебиты скважин — до 25-58 л/с при понижен
уровня воды до 7-10 м, коэффициент фильтрации 5-757 м3/сут, коэффициент водопро:
димости 80-3619 м2/сут. На первой и второй надпойменных террасах дебиты скважин
от 0,5 до 39,5 п/с при понижении 0,5-12,0 м, коэффициент фильтрации 1,4-253,0 м/сут,
эффициент водопроводпмостп 26,6-1213,0 м/сут. На третьей надпойменной террасе де<
скважин 0,1-2,0 л/с, коэффициент фильтрации не превышает 2,8 м/сут. Четвертичные <
разованти малых рек, ручьев и балок имеют толщину водоносных слоев 0,3-5,0 м; Деби
скважин не превышают 0,3-0,7 л/с. В делювиальных отложениях толщина водоносн
слоев составляет 2,5-8,0 м. Воды залегают на глубине 0,3-8,2 м. Дебиты скважин не п
вышают 0,9 л/с при понижении до 9 м. Коэффициент фильтрации пород 1,0-6,7 м/сут.
Плиоценовый водоносный комплекс развтгт широко. Водоносны песчано-гравий
галечниковые породы толщиной 1,0-28,0 м, развитые в виде линз и прослоев в тол
глин. В апшеронскпх отложениях подземные воды залегают на глубине от 10 м до 47 м
их уровень устанавливается в скважинах на глубине 4,8-36,0 м. Дебит скважин — 0,1-
л/с при понижении уровня 7,0-29,2 м. Подземные воды в акчагыльских породах залега
на глубине 16,0-168,0 м и устанавливаются в скважинах на глубине 3,0-55,0 м.
Дебит скважин — от долей литра в секунду в глинистых песках до 4,2-11,7 л/'
песчано-гравийных отложениях при понижении уровня 3,0-26,3 м. Коэффициент фнл
рации глинистых песков не превышает 0,1 м/сут, песков с примесью гравия — 5-8 м/с
гравийно-галечниковых пород — до 80 м/сут. Соответственно, коэффициент водопро]
димости изменяется от 1 м2/сут в тонкозернистых песках до 638 м2/сут в песча]
гравийных породах. Коэффициент пьезопроводности до 1,04x10 м2/сут.
62
Палеоген-миоценовый водоносный комплекс развит ограниченно в грабенообраз-
ных мульдах. Водоносны песчано-гравшпю-галечшяковые прослои толщиной до 12-47 м,
залегающие среди глин на глубине 3.4-162,0 м. Пьезометрический уровень воды устанав-
ливается в скважинах на глубине 1,0-35,0 м. Дебит скважин — 0,26-7 л/с при понижении
уровня до 37,2-49,0 м. Коэффициент фильтрации пород от 0,025 до 6,1-10,2 м/сут.
Юрско-меловой водоносный комплекс распространен ограниченно в грабенооб-
разных мульдах. Водовмещающими породами являются пески, песчаники, алевролиты,
изредка известняки и мергели. Толщина водоносных прослоев меловых и верхнеюрскпх
пород — 0,5-6,б м, изредка до 20,8 м. В разрезе средней юры водоносные пласты имеют
толщину 9-90 м. Вода залегает на глубине от нескольких метров до 153-182 м, уровень ее
в скважинах устанавливается на глубине от 2-5 м до 42-68 м. Меловые отложения харак-
теризуются дебитами скважин 0,4-1,17 л/с при понижении до 29.2 м. водоносность юрских
пород выражается дебитом скважин до 6,5 л/с при понижении 3-29 м. Коэффициент
фильтрации водовмещающих пород водоносного комплекса колеблется от 0,02-0,1 м/сут
до 5,42-32,4 м/сут. коэффициент водопроводимости до 50 м2/сут, коэффициент пьезопро-
водности 2,6x104 м2/сут.
Триасовый водоносный комплекс развит ограниченно. Водовмещающие породы
представлены песками, песчаниками, алевролитами. Толщина водоносных пластов — от
1,5-5,0 м до 50-75 м, иногда до 94-132 м. Они залегают на глубине от 3-10 м до 110 м.
Уровень воды в скважинах устанавливается на глубине 3-74 м, а иногда поднимается на
0,2-1,2 м выше поверхности земли. Дебит скважин достигает 13,3 л/с при понижении
уровня до 27 м, чаще равен 2-5 л/с. Коэффициент фипьтращш пород не превышает 15-17,4
м/сут, коэффициент водопроводимости от 4 до 810 м2/сут.
Верхнейермский водоносный комплекс распространен очень широко. Водовме-
щающие породы представлены песчаниками, алевролитами, мергелями с прослоями из-
вестняков и доломитов. Толщина водоносных пластов — от 1,5-10,0 м до 74-102 м. Водо-
носный комплекс изучен на всю толщину до подстилающих кунгурских водоупорных от-
ложений, где последние залегают на глубине от 432 м до 864 м. В местах выхода верхне-
пермских пород на поверхность подземные воды залегают на глубине от нескольких мет-
ров до первых десятков метров. Уровень воды в скважинах устанавливается на глубине 3-
58 м, изредка наблюдается самоизлив. Дебит скважин — до 8-10 л/с при понижении уров-
ня от 0,5 м до 2760 м, чаще составляет 2-4 л/с. Водоносность пород резко уменьшается с
глубиной и измеряется десятыми долями лгпра в секунду на глубине 200-250 м. Коэффи-
63
циент фильтрации верхнепермских пород 0,003-22,6 м/сек, коэффициент водопроводимо
сти 0,23-1196,74 м2/сут, коэффициент пьезопроводности 20,9-1,1x104 м2/сут.
Линзы рассолов, спорадически распространенные в толще водоупорных соленое
ных отложений иреньского горизонта кунгура, вскрыты на нескольких участках на глуби
не 425-1144 м (на 22-558 м ниже кровли иреньского горизонта) и приурочены, как прави
ло, к контакту пластов ангидритов и солей. Рассолы имеют изливающийся характер, усть
евые статистические давления составляют 0,8-8.5 МПа, пластовые давления 8,3-18,8 МПа
коэффициент аномальности 1,35-2,42. Дебит рассола при самоизливе -колеблется от 10 д<
24000 м3/сут. Преобладают дебиты 100-500 и 1000-5000 м3/сут. Коэффициент продуктив
ности 273-347 м3/сут/МПа. Коэффициент проницаемости рассолоносных пластов (1,355
1,574)х10’12 м2, коэффициент гидропроводности (43,3-44,1)хЮ‘12м2/Па*с, коэффициен
пьезопроводностн 8031-20000 см2/с.
Филипповский горизонт кунгурского яруса нижней перми состоит из двух пачек
нижней, преимущественно карбонатной, и верхней, преимущественно сульфатной. Ниж
няя пачка сложена анпщргпизированными доломитами и известняками. Она называете;
«плойчатые доломиты», имеет толщину 25-35 м, содержит пластовые воды. Верхняя
сульфатная пачка, сложена в основном ангидритами и практически безводна. Она пред
ставляет собой покрышку (водоупор) для водоносного горизонта «плойчатых доломитов»
который подстилается водоупором — экраном верхней, сульфатной, пачки артинскоп
яруса нижней перми, сложенной безводными ангидритами. Водоносность «плойчатых до
ломитов» кунгура характеризуется низкими дебитами воды в скважинах — от 0,23 м3/су
до 15,8 м3/сут при высоких депрессиях, составляющих 7,47-11,94 МПа.
Московско-артинский водоносный комплекс на Оренбургском месторожденгп
имеет толщину 500 м. В контуре месторождения он подстилает газоконденсатную и неф
тяные залежи. Пьезометрический уровень пластовых вод устанавливался в скважинах д<
начала разработки месторождения на глубине 52-152 м. Пластовое давление на отметю
ГВК (-1750 м) до начала разработки составляло 20,6 МПа. Водовмещающими породам!
являются пористые, трещиноватые и кавернозные пласты известняков, не выдержанны!
по разрезу и простиранию. В связи с этим водоносность комплекса неравномерная. Боль
шпнетво опробованных скважино-обьектов характеризуется невысокими дебигами — о:
0,2 до 10 м3/сут и от 10 до 50 м3/сут при депрессиях до 10-12 МПа. Коэффициент продук
тивности обычно колеблется от 0,16 до 3,5 м3/сут/МПа. В ряде случаев водоприток не по
лучен. На фоне общей невысокой водоносности встречаются более обводненные зоны, гд<
водопритоки составляют 50-140 м3/сут. В скв. 333 и 22 получены наиболее высокие деби
64
ты: 345 и 864 м3/сут. Ряд газовых скважин на месторождении эксплуатируется С активным
выносом пластовой воды из московско-артинских отложений. Дебиты воды по ним колеб-
лются от 1-5 до 100 м3/сут, Чаще составляют 1-50 м3/сут. Для рассматриваемого комплекса
наиболее характерны дебиты воды до 50 м3/сут. Коэффициент гидропроводности пород
1,62x10'11 м2/МПа*с, коэффициент пьезопроводности 4,8x103 м2/сут.
ВизейскО-башкирский водоносный комплекс приурочен к порово-трещинно-
карстовым разностям известняков, не имеющим выхода в разрабатываемую газоконден-
сатную залежь. Толщина комплекса 700 м, он опробован на глубинах от 2074 м до 3042 м.
До начала разработки пьезометрические уровни воды в скважинах устанавливались на
глубине 35-157 м. Пластовое давление, приведенное к отметке ГВК, составляло 20,6 МПа.
Из небольших по толщине (6-40 м) интервалов испытания бап1кирского и серпуховского
ярусов получены дебиты воды от 1,7 до 110 м3/сут: Большей водоносностью характеризу-
ются окские породы визейского яруса, в которых из интервалов толщиной 7-16 м дебиты
воды составляли 60-360 м3/сут. При откачке воды из скважин, пробуренных для разведки
поглощающих горизонтов и имеющих открытый ствол большой длины (173-646 м), деби-
ты воды составляли 360-864 м3/сут до СКО и 588-1382 м3/сут после СКО. Коэффициент
водопроводимости пород комплекса изменяется от 82 до 193,7 м2/сут, а коэффициент пье-
зопроводности 4,5x105 до4,1х10б м2/сут.
Воды довизейских отложений изучены единичными скважинами на Оренбургском
валу и на прилегающей к нему территории. Турнейские породы Нижнего карбона испыта-
ны в интервале глубин 2558-3470 м. Из объектов толщиной 4-97 м получены дебиты воды
1,5-153,4 м3/сут. В терригенных отложениях девона на глубине 3380-3809 м на Шувалов-
ской площади из интервалов толщиной 2-15 м получены дебиты воды 6,6-96,0 м3/сут.
Уровень пластовых вод турнея и девона до разработки месторождения устанавливался в
скважинах на глубинах 54-231 м. Пластовое давление до начала разработки, приведенное
к отметке ГВК, в среднем равнялось 20,6 МПа. Ордовикские отложения, среди которых
водонасыщены алевролиты и песчаники, опробованы совместно с турнейскими породами
в скважине 501-р в интервале открытого ствола 2650-2747 м. Из 97 м толпщны испытан-
ного интервала 26 м приходится на карбонатные породы турнея и 71 м на ордовикские
терригенные. Дебит воды 3,5 м3/сут.
Наиболее детальное гидрогеологическое опробование ордовикских отложений
произведено в скв. № 1-Ордовик, вскрывшей их в интервале глубин от 2638 до 4804 м;
Опробовано 10 объектов, из которых 4 объекта оказались «сухими», из пяти интервалов
65
получены притоки пластовой воды дебитом от 2 до 5,82 м3/сут, а из самой нпжней части
скважины, из открытого ствола в интервале 4545-4804 м, получен дебит воды 13,9 м3/сут.
В пределах глубины гидрогеологической изученности района месторождения вы-
делены гидродинамические зоны активного, затрудненного, весьма затрудненного водо-
обмена и зона застойного режима. Зона активного водообмена развита от поверхности
земли до подошвы аллювиальных четвертичных отложений долины р.Урал, являющейся
наиболее глубоко врезанной дреной территории. Исходя из толщины аллювия в пойме
р.Урал 20 м, подошва зоны активного, водообмена проводится на абсолютной отметке
плюс 60 м (отметка уреза воды р.Урал возле г. Оренбурга плюс 80 м). Толщина данной
зоны увеличивается от долины р.Урал к водоразделам, на которых отметки поверхности
достигают 230-250 м, и, следовательно, зона активного водообмена развита там до глуби-
ны 170-190 м. В зоне активного водообмена движение подземных вод направлено от гип-
сометрически возвышенных участков к эрозионным понижениям. В оврагах и балках в
виде родников разгружаются воды самой верхней части зоны активного водообмена. Бо-
лее глубокие воды разгружаются в аллювиальные отложенпя речных долин. Нередко в
направлении от водоразделов к речным долинам происходит последовательная смена от-
ложений различного возраста, а значит, и различных водоносных комплексов. Поэтому в
процессе подземного стока происходит перетекание вод из. более древних отложений в
прислоненные к ним более молодые отложенпя. Следовательно, питание водоносных
комплексов осуществляется не только за счет инфильтрации атмосферных осадков, но и
за счет боковой подшпки (бокового перетекания) вод из водоносных комплексов более
древних отложений.
Зона затрудненного водообмена развита глубже абсолютной отметки плюс 60 м.
Формированию затрудненного водообмена на сравнительно небольших глубинах способ-
ствует широкое распространение неогеновых отложений, представленных в верхней части
преимущественно глинами, которые препятствуют пнфильтращш атмосферных осадков в
нижележащие отложения. Зона затрудненного водообмена развита до кровли соленосных
кунгурских отложений, т.е. максимум до глубины 1500-2000 м. В долине р.Урал в зоне
затрудненного водообмена целиком находятся водоносные комплексы от плиоценового до
верхнепермского. В направлении к водоразделам верхние части этих комплексов выходят
в зону активного водообмена. Здесь часть воды, не дренированная пщрографггческой се-
тью, стекает по падению пластов. Таким образом осуществляется питание подземных вод
зоны затрудненного водообмена. Разгрузка вод каждого нижележащего водоносного ком-
66
плекса происходит в вышележащий комплекс в местах отсутствия между ними надежных
водоупоров либо в пределах тектонически ослабленных участков.
Подсолевой водоносный этаж полностью находится в зоне весьма затрудненного
водообмена. Верхняя граница данного этажа соответствует кровле филипповского гори-
зонта и находится на глубине 1153-1909 м.
Многими исследователями гидродинамического режима подсолевого этажа юго-
востока Русской платформы, куда входит рассматриваемая территория, установлено сни-
жение приведенных напоров подземных вод в южном и юго-западном направлениях, в
сторону Прикаспийской впадины. В качестве областей создания напора подземных вод
подсолевых отложений указываются Воронежский, Токмовскпй, Татарский и Башкирский
своды, где эти отложения находятся в зоне активного водообмена. За область разгрузки
принимается территория, прилегающая с севера к прибортовому уступу Прикаспийской
синеклизы, где предполагается перетекание подземных вод подсолевых отложений в вы-
шележащие отложения на участках минимальных толщин или полного отсутствия кунгур-
ской каменной соли. Одновременно с этим отмечается региональное развитие зон ано-
мально высоких пластовых давлений вдоль прибортового уступа Прикаспийской синекли-
зы с южной его стороны, в области развития наибольших толщин галогенной толщи кун-
гура и верхнепермско-мезозойско-кайнозойских отложений. Этим проявляется встречный
поток подсолевых подземных вод, движущихся в Прикаспийской синеклизе на север, в
Волго-Уральскую антеклизу, вверх по восстанию подсолевых пластов согласно теории
элпзионного режима. Встречный элизионный поток разгружается в вышележащий верх-
непермский водоносный комплекс в зоне резкого сокращения толщин кунгурских солей и
на участках полного их выклинивания.
В толще водоупорных соленосных отложений иреньского горизонта спорадаиескн
распространенные линзы рассолов находятся в зоне застойного режима. Они полностью
изолированы друг от друга, от выше- и нижележащих водоносных комплексов, не имеют
областей питания и разгрузки. По своему происхождению рассолы являются маточной
рапой солеродного бассейна, которая под действием веса отлагавшихся осадков была вы-
жата in солей в отдельные линзы трещинных коллекторов в пластах ангидритов. Отжатие
рапы в гадродинамически замкнутые линзы привело к возникновению аномально высоких
пластовых давлений рассолов, превышающих в 1,35-2,42 раза условное гидростатическое
давление.
Химический состав и физические свойства подземных вод района расположения
месторождения изучены по результатам анализов более 1000 проб воды из скважин глу-
67
биной от нескольких метров до более 5300 м. Химический состав и физические свойства
подземных вод изменяются с глубиной, в связи с чем каждая гидродинамическая зона ха-
рактеризуется специфическим составом подземных вод. При этом воды одного и того же
водоносного комплекса в разных гвдродинамттческих зонах значительно отличаются по
химическому составу, тогда как в пределах одной гидродинамической зоны разные водо-
носные комплексы имеют близкий химический состав вод.
В зоне активного водообмена 82% сква^зш вскрыли пресные воды (с минерализа-
цией менее 1 г/л), которые преобладают во всех водоносных комплексах. Солоноватые
воды с минерализацией до 9 г/л присутствуют в каждом водоносном комплексе, но игра-
ют подчиненную роль, составляя 18%.
В зоне затрудненного водообмена наиболее изучена верхняя часть, с глубины пер-
вых десятков метров (в долине р. Урал и других крупных рек) до 200-300 м. Пресные во-
ды встречаются редко. Они находятся на глубинах до 150-180 м на водораздельных про-
странствах. На тех же глубинах и несколько глубже (до 250-300 м) плгроко распростране-
ны солоноватые и соленые воды с минерализацией от 1,1 до 26,9 г/л. Слабые рассолы с
минерализацией 42-70 г/л встречены на глубине от 68-80 м до 250-302 м в верхнеперм-
ском водоносном комплексе в районе месторождения. Рассолы средней крепости с мине-
рализацией 111-194 г/л вскрыты в верхнепермском водоносном комплексе на глубине от
190 м до 325 м в районе г. Оренбурга. Крепкие рассолы с минерализацией 204-281,6 г/л
встречены в верхнепермском водоносном комплексе в районе г. Оренбурга в долине р.
Урал на глубинах от 226 м до 720 м.
В зоне затрудненного водообмена прослеживается закономерное увеличение мине-
рализации подземных вод с глубиной, что установлено на нескольких участках в районе г.
Оренбурга. Одним из них является участок у с. Ивановка на левобережье р. Урал возле
юго-восточной окраины г. Оренбурга, где в плиоценовом водоносном комплексе на глу-
бине 90 м вода имеет минерализацию 11,9 г/л, а ниже, в верхнепермском водоносном
комплексе на глубинах 110 м, 130 м, 150 м, 170 м, 190 м, 210 м минерализация воды со-
ставляет, соответственно, 14,5 г/л; 19,1 г/л; 24,9 г/л, 49,3 г/л, 110,0 г/л, 165,5 г/л. Еще
глубже, в интервале 350-525 м, развиты воды с минерализацией 210 г/л, а в интервале 476-
720 м —- с мпнералтгзацпей 259,3 г/л.
Ионный состав подземных вод зон активного и затрудненного водообмена зависит
от их общей минерализации. Пресные воды характеризуются очень сложным составом. В
них, как правило, четыре-пять, а иногда п все шесть основных ионов содержатся в количе-
стве 25%-экв. и выше. Среди анионов на первом месте в большинстве случаев (82%) на-
68
ходится гидрокарбонат-ион, редко хлор-ион (13%) и в единичных случаях сульфат-ион
(5%). В водах, у которых гидрокарбонат-ион занимает первое место, из катионов на пер-
вом месте чаще всего (62%) находится натрий, реже (24%) кальций и еще реже (14%) маг-
ний. В водах с хлором на первом месте среди анионов первое место среди катионов всегда
занимает натрий. Когда на первом месте стоит сульфат-ион, среди катионов на первом
месте чаще встречается натрий (58%), реже кальций (29%) и еще реже магний (13%). По
классификации В.А.Сулина пресные воды относятся в основном к гидрокарбонатно-
натриевому (49%) и сульфатно-натриевому (43%) типам, изредка (8%) — к хлормагние-
вому типу.
В слабосолоноватых водах (1-3 г/л) среди анионов в большинстве случаев (76%)
первое место занимает хлор, значительно реже сульфат-ион (21%) и совсем редко (3%)
гидрокарбонат-ион. Среди катионов первое место почти всегда принадлежит натрию
(95%). В единичных случаях на первом месте находится кальций (3%) либо магний (2%).
Слабосолоноватые воды принадлежат сульфатно-натриевому (58%), хлормагниевому
(23%), гидрокарбонатно-натриевому (19%)типам.
Сильно солоноватые воды (3-10 г/л) имеют более простой ионный состав. В 90%
случаев среди анионов первое место принадлежит хлору и только в 10% случаев — суль-
фат-иону. Среди катионов на первом месте всегда находится натрий. Сильно солоноватые
воды относятся к хлормагниевому (40%), сульфатно-натриевому (35%), реже к хлоркаль-
циевому (20%) и совсем редко к гидрокарбонатно-натриевому (5%) типам.
В соленых водах (10-35 г/л) во всех случаях первое место среди анионов занимает
хлор, а среди катионов натрий. Соленые воды относятся в основном к хлормагнпевому и
хлоркальциевому типам, в единичных случаях к сульфатно-натриевому типу.
Рассолы имеют хлоридный натриевый состав и относятся к хлоркальциевому и
хлормагниевому типам. Рассолы средней крепости и крепкие рассолы, развитые в верхне-
пермском водоносном комплексе в районе г. Оренбурга, характеризуются содержанием
калия 37-90 мг/л, брома 16,7-45,2. мг/л, йода 0,024-1,39 мг/л и хлорбромным отношением
2751-5235. Химический состав рассолов зоны затрудненного водообмена надсолевого
этажа формируется главным образом за счет растворения каменной соли кунгурских со-
лянокупольных поднятий. На это указывает низкое содержание калия, брома и йода, вы-
сокое хлорбромное отношение. Кроме того, растворяются соляные включения непосред-
ственно в самих терригенных породах. Будучи высокомпнерализованными хлоридными
натриевыми, эти рассольные воды вступают в обменные реакции с вмещающими порода-
ми. При этом определенная часть натрия рассолов замещается кальцием горных пород и в
69
результате такого катионного обмена рассолы приобретают хлоркальцпевый гидрохими-
ческий тип.
Спорадически распространенные в водоупорных соленосных отложениях прень-
ского горизонта рассолы (рапа) имеют минерализацию 308-380 г/л и специфический ион-
ный состав. Среди анионов Главенствует хлор. Среди катионов в большинстве случаев
преобладает магний, очень редко натрий, относительное содержание кальция незначи-
тельное. По ионному составу рассолы в большинстве своем хлорндные натрпево-
магнпевые, реже хлорндные магниевые, в единичных случаях хлоридные магниево-
натриевые. В иреньских рассолах содержится калия 13125-41923 мг/л (6,6-17,4%-экв),
брома 985-5333 мг/л (0,16-1,0%-экв), бора 218-1219 мг/л (в среднем 500 мг/л), стронция
10,2-12,9 мг/л, сероводорода 11,0-59,5 мг/л. Хлорбромное отношение 42-78. Особенности
химического состава иреньских рассолов, а также условия их залегания свидетельствуют
о седиментационном происхождении. Обогащение рассолов магнием, калием, бромом,
йодом, бором произошло в результате выпадения хлористого натрия в виде галита в бас-
сейне седиментации. Относительная обедненность рассолов кальцием и стронцием вызва-
на выпадением этих элементов в виде гипса и целестина. На седиментационное происхо-
ждение рассолов указывает также низкое хлорбромное отношение.
Пластовые воды «плойчатых доломитов» филипповского гортгзонта кунгурского
яруса нижней перми имеют плотность 1,203-1,207 г/см3, минералтгзацию 301-310 г/л, от-
носятся к хлоркальциевому типу. По концентрации ионов они отличаются от вод ирень-
ского гортгзонта. В ионном составе вод филипповского гортгзонта доминируют хлор и на-
трий; концентрация кальция и магния примерно одинакова и в сумме намного ниже со-
держания натрия. По концентрации брома (519-643 мг/л) они практически аналогичны во-
дам нижележащих отложений нижней перми и карбона, но обладают более высоким со-
держанием калия (3260-4100 мг/л) и сульфат-иона (1992-2095 мг/л). Хлорбромное отно-
шение равно 280-360.
Пластовые воды подсолевых карбонатных отложений артпнского, сакмарского, ас-
сельского ярусов нижней перми и карбона, независимо от стратиграфической приурочен-
ности. в целом гидрохимически однородны. Плотность ттх 1,16-1,18 г/см3, минерализация
240-280 г/л, в ионном составе доминируют хлор и натрий, кальций преобладает над маг-
нием, калий содержится в количестве 1750-2250 мг/л, т е. в 10-20 раз меньше, чем в рассо-
лах иреньского горизонта, и во столько же раз больше, чем в рассолах надсолевых отло-
жений. Содержание брома 345-720 мг/л, что в 2-8 раз ниже, чем в рассолах иреньского го-
ризонта, и в 15-20 раз выше, чем в надсолевых рассолах. Содержание стронция 165-308
70
мг/л (в среднем 240 мг/л), т.е. в 20 раз выше, чем в рассолах щэеньского горизонта. Подсо-
левые рассолы принадлежат к относительно слабо выраженному хлоркальциевому типу.
Хлорбромный коэффициент равен 200-400.
Из вышеизложенного следует, что в разрезе Оренбургского месторождения наблю-
дается четкое различие химического состава пластовых вод надсолевых, соленосных и
подсолевых отложений. Это позволяет надежно распознавать принадлежность воды к тем
пли иным интервалам геологического разреза по гидрохимическим показателям, на чем
основан метод гидрохимического контроля за обводнением эксплуатационных газовых
скважин. По результатам многолетних исследований установлено, что обводнение газо-
вых скважин месторождения происходит только подошвенными и законтурными пласто-
выми водами продуктивных московско-артпнских отложений.
4.10. Тип месторождения
Для проектирования разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных место-
рождений на основании геолого-геофизических и пздрогеологических информаций долж-
ны быть установлены: количество продуктивных пластов (пропластков), характер отдель-
ных залежей, т е. к какому типу каждый пласт (пропласток) относится, — пластовому,
массивному и т.д., а также запасы газа, конденсата, нефти каждого пласта; налгите неф-
тяной оторочки. На базе детального анализа фильтрационных и емкостных параметров
отдельных пластов и межпластовых глинистых (если таковые имеются) перемычек необ-
ходимо установить тгш залежей. Очень часто значения фильтрационных параметров не
позволяют однозначно утверждать или отрицать гидродинамическую связь между пла-
стами и изолирующую способность глинистых перемычек. Кроме того, в большинстве
случаев глинистые перемычки с изолирующими или неизолирующими параметрами не
прослеживаются по всем скважинам. Поэтому и степень влияния этих перемычек на пока-
затели разработки предсказать становится практически невозможным. Существенное зна-
чение имеет соотношение запасов газа отдельных пропластков — пачек при наличии или
отсутствии гидродинамической связи между ними. Эти неизвестные вопросы в стадии
проектирования разработки должны быть решены пли оговорены проектировщиком. Су-
ществующие современные программы расчета основных показателей разработки должны
быть использованы хотя бы для фрагментов отдельных участков залежи для выяснения
этих вопросов. Эти программы учитывают любые изменения фильтрационных и емкост-
71
ных параметров пластов по толщине и по площади и позволяют установить степень связи
между пропластками. При известных по каждому пропластку емкостных и фильтрацион-
ных параметрах степень их истощения в процессе разработки в результате притока к
скважине и перетока в высокопроницаемые пласты позволяет оценить участие каждого из
них в разработке и установить опережение и отставание по величинам их пластовых дав-
лений. Последний может быть установлен путем использования геолого-математической
модели месторождения или хотя бы его фрагментов. Установленный тип залежи позволит
правильно прогнозировать вероятные пути передвижения воды, возможное поведение
нефтяной оторочки. На рис. 3.4 а, б, в, г, д показаны наиболее часто встречаемые типы га-
зовых и газонефтяных месторождений. Отнесение рассматриваемого месторождения к
тому или иному типу практически предопределяет достоверность прогнозируемых пока-
зателей. Например, если исходить из недостаточно обоснованного варианта по типовому
признаку, то Оренбургское газоконденсатное месторождение должно быть отнесено к
массивному типу залежей, так как вся газонасьпценная толщина имеет гидродинамиче-
скую связь. По фактическим данным разработки месторождения пластовое давление сни-
жается повсеместно. Однако с самого начала разработки месторождения произошло об-
воднение значительной части залежи в центре площади. Проведенные расчеты по отдель-
ным пропласткам показали, что, несмотря на гидродинамические связи между всеми про-
дуктивными пачками, вследствие существенной неоднородности залежи пластовая вода
весьма интенсивно вторглась по так называемым суперколлекторам, и обводнение боль-
шинства скважин произошло не в результате общего подъема ГВК, а продвижения воды
по высокопроннцаемым пропласткам. Следовательно, принятый на стадии проектирова-
ния тип залежи и соответствующие этому типу прогнозные расчеты оказались отчасти не-
верными. Поэтому окончательный вывод о типе залежи должен быть решен как одна из
основных проектных задач с использованием программ многомерной и многофазной
фильтрации газа и жидкости в неоднородных анизотропных пластах. Использование таких
программ снимает трудности в определении типа газонефтяных залежей. В приведенных
на рис. 3.4 гид схемах типы не идентичны для различных фаз. В частности, на рис. 3.4 г
нефтяная оторочка обусловливает для газа массивный тип залежи, в то же время для неф-
тяной оторочки залежь относится к пластовому типу. В варианте, показанном на рис. 3.4 д,
и по газу, и по нефти залежь относится к пластовому типу.
72
A
Рис. 3.4
Типы газовых, газонефтяных залежей
а — массивная газовая (газоконденсатная); б — пластовая газовая
(газоконденсатная); в — смешанная массивно-пластовая газовая; г — массивная
газонефтяная; д — пластовая газонефтяная; 1 — газ; 2 — вода; 3 — нефть
73
4.11. Система разработки месторождения
Система разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений
устанавливается руководителем проекта с учетом геолого-технических особенностей ме-
сторождения и технико-экономических показателей вариантов разработки. При выборе
системы разработки должны быть учтены:
— соотношение запасов газа, конденсата, нефти (при наличии оторочки), гелия и
т.д.;
ЧЬ-
— изменение составов газа, конденсата и нефти по толщине и по площади,
— наличие гидродинамической связи между пластами, независимо от характера
изменения составов добываемой продукции,
— тектонические нарушения и их амплитуды. Возможные перетоки углеводородов
в процессе разработки через тектонические нарушения,
— неоднородность продуктивных пропластков по толщине и по площади и после-
довательность их залегания;
— возможность опережающего продвижения краевой воды.
— возможность одновременного отбора газообразных н жидких углеводородов;
— возможность полной и глубокой переработки добываемой продукции;
— возможность объединения эксплуатационных объектов, исходя из совместимо-
сти составов и интенсивности истощения отдельных пропластков;
— возможность «замораживания» одной из фаз при разработке газонефтяного ме-
сторождения;
— возможность совместной или раздельной переработки на промысле добываемой
продукта! и возможность их совестной транспортировки при освоений морских газонеф-
тяных месторождений и др.
Под системой разработки газовых и газонефтяных месторождений следует иметь в
виду число, расположение и последовательность ввода скважин, их режима эксплуатации
по выделенным эксплуатационным объектам, учитывающим перечисленные выше факто-
ры, как при разработке залежей на истощение, так и при поддержании пластового давле-
ния с использованием отсепарированного газа, воды и полимерных растворов.
Выбор системы предопределяется следующими основными факторами:
1. Совместимостью продукций отдельных пропластков и зон залежи по составу и
по давлению (использованию энергии объектов).
2 Коэффициентами извлечения газа, конденсата, нефти, сероводорода и гелия.
74
3. Направлением использования добываемой продукции.
4. Равномерностью истощения в соответствии с запасами, отборами и обводнения
отдельных ооьектов.
Принятая проектировщиком система разработки может оказаться отличной от сис-
темы, предполагаемой заказчиком, несмотря на ее экономическую эффективность. Очень
часто эффективность выбранной системы разработки связана с двумя основными усло-
виями:
•1. Продолжительностью процесса разработки отдельных продуктивных объектов
(особенно это условие относится к газонефтяным месторождениям).
2. Необходимостью бурения дополнительной сетки скважин для одновременного
освоения газообразных и жидких углеводородов, если отсутствует возможность разработ-
ки единым фильтром.
При выборе системы разработки одним из определяющих факторов является соот-
ношение запасов. В частности, этот фактор приобретает существенное значение для газо-
конденсатных месторождений с большим содержанием конденсата и изменения его по
толщине и по площади. Примером, когда содержание конденсата изменяется по площади,
и особенно по глубине, является Карачаганакское месторождение. Более существенным
этот фактор становится при разработке газонефтяных месторождений. Классическим при-
мером, когда система разработки зависит от соотношения запасов газа, нефти и гелия, яв-
ляется Среднеботуобинское месторождение. Запасы газа, нефти и гелия этого месторож-
дения по действующим мировым ценам примерно равны. Разработка этого месторожде-
ния как газового с одновременным отбором нефти и извлечением гелия ib газа приводит к
резкому снижению нефтеотдачи (б-ь9% от балансовых запасов нефти при различных вари-
антах разработки). При опережающем отборе нефти с обратной закачкой отсепарирован-
ного газа коэффициент нефтеотдачи с использованием горизонтальных скважин составля-
ет 23-5-27% от балансовых запасов нефти. Однако при таком варианте отбор и использова-
ние газа замораживается на 15-5-20 лет. Поддержание пластового давления закачкой воды
для одновременного отбора нефти и газа не дает существенных эффектов независимо от
объекта закачки (в нефтяную оторочку или газоносную часть), так как закачиваемая вода
продвигается в основном по газонасыщенному интервалу и эффект вытеснения нефти су-
щественно снижается.
При выборе системы разработки одним из определяющих факторов является изме-
нение состава газа, содержание конденсата и нефти. Выше было отмечено, что для Кара-
чаганакского газоконденсатонефтяного месторождения определяющим является тгзмене-
75
rate содержания конденсата в газе по глубине. Другим примером, влияющим на систему
разработки, является изменение содержания сероводорода по площади на месторождени-
ях Астраханское и Советабадское. В частности, на Астраханском месторождении содер-
жание сероводорода изменяется от нескольких процентов до 27%, на Советабадском ме-
сторождении на части площади месторождения в составе газа отсутствует сероводород, а
на другой весьма значительной част залежи присутствует. Поэтому разработка этого ме-
* *
сторожденпя оыла начата с той зоны, где в составе газа сероводород отсутствует, что при-
вело к неравномерному истощению залежи и площадным перетокам газа из сероводоро-
досодержащей зоны в зону с газом без сероводорода.
Выбор системы разработки существенно зависит от наличия гидродинамической
связи между отдельными продуктивными объектами. При наличии гидродинамической
связи объединение продуктивных объектов становится неизбежным, независимо от изме-
нения состава газа по разрезу. Однако при прогнозировании показателей разработки необ-
ходимо определить степень участия (интенсивность) разработки каждого пропластка, ис-
ходя го их пористости, проницаемости, удельных запасов, гидродинамической связи с хо-
рошо проницаемыми пластами и возможного обводнения в результате более быстрого
продвижения воды по вышележащему высокопроницаемому пропластку.
Как было отмечено выше, кроме геолого-технической характеристики залежи, вы-
бор системы разработки зависит от наличия потребителя на отдельные продукты (на
нефть, газ, конденсат, серу п т.д.), от экономических показателей разработки. В проекте
должна быть установлена, независимо от наличия потребителя или желания заказчика на
отдельную продукцию, система разработки, обеспечивающая охрану природных ресурсов
и рациональное Их использование. В противном случае, т.е. при значительных потерях
конденсата или нефти и нгокпх коэффициентах извлечения нефти, газа пли конденсата,
проект может быть отклонен Госкомприродой и Госгорнадзором.
4.12. Рекомендации по доразведке месторождения
Как правило, при проектировании разработки проектировщик располагает непол-
ной информацией, необходимой для качественного прогнозирования показателей разра-
ботки месторождения. В принципе получить полную и достоверную информацию о ме-
сторождении пракпгчески невозможно хотя бы потому, что на огромной площади газо-
нефтеноСностй бурится ограниченное число скважин, позволяющих получить точечную
76
информацию о геологической характеристике залежи по каждой скважине. Изменение па-
раметров пористой среды между скважинами и кустами остается.неизвестным. Эти изме-
нения в ряде случаев бывают весьма существенными. Обычно при разведке месторожде-
ния после разбуривания определенного числа разведочных скважин запасы газа и нефти
практически не изменяются, а только уточняются. Поэтому бурение новых разведочных
скважин становится нецелесообразным.
Исходя из этого, часть задач разведочного бурения решается в процессе опытно-
промышленной эксплуатации месторождения путем использования данных бурения, ис-
следования и эксплуатацшг эксплуатационных скважин. Однако эксплуатационное буре-
ние не в состоянии решить все проблемы, связанные с доразведкой месторождения, так
как эксплуатационные скважины, как правило, размещаются на наиболее продуктивных
участках залежи. Для решения проблемы доразведки месторождения проектировщик со-
вместно со специалистами по разведке месторождения составляют и согласовывают про-
грамму работ с конкретным назначением, расположением и сроком бурения новых экс-
плуатационных, разведочных и нагнетательных (если имеется необходимость) скважин.
Совокупные результаты этих пробуренных скважин должны дать дополнительную недос-
тающую информацию проектировпдпсу и специалистам по подготовке залежи к разработ-
ке. Для решения вопросов доразведки месторождения следует максимально использовать
возможности получения информации через наблюдательные и пьезометрические скважи-
ны. Пьезометрические скважины должны дать информацию о положении контакта газ-
вода, следовательно, р контуре газоносности. В качестве информации для доразведки ме-
сторождения может быть использован материал, накопленный в период опытно-
промышленной эксплуатации скважин. Этот материал включает в себя данные исследова-
ния скважин, параметры, определенные по результатам этих исследований, связь дебита с
депрессией, полученной в результате длительной эксплуатации скважин, зависимость из-
менения давления от отбора газа по отдельным скважинам, кустам и участкам залежи и
т.Д.
77
Глава 5. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ
ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ ГАЗА II ПРОЕКТИРОВАНИЯ
РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ
Перечень исходных данных для подсчета запасов газа и проектирования разработ-
ки залежи включает в себя более 100 параметров для однородных пластов. Большинство
этих параметров определяется несколькими методами, принципиально отличающимися
физической сущностью, заложенной в основу этих методов. Наличие нескольких методов
для определения одних и тех же параметров с одной стороны положительный фактор. Но
с другой — эти методы дают разные результаты по одному и тому же параметру. К таким
параметрам относятся: пористость, проницаемость, насыщенность и др. коллекторы, оп-
ределяемые лабораторным изучением кернового материала, промыслово-геофизическими
и газогидродпнамическпмн исследованиями скважин.
Как правило, обширные лабораторные изучения образцов породы проводятся толь-
ко на стадии разведки месторождения, путем сплошного отбора керна из поисково-
разведочных скважин. При эксплуатационном бурении основную долю информации по-
лучают путем промыслово-геофизических и газопщродпнамических исследований сква-
жин.
Физическая сущность процессов истощения и фильтрации, а также принятые схе-
матизации задач, путем решения которых определяют емкостные и фильтрационные па-
раметры пластов, не позволяют детально изучить параметры по каждому пропластку. Да-
же специальные исследования с использованием глубинных комплексов не позволяют од-
нозначно определить названные выше параметры многослойных, неоднородных анизо-
тропных пластов.
Поэтому практически невозможно получить полную информацию о параметрах,
необходимых для подсчета запасов газа и прогнозирования разработки газовых и газо-
нефтяных месторождений. В таких случаях качество прогнозных показателей зависит от
опыта проектирования и умения выбрать необходимые диапазоны изменения параметра
по литературным данным. Следовательно, в определенной степени достоверность про-
гнозных показателей зависти' от знания проектировщика, от его экспертной оценки при-
нимаемых параметров при проектировании. Но имеется и большое число параметров, ис-
пользуемых при проектировании, методы определения которых должны быть регламен-
тированы. Эта необходимость связана с тем, что большинство проектировщиков, как пра-
вило, при определении разлтиных параметров, используемых в проекте в качестве исход-
78
ных данных, выоирают такие методы, которые неприемлемы для проектируемого место-
рождения.
К таким параметрам относятся свойства газа, газоконденсатной смеси, нефти и во-
ды и происходящие изменения этих свойств в процессе разработки; пластовое, забойное и
устьевое давления и температуры, дебиты газа, газоконденсатной смеси, коэффициенты
фильтрационного и гидравлического сопротивления и их связь со структурой потока в
призабойной зоне и в стволе скважины, свойства пористой среды и их связь с градиентом
и распределением давления (в особенности для трещиновато-пористых коллекторов) и т.д.
Исходя из вышеизложенного, предлагаются методы определения параметров по-
ристой среды и насыщающих ее флюидов, используемых в качестве известных исходных
данных при прогнозировании показателей разработки. К числу таких параметров, методы
определения которых регламентируются, относятся:
— свойства газа: в частности, физические и теплофизические свойства газа, кон-
денсата, нефти и пластовой воды;
— термобарические параметры газа в пласте, на забое, на устье и на УКПГ;
— гидравлические параметры потока в призабойной зоне и в стволе скважины (фа-
зовые переходы, структура потока, скорость движения, шероховатость внутренней по-
верхности труб, гидравлическое сопротивление),
— фильтрационные параметры, определяемые газогидродпнампческимп методами
при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, отличительные черты этих
методов с позиции определяемых параметров;
— теоретические основы, используемые при обосновании технологического режи-
ма эксплуатации скважин в условных разрушениях пртгзабойной зоны и обводнении сква-
жин подошвенной водой,
— условия обоснования средней проектной скважины,
— учет неоднородности пласта по толщине и по площади;
— учет гидродинамической связи между пропластками и др.
Использование неприемлемых методов определения отдельных параметров порис-
той среды, газа, нефти, конденсата и воды при подсчете запасов и при проектировании
приводит к существенным ошибкам по прогнозируемым параметрам и показателям. При-
чем достаточно, чтобы такие ошибки были допущены при подсчете запасов газа, конден-
сата и нефти, обычно получаемых проектировщиком в качестве исходных данных и за-
кладываемых в основу проекта.
79
С учетом изложенного в настоящем «Руководстве» предлагаются получившие об-
щее признание методы определения свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов.
Объем предлагаемой информации для определения тех или иных параметров недостато-
чен для использования оделенных методов прогнозирования показателей разработки. До-
полнительное количество исходной информации, необходимой для создания геолого-
математической модели залежи или ее фрагментов, будет рассмотрено позже.
*
Рассматриваемые ниже методы определения параметров пласта, скважины, газа,
нефти, конденсата и воды и их взаимосвязь должны быть основными для проектировщика
при проверке качества представленных материалов для проектирования
5.1. Основные свойства газа, используемые при проектировании
разработки газовых и газоконденсатных месторождений
Природный газ представляет собой многокомпонентную смесь, состоящую из уг-
леводородов, неуглеводородных компонентов: N3, СО3, H2S и т.д., и также инертных га-
зов: гелия, аргона, криптона, паров воды, ртути и др. Содержание тяжелых компонентов
углеводородов и паров воды зависит от состава газа и термодинамических условий. Све-
дения о составах газовых месторождений приведены в [25].
Одним из основных параметров природных газов является его состав. В принципе
по составу газа определяется тип залежи по углеводородам, а в зависимости от типа зале-
жи и объемы, и направления исследовательских работ, и способ разработки месторожде-
ния. Поэтому в ряде случаев, когда по составу газа трудно определить тип залежи, следует
использовать предлагаемые ниже методы для отнесения месторождения к одному из ти-
пов: газоконденсатное, газонефтяное, газонефтеконденсатное и т.д.
Естественно, что не следует проводить такую оценку, если состав газа и другая ин-
формация о месторождении показывают, что месторождение газовое или газоконденсат-
ное с нефтяной оторочкой, как месторождения сеноманской залежи или газонефтяные за-
лежи в валанжинских отложениях. Проверку типа месторождения следует провести для
залежей на больших глубинах, с высокой температурой и АВПД.
80
5.1.1. Определение типа залежи углеводородов
Для рациональной разработки залежей углеводородов и системы подготовки и пе-
реработки добываемой продукции необходимо заблаговременное определение типа залежи.
В залежах с большим содержанием > 1000 см3/м3 конденсата тип залежи должен быть опре-
делен экспериментально, путем исследования рекомбинированных проб в установках PVT
при различных температурах для определения величины давления перехода системы в од-
нофазное состояние. Если с ростом температуры давление уменьшается, то залежь газокон-
денсатная, а если с увеличением температуры давление растет, то залежь нефтяная.
Для оценки наличия примеси нефти в газоконденсатных смесях на глубинах до
3000 м следует использовать метод инфракрасной спектроскопии, сущность которого за-
ключается в следующем: в составе нефтей присутствуют сложные ароматические конден-
сированные трициклические структуры, а в конденсатах они отсутствуют. Эти структуры
фиксируются на инфракрасных спектрах полосой поглощения при длине волн 8,20 1/м. В
конденсатах, в указанной области поглощения вместо одной широкой полосы поглощения
появляются две узкие. Метод дает возможность также следить за передвижением нефтяных
оторочек в процессе разработки конденсатогазонефтяных месторождений.
В целом существующие углеводородные месторождения делятся на следующие
типы: газовые, газоконденсатные без нефтяной оторочки и с нефтяной оторочкой, нефтя-
ные с газоконденсатной шапкой или нефтегазоконденсатные, нефтяные с газовой шапкой,
легкой нефти, средней нефти.
Диагностирование типов углеводородных месторождений в период разведки н
начальной стадии разработки возможно по сочетанию отдельных признаков, характери-
зующих состав и состояние пластовой смеси. Кроме экспериментальных исследований,
предложено несколько диагностирующих типы месторождения методов, которые позволя-
ют более обоснованно определить объемы разведочных работ, выбрать способ эксплуата-
ции залежи. Известны следующие наиболее информативные для определения типа залежи
показатели:
С2Н6 +С3Н8 +С4Н10
С5Н12+; С2Нб/С3Н8, ОД/ С5Н12+; . (1.5)
С5Н12+
Сумма двух из приведенных соотношений (1.5) может являться основанием , для
диагностирования типа нового месторождения:
СН4+С2Н6+С3Н8-ьС4Н10 [ С2Н6
с5н12+ с3н8-
81
По фактору ф лучше всего определяются месторождения с нефтяной оторочкой и
без нее. В таблице 1.5 приведены результаты определения типа месторождения по фактору
Ф и содержанию конденсата в газе К.
Таблица 1.5
Распределение месторождений по фактору ф и содержанию конденсата К
Тип месторождения Интервалы значений
Ф
Нефтяные меньше 2,8 6800 и более
Легкой нефти 2,84-7,0 660041790
Нефтегазоконденсатные 7,(Н-22 11004-390
Г азоконденсатные с нефтяной оторочкой 194-100 4804-60
Газоконденсатные без нефтяной оторочки 694-295 804-1 /
Газовые более 295 меньше 17
Более качественная классификация углеводородных месторождений достигается с
помощью статистических методов, наиболее эффективным среди которых является метод
главных компонентов. При этом ущипываются залежи, имеющие аномально высокие пла-
стовые давления.
В качестве главных компонентов принимаются zt,t и z2J. Главные компоненты zri и
z21 включают четыре фактора состава газа и пластового давления. Эти факторы обознача-
ются следующими выражениями.
у = 10рпл у _£сн4*с4н|0+ _рплс2н6 _ сн4+с2н$
* С5Н|2+’‘2 С5Н12+ ’'3 ЮС3Н3 С4н1о + с5н12+’ ?
где СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10 и С5Н12+В — молекулярные концентрации этих компонентов в
составе пластового газа.
Значения zl A и z2, определяются по формулам:
zLI= 0,462 х“+0,571 х2 +0,382 х“+0,561 х4 (4.5)
82
z21 = 0,076x? + 0,447 x” - 0,869 x? + 0,200x5 (5.5)
где x", x"; x", x" — нормированные значения состава пластового давления.
Нормированное значение i-ro фактора, определяемого по формулам (4.5) и (5.5),
вычисляется по формуле:
н ^xi ~ (Xmax+xmin)
х. =---------------- (6.5)
Xmax ~ xmin
гдех", X;, xmax и xmin — нормированное, ненормированное, максимальное и мини-
мальное значения фактора х.
Максимальное и минимальное значеши информативных факторов для расчета
главных компонентов zu и Zj ь несущих основную долю дисперсии, приведены в таблице
2.5.
Таблица 2.5
Факторы *1 Х2 хз Х4
\пах 1,71 0,17 0,86 0,09
^mtn 1410,00 285,90 Я,76 151,95
Рассчитанные для различных месторождений значения главных компонентов ztл и
Zj i разделены на области их изменения, которым соответствуют различные типы место-
рождении. В частности:
при Zj j = -1,7т- -1,1 имеются две области
a)z2.1<0,65-l,86(z21 + 2), (7.5)
которая соответствует залежи с газоконденсатными шапками или нефтегазоконденсатной
залежи,
б) z21 > 0,65 - 1,86 (z21 + 2), (8.5)
которая соответствует залежи с нефтяными оторочками пли газоконденсатные залежи.
При zu = -1,1 -г -1,2 имеются также две области:
a) z21 > - 0,55 + 0,505 (z21 + 2), ,(9.5).
которая соответствует газоконденсатной залежи без АВПД,
б) z2 l < - 0,55 + 0,505 (z2 ! + 2), (10.5)
которая соответствует газоконденсатной залежи с АВПД.
83
При z2л > - 0,2 область соответствует газоконденсатной залежи, имеющей до 80%
АВПД.
По главным компонентам г1Л и z2л газонефтяные месторождения находятся в об-
ласти легкой нефти и переходной области с нефтяными, имеющими газоконденсатные
шапки
Рассматриваемая классифпкащи достаточно точно разделяет углеводородные за-
лежи по компонентам zlt и z2л, кроме областей легкой нефти и нефтяных с газовыми и га-
зоконденсатными шапками. С учетом этих обстоятельств методом главных компонентов
осуществлялась классификация по трем найденным факторам: *
_ _ СН4 + С2Н(
' с5н|2+- X1 С4Н10+С5Н|2+’ ( -1
тогда значения главных компонентов определяются по формулам:
z,2= 0,55б1бх? + 0,70653X2 + 0,43761xf, (12.5)
. г2Л= -0,68223 xf+0,8744 +0,72589хз. (13.5)
Максимальное и минимальное значения параметров свойств и пластового давления
в этом случае приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5
Факторы -'hnax *1 1,71 х2 [см. формулу (2.5)] 0,87 *3
0,09
1417,30 292,45 245,70
Значения х(, х2 и х3 определены по формуле (11.5). Для расчета zL1 и z21 по форму-
лам (12.5) и (13.5) значения и х^, используемые при вычислении х“ ,Х2 , и х“ бе-
рутся из таблицы 3.5.
Рассчитанные таким образом zu и z2л позволяют определить тип залежи в зависи-
мости от их значения. В частности:
—при Zj 2 > - 1,08 месторождение соответствует газоконденсатной залежи без неф-
тяной оторочки;
—при z12 < - 1,08 и zt2 > - 1,60 месторождение соответствует газоконденсатной за-
лежи с нефтяной оторочкой;
84
— при z12 < -1,57 и Z( 2 > -1,67 месторождение относится к нефтегазоконденсатной
залежи.
Месторождение так называемой «средней» нефти располагается в области
Zj 2 = - 1,699 4- - 1,690, а месторождение легкой нефти в области z12 -1,68 -е- - 1,67. Разде-
ление залежей легкой нефти и нефтяных залежей с газовой шапкой производится по вели-
чине критериев С2Нб/С3Н8 и СН4/1ОС4Н10. В частности, если СН4/1ОС4Н10 < 2,0 и
С2НЙ/С3Н8< 1,6, то месторождение нефтяное. Если СН4/10СН4Нш > 2,0 й С2Нб/С3Н8 > 1,6,
то месторождение нефтяное с газовой шапкой.
Разделение месторождений легкой нефти от нефтегазокбнденсатных можно осуще-
ствить следующими критериями по величине фактора и главного компонента ср.
Если Z[ 2 > -1,674 и ср > 4,2, то месторождение относится к нефтегазоконденсатно-
му, а если zt 2 < - 1,674 и ср < 4,2, то месторождение относится к залежи легкой нефти.
Примеры: I случай. Задан состав пластовой смеси и пластовое давление: СН4 —
39,5%; С2НЙ — 9,81%; С3Н8 — 6,79%; С4Н10 — 4,66%; CSHJM — 32,5%; СО2 — 2,3%; N2 —
4,6%; Pra = 28,8 МПа.
По формуле (2.5) вычисляют фактор ср. Для заданного состава ср= 2,91. По фактору
ср залежь определяется как залежь легкой нефти. Для уточнения по формуле (12.5) рассчи-
тывают z, 2, который равен z12 = - 1,680. Далее по приведенным выше критериям устанав-
ливают, что месторождение относится к залежи легкой нефти. Затем тип месторождения
уточняется и по факторам СН4/1ОС4Н10 и С2Нб/С3Н8. Эти факторы для рассматриваемого
примера равны СН4/1ОС4Н10= 0,85 и С2Нб/С3Н8 = 1,44. По этим факторам залежь также
относится к типу легкой нефти.
II случай. Задан состав пластовой смеси и пластовое давление: СН4 — 93,53%; С2Нб
— 3,54%; С3Н8 — 0,9%; С4Н10 — 0,4%; С3Н12+В — 0,9%; N2 — 0,73% ; СО2 — 0%; Рш = 48,65
МПа.
Аналогично предыдущему примеру вычисляют ср = 113,23, значение которого со-
ответствует газоконденсатной залежи. Далее уточняют тип залежи вычислением zLl и z21
по формулам (4.5) и (5.5). При этом получены Ziл = - 0,1855 и Z] 2 — - 0,2489. Согласно
приведенным выше диапазонам изменения главных компонентов месторождение отно-
сится к газоконденсатным без нефтяной оторочки, имеющим АВПД.
85
5.1.2. Критические и приведенные параметры газов
Входящие в состав пластового газа компоненты имеют свои критические давления,
температуры, объемы и плотности. Как правило, составы природных газов выражаются в
объемных (мольных) пли массовых долях единицы. Для природного газа, являющегося
смесью компонентов, критические параметры, в частности давление и температура, опре-
деляются как псевдокритические по известному составу газа. Точность определения псев-
докртггпческих параметров зависит от состава газов и точности методов определения этих
параметров. Для газов со сравнительно простым составом, таких, как газы сеноманских
отложений месторождений севера Тюменской области, для определения крипгческих дав-
ления и температуры следует использовать формулы:
Рпх = ^РиЛ «T^STa-x, (14.5)
где Рп, Ти — соответственно критические давление и температура i-ro компонента; х, —
объемная доля i-ro компонента. Значения Рп и Тй могут быть определены из таблиц, при-
веденных в [25]. Кроме того, значения Рж и Т^ для газов названных месторождений могут
быть определены из графических зависимостей между Рж и Т ж и относительной плотно-
сти газа, приведенных иа рис. 1.5 а. При наличии в газе H2S, СО2 и N, на величины Рж и
Тжвносятся поправки согласно пункт}’ 2.2 [25] (см. рис. 15 б).
Использование этих методов для определения Ри иТ^ при наличии в составе газа
тяжелых углеводородов дает большие погрешности. Для газов, содержащих полярные
компоненты, т е. H2S Н2О и т.д , псевдокрнтпческие параметры должны быть определены
по формулам:
Ршс Тж 2'Xj • ZKj
где
^rO,25a*^)I(T1{j/rKi)f)’5;
°Ч 2,277
Р j = 28.342 10-29 (Pj/Txj^Pjg/ZKj j ;
(15.5)
(16.5)
(17.5)
(18.5)
(19.5)
86
Рис. 1.5а
Зависимости псевдокритических Давления и температуры для газа (кривые 1 и 4) и
газоконденсатной смеси (кривые 2 и 4)
Рис. 1.56
Поправки к псевдокритическим давлениям — 1 и температурам — 2 газов,
содержащих примеси H,S (1), СО, (2) и N2 (3)
87
a* — поляризуемость неполярных молекул, a, — поляризуемость неполярного i-ro ком-
понента, определяемая по [25]. ₽j и 0j — приведенные электрические моменты ди-
поля полярных молекул, определяемых согласно [25].
При известныхкритических объемах формулы (15.5)-ь(19.5) могут быть заменены
более простыми вида:
п п ь «
^пк Тш 2х1хЗицТкд/ипк,
i=lj=l
где
Г 10,5
Uij'l'ij — | UKiTKiUKjTjcj|
= 0,25 £>iuKi + XSxiuKi)2/3(Zxi°Ki)1/3
(20.5)
(21-5)
(22.5)
2^ = 0,291 - 0,08сосм и coCM =Sxj о,, (23.5)
um, Ою — соответственно псевдокритическпй объем газа и критический объем i-ro компо-
нента; и,, — крипиеский объем j-ro компонента; — критические температуры
i-ro и j-ro компонентов соответственно; Рк;, —критические давления i-ro и j-ro ком-
понентов; со, — фактор ацентричности i-ro компонента, значение которого определяется
из таблицы, приведенной в [25] пли по формуле:
1пРк:/Рят
е>; = 0,4286 1, (24.5)
* к! / *киш 1
TMni — температура кипения i-ro компонента; соот — фактор ацентричности смеси.
При наличии в составе газа кислых компонентов H2S, СО2 до 50% и при условии,
что концентрация каждого in них не превышает 25% псевдокрптические параметры
должны быть определены с учетом наличия этих компонентов по формулам:
= Тпк - s , (25.5)
Рпк = Рпк^пк/Ьпк 4" XH2S (1 — XH2S )'s] ’ (26.5)
где s = 14х"°-36х'0'8 + 0,81x°’7s ; (27.5)
H2S co2 7 H2s 7 , 7
xh2s’ xco2— соответственно мольные доли сероводорода и углекислоты в газе проекти-
руемого месторождения.
Приведенные параметры определяются как отношение произвольного значения
давленти и температуры к их критическим параметрам, т.е. как Рщ = Р/Р^. и Тпр= Т/Тщ,.
88
5.1.3. Плотность газа
Используемые при проектировании разработки значения плотности газа охватыва-
ют процессы фильтрации газа в пористой среде, движения газа в системе забой скважины
— начало магистрального газопровода. В большинстве случаев в расчетные формулы вхо-
дит относительная по воздуху плотность газа. Плотность газа существенно завнстгг от со-
става газа, давления и температуры. При определении некоторых показателей разработки
необходимо значение плотности в «рабочих» условиях, т.е. при Р и Т. Для разлтгчных
расчетов, связанных с плотностью, необходимо использовать формулы:
Pi = Mi/vi, (28.5)
где М1 — молекулярная масса i-ro компонента газа, а и,— объем одного моля i-ro компо-
нента при Р = 760 мм.рт.ст. и Т =273 К.
рсм = S х, р: или pr„ = Мгм/исм, (29.5)
ГСМ ““ 1 Гт ГСМ СМ СМ“ ч •'
где Мсм=Ех;М, и vCM=Zx1u1. (30.5)
При любых давлениях и температурах плотность следует определить по формуле:
р(Р, Т) = ри Р Tc/PaTz(P, Т)Т, (31.5)
где рсю — плотность газа при стандартных условиях. Тст— принятая в России стандартная
температура, Тст= 293°К, которая отличается от мировой стандартной температуры, равной
Т^ = 15,58°С.
С учетом наличия паров воды в газе плотность определяется по формуле:
PaTz(P,T)TWz . .
1+ " „---------(рвп/рст -Рвп/Р)
J71 ст
(32.5)
где z(P, Т) — коэффициент сверхсжимаемости газа при Р и Т; W — влагосодержание газа
при Р и Т, значение которого определяется согласно пункту 2.3. рвп и Рвп— соответст-
венно плотность и давление насыщенного водяного пара, которые определяются по таб-
личным данным или по графику [25].
5.1.4. Коэффициент сверхсжимаемости газа
Коэффициент сверхсжимаемости газа используется при всех газогидродинамиче-
ских расчетах, связанных с проектированием разработки газовых, газоконденсатных и га-
зонефтяных месторождений. Его величина зависит от состава газа, давления и температу-
ры и в процессе разработки может изменяться в диапазоне 0,5 < z < 1,5. Неправильное оп-
89
ределенпе значения z может привести к весьма существенным ошиокам при подсчете за-
пасов газа, определении термобарпческих параметров пласта и скважины п прогнозирова-
нии показателей разработки залежи. Величина z зависит от наличия в составе газа тяже-
лых компонентов углеводородов С5+. кислых компонентов, полярных компонентов и т.д.
Метод определения z при прогнозировании показателей разработки газовых место-
рождений должен быть выбран в зависимости от состава газа.
Для газов сеноманской залежи значений z с приемлемой точностью может быть
определено in графика зависимости z от и , показанной на рис. 2.5 или по формуле:
z = [0,4 IgT^ 0,73]Р’ +0,1Рцр. (33.5)
При содержании высококппящнх компонентов С5+ более 5% и около 5% полярных
и кислых компонентов коэффициент z следует определить с учетом фактора ацентрпчно-
сти молекул по формуле;
z ~ + coCMz5°, (34.5)
где z1® и zP — коэффициенты, определяемые из графиков зависимостей этих коэффици-
ентов от Р„р и Tjjp, <0^,— фактор ацентричности смеси, определяемый по формуле (23.5).
Зависимости z£0) и гР показаны на рис. 3.5 а, б.
При определентш z по формуле (34.5) псевдокритические параметры Рж и Тж
должны быть определены по формулам (15.5) пли (20.5) Более детальная информация по
определению z приближенными методами может быть получена из пункта 2.4 работы
[25].
Если состав газа более сложный, как, например, на Астраханском газоконденсат-
ном месторождении. то необходимо в процессе подготовки исходных данных для подсче-
та запасов газа и конденсата и проектирования разработки залежи величину z определить
экспериментально или использовать уравнения состояния Редлиха-Квонга или Пенга-
Робинсона.
Уравнение Редлиха-Квонга имеет вид:
z3 - z2 + z[aa, + bCMP- b^jP- а^Ь^Р2 = 0. (35.5)
где a^SajXi и Ьсм = £Ь?\, (36.5)
а,== 0,4275R2T^5/T2,5PKi и Ц =0,0867RTKi/ГРЙ . (37.5)
Уравнение Пенга-Робинсона имеет вид:
z3 - (1 - A)z2 + (А -2В2 - 2В) z - (АВ -В2 - В3) = 0 (38.5)
где А = aP/R^T и В = bP/RT; (39.5)
90
Рис. 2.5
Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа z от приведенных
давления и температуры
91
Рис. 3.5а
Зависимость коэффициента сверхсжимаемостй сферических молекул z(0) от
приведенных давления и температуры
Рис. 3.56
Зависимость коэффициента сверхсжимаемости несферических молекул z(i) от
приведенных давления и температуры
92
a = SSxixjU-cij)(aiaj) ' nb=Sbtx1; (40.5)
i=lj=l
ai = 0,45724R2'^ai/PKi и Ь^О^ЗРТ^оц/Рю, (41.5)
ai=[l+mi(l-T^)f; (42.5)
mi= 0,37464 + 1,54226 - 0,26992<Bj2, (43.5)
ctj - коэффициент парного взаимодействия молекул компонентов, определяемый из таблицы 4.5.
В проекте разработки должны быть приведены изменения коэффициента z в про-
цессе разработки в зависимости от изменения состава газа (газоконденсатных месторож-
дений), давления и температуры в системе «плэст-УКПГ». Данные (табличные пли графи-
ческие) изменения z должны быть учтены при определении текущих извлекаемых запасов
газа, конденсата, коэффициентов фильтрационного сопротивления, технологических ре-
жимов работы скважин и их изменения в процессе разработки, термобарпческих парамет-
ров скважины, газосборной сети и узлов УКПГ.
5.1.5. Вязкость газа
Коэффициент вязкости газа зависит от состава газа, давления и температуры и ис-
пользуется во всех газодинамических расчетах, связанных с движением газа. Поэтому при
проектировании разработки газовых месторождений необходимо учесть изменения этого
коэффициента в зависимости от изменения состава газа (на газоконденсатных месторож-
дениях), давления и температуры. Метод определения коэффициента вязкости должен
быть выбран в зависимости от точности параметра, значение которого прямо или косвен-
но связано вязкостью и используется при прогнозировании показателей разработки. Так,
например, для прогнозирования коэффтщиента фильтрационного сопротивления «А» в
двухчленной формуле притока газа к скважине, используемого при прогнозировании тех-
нологического режима эксплуатации газовых скважин, достаточно коэффициент вязкости
ц определить по формуле:
ц(Р,Т) = ц’(Р,Т)-Цзд, (44.5)
где — вязкость газа при Рат = 0,1 МПа и Тст = 293 К или в любой другой температуре в
зависимости от условий, где происходит движение газа.
Величина для многокомпонентной смеси определяется по формуле:
93
Цаг(РдаТ) = i>ixiM?’5 /, (45.5)
i=l / i=l
где jq — вязкость i-ro компонента при Рст и Т. Значение ц может быть определено из
рпс.4.5 или по формуле:
pi(PaI,T) = 0,002669(HT)°’7G?Qw , (46.5)
где ^q —молекулярная масса i-го компонента; cq— параметр потенциалов; Qw —инте-
грал столкновений молекул компонентов. Значенти <q и Qu. можно определить по таб-
личным данным, приведенным в таблицах 5.5 а и б и 2.2 в работе [25], в зависимости от
Т* для полярных п неполярных компонентов.
Tf = T/(s/K).. (47.5)
Поправки на присутствие в составе газа неуглеводородных компонентов должны
быть учтены, исходя из следующих приближенных зависимостей:
= [(о,07132х^52 - 0,09011)р-° 25 +(о,О2379-О,О1996х^)] -10’6; (48.5)
Мсо2 = [(о,°6759х-0,07853js"0,25 + (о;02906- 0,03213х°'^)] • 10“б; (49.5)
Ph2s = [(o,O9OO7x^s “ °Д 275з)г0'25 + (о,09674 - 0,06753x^s )] 10ч (50.5)
где xN2, хСо2, Xjj2S — объемные доли азота, углекислого газа и сероводорода в составе
газа проектируемого месторождения.
Значение поправки на вязкость от влияния давленти ц*(Р,Т) определяется из зави-
симости ц*(Р,Т) от приведенных давления и температуры, показанной на рис.5.5, а из
рис.4.5 в зависимости от Т при Рат= 0,1 МПа.
Коэффициент динамической вязкости газа неизвестного состава может быть опре-
делен по приведенным параметрам, в частности, по приведенной плотности:
—при 0 < Р < 5 МПа
94
Рис. 4.5
Зависимость вязкости газов ц,т от температуры при Р = 0,1 МПа
1 - гелий; 2 - воздух; 3 - азот; 4 - углекислый газ; 5 - сероводород; 6 - метан; 7 - этилен;
8 - этан; 9 - пропан; 10 — i-бутан; 11 - п-бутан; 12 - п-пентан; 13 - п-гексан; 14 -
п-гептан; 15 - п-октан; 16 — п-нонан; 17 - п-декан.
95
М-*
давления и температуры
96
Таблица 4.5
Значения коэффициента су в формуле (40.5)
Компо- ненты газа Cij
Ni со2 H5S CBL, СзНв П С4Н10 n CsHii п СбНи п CiHie и СвНш : п CsH2o n CioHu
n2 0 0 0,130 0,025 0,010 0,090 0,095 0,100 0,110 0,115 0,120 0,120 0,123
СО2 - 0 0,135 0,105 0,130 0,125 0,115 0,115 0,115 0,115, 0,115 0,115 0,115
H2S - 0 0,070 0,085 , 0,080 0,075 0,070 0,060 0,060 0,060 0,060 0,055
СН4 ш ' - 0 0,005 0,010 0,025 0,030 0,030 0,035 0,040 0,040 0,045
с2н6 - - - > 0 0,005 0,010 0,010 0,020 0,020 0,020 0,020 0,020
с3н8 - - - - - 0 0 0,020 0,005 0,005 0,005 0,005 0,005
И С4Н10 - • - - - - 0 0,005 0,005 0 0,005 0,005 0,005
и СвНц - - - - • • - 0 0 0 0 0 0
П СбН14 - - ~ - • - - 0 0 0 0 0
п С7НИ - - м • 0 0 0 0
n CgHie - , • - • 0 0 0
n CsH2o - - - - 0 0
п СюНа - - _ - - - - - - - - - - - 0
Таблица 5 .5 а
Значение интеграла столкновений при различных Т*
для неполярных компонентов
т* Т* QPi Г т.
0,30 2,785 1,35 1,375 2,80 г-. »= 1,058 4,90 0,930
0,35 2,628 1,40 1,353 2,90 1,048 5,00 0,927
0,40 2,492 1,45 1,333 3,00 1,039 6,0(Г 0,896
0,45 2,368 1,50 1,314 3,10 1,030 7,00 0,877
0,50 2,257 1,55 1,296 3,20 1,022 8,00 0,854
0,55 2,156 1,60 1,279 3,30 1,014 9,00 0,838
0,60 2,065 1,65 1,264 3,40 1,007 10,0 0,824
0,65 1,982 1,70 1,248 3,50 0,999 20,0 0,743
0,70 1,908 1,75 1,234 3,60 0,993 30,0 0,700
0,75 1,841 1,80 1,221 3,70 0,987 40,0 0,672
0,80 1,780 1,85 1,209 3,80 0,981 50,0 0,650
0,85 1,725 1,90 1,197 3,90 0,975 60,0 0,633
0,90 1.675 1,95 1,186 4,00 0,970 70,0 0,619
0,95 1,629 2,00 1,175 4,10 0,965 80,0 0,608
1,00 1,587 2,10 1,156 4,20 0,960 90,0 0,597
1,05 1,549 2,20 1,138 4,30 0,955 100,0 0,588
1,10 1,514 2,30 1,122 4,40 0,951 200,0 0,532
1,15 1,482 2,40 1,107 4,50 0,946 300,0 0,502
1,20 1,452 2,50 1,093 4,60 0,943 400,0 0,481
1,25 1,424 2,60 1.081 4,70 0,938 - -
1,30 1,399 2,70 1,069 4,80 0,934 - -
98
Таблица 5.5 б
Значение интеграла столкновений для полярных компонентов
г 8
0 0,25 0,50 0,75 1,00 1,50 2,00 2,50
0,1 4,1005 4,2660 4,833 5,742 . 6,739 8,624 10340 11,890
0,2 3,2626 3,3050 3,516 3,914 4,439 5,570 6,637 7,618
0,3 3,8399 2,8360 2,936 3,168 3,511 4,329 , 5,126 5,874
0,4 2,5310 2,5220 2,586 2,749 3,004 3,640 4,282 4,985
0,5 2,2837 2,2770 2,329 2,460 2,665 3,187 3,723 4,249
0,6 2,0838 2,0810 2,130 2,243 2,417 2,862 3,329 3,786
0,7 1,9220 1,9240 1,970 2,072 2,225 . 2,614 3,028 3,435
0,8 1,7902 1,7950 1,840 1,934 2,070 3,417 2,788 3,260
0,9 1,6823 1.6890 1,733 1,820 1,944 2,258 2,596 2,933
1,0 1,5929 1,6010 1,644 1,725 1,838 2,124 2,435 2,746
1,2 1,4551 1,4650 1,504 1,574 1,670 1,913 2,181 2,451
1,4 1,3551 1,3650 1,400 1,461 1,544 1,754 1,989 2,228
1,6 1,2800 1,2890 1,321 1,374 1,447 1,630 1,838 2,053
1,8 1,2219 1,2310 1,259 1,306 1,370 1,532 1,718 1,912
2,0 1,1757 1,1840 1,209 1,251 1,307 1,451 1,618 1,715
2,5 1,0933 1,1000 1,119 1,150 1,193 1,304 1,435 1,578
3,0 1,0388 1,0440 1,059 1,083 1,117 1,204 1,310 1,428
3,5 0,9986 1,0040 1,016 1,035 1,062 1,133 1,220 1,319
4,0 0,9699 0,9732 0,9830 0,9991 1,021 1,079 1,153 1,236
5,0 0,9268 0,9291 0,9360 0,9473 0,9628 1,005 1,058 1,121
6,0 0,8917 0,8979 0,9030 0,9114 0,9230 0,9545 0,9955 1,044
7,0 0,8727 0,8741 0,8780 0,8845 0,8935 0,9181 0,9505 0,989
8,0 0,8538 0,8549 0,858 0,8632 0,8703 0,8901 0,9164 0,948
9,0 0,8379 0,8338 0,8414 0,8458 0,8515 0,8678 0,8895 0,916
10,0 0,8243 0,8251 0,8273 0,8308 0,8656 0,8493 0,8676 0,890
12,0 0,8018 0,8024 0,8039 0,8065 0,8101 0,8201 0,8337 0,850
14,0 0,7836 0,7840 0,7852 0,7872 0,7899 0,7976 0,8081 0,821
16,0 0,7683 0,7687 0,7696 0,7712 0,7790 0,7730 0,7878 0,798
18,0 0,7552 0,7554 0,7562 0,7575 0,7592 0,7642 0,7711 0,780
20,0 0,7346 0,7435 0,7445 0,7455 0,7470 0,7512 0,7569 0,764
25,0 0,7198 0,7200 0,7204 0,7211 0,07221 0,7250 0,7289 0,734
30,0 0,7010 0,7011 0,7014 0,7019 0,7026 0,7047 0,7076 0,711
35,0 0,6854 0,6855 0,6858 0,6861 0,6867 0,6883 0,6905 0,693
40,0 0,6723 0,6724 0,6726 0,6728 0,6733 0,6745 0,6762 0,678
50,0 0,6510 0,6510 0,6512 0,6513 0,6516 0,6524 0,6534 0,655
75,0 0,6140 0,6241 0,6143 0,6145 0,6147 0,6148 0,6148 0,615
100,0 0,5887 0,5889 0,5894 0,5900 0,5903 0,5901 0,5895 0,588
99
[(ц- p„)s+Ю"4^25 = ОД023+0,023364p„p + 0,058533p^ - 0,04075^ + 0,0093324p^, (51.5)
где — приведенная плотность газа проектируемого месторождения, ц и — коэф-
фициенты вязкости при Р и Рет и любой Т.
: : = = ТЙ/(м?^-т^) . (52.5)
— при 5 < Р > 60 МПа коэффициент динамической вязкости должен быть опреде-
лен по формуле: . ’
(g-pjs = ЮЗ- 10~5(У’439рпР -е-1’П1₽$58} . (53.5)
При больших объемах расчетов вместо графического покомпонентного определе-
ния Ра, при различных температурах можно использовать формулу:
- ца1(Ра1,Т)-0,0101т1/8-1,07-Ю-Ч45. (54.5)
Коэффициент вязкости конденсата при различных Р й Т может быть определен по
формуле:
цк= (100/T>3/4(034 + 4-i0’4-P/Par). (55.5)
Формула (55.5) может быть использована в диапазоне изменений: 0,1 £ Р £ 50 МПа
и303 <Т^473К.
5.1.6. Теплоемкость газов
Теплоемкость газа используется при расчетах распределения температуры газа в
системе «пласт-иачало газопровода». Теплоемкость газа зависит от состава газа, давления
и температуры, а также от процесса передачи тепла. Наиболее простой и приемлемой по
точности определения является формула, имеющая вид:
Ср(Р,Т) = СРэт+ДСр(Р,Т), (56.5)
где Ср — изобарная теплоемкость, СРет — теплоемкость при атмосферном давлении и за-
данной температуре, определяется путем использования графика, показанного иа рис. 6.5
и расчетным путем. Теплоемкость смеси определяется по формуле:
(57.5)
где gj — массовая доля i-ro компонента в газе, Ср^ — теплоемкость i-ro компонента при
Ра = 0,1 МПа и любой температуре Т, определяется из рис.6.5.
100
Рис. 6.5
Зависимость изобарной молярной теплоемкости газов Ср
от температуры при Р = 0,1 МПа
101
Аналитически СРа]. определяется по формуле:
Сра]. = Ej + nFj + n2Gj + n3Hj + Ц /n, (58.5)
где E,; F,; G„ H, и N, — коэффициенты, определяемые из таблицы 6.5, n = Т/100; Т —
температура, при которой определяется Ср^ .
Применение в составе газа H2S, СО2 и N2 теплоемкость Срда. определяется по
формуле:
- <»»
где Срет — теплоемкость газа без H2S, СО2 и N2 при атмосферном давлении, величина ко-
торой может быть определена по формуле, при известной относительной плотности:
Срет = В1 + В2 р+ В3 р2 + Тпр(В4 + В5 р+Вб р2), (60.5)
где В! -г- В6 — постоянные коэффициенты, которые равны:
В, = 5,5967; В2= -2,2335, В3= 0,8073; В4 = -1,0039; В5= 3,1416, В6= 5,7587. (61.5)
Fh2s, ffco2 и Fn2 — поправки на присутствие этих компонентов в газе, определяе-
мые по формулам:
fil2s=l+xH2s(B7+l,8B8); (62.5)
f&Pzw 1+ х00г (Bs> +1,8 В10); (63.5)
^2=l+BnxN2 + BI2XN2+1,8T(B13xN2 + BI4x£j2), (64.5)
где В7= - 0,0406; В8 = 1,0089 • ЮЛ В9 = 0,4259; В1о = 1,2432 • 10Л Вп = 0,3624; В12 =
0,4661; В13= 0,0976 и В14 = 0,2708. •
Формулу (59.5) можно использовать при 274 < Т < 422 К и концентрациях H2S до
40%; СО2 — до 20% и азота — до 25% (мольных).
Приближенно теплоемкость газов при атмосферном давлении и различных Т мо-
жет быть определена по формуле.
Срат = 0,523(8,36 + 0,00892t) М^4 , (65.5)
где t — температура в °C. при которой определяется Срет .
Изотермическую поправку на давление ДСр в формуле (56.5) можно определять
графическим и аналитическим путем. С приемлемой для проектирования разработки газо-
вых месторождений точностью, величину ДСр можно определить по формуле:
102
103
Таблица 6.5
Компоненты Молекулярная масса, кг/моль Е Ср Дж/кгград. FI02 Ср Дж/кг-град. -G-I03 С°р ’ Дж/кг-град. НЮ5 С° * Ср Дж/кг-град. N-10 ~о » Ср Дж/кг-град.
1 2 3 4 5 6 7
Меган 16,04 0 58522,25 15215,04 -2947,67 18575,95
Этан 30,07 0 62557,49 25663,79 36001,45 3343,11
Пропан 44,09 0 66328,12 32767,24 62295,40 -782,07
Бутан 58,12 0 65812,73 33182,44 33182,44 3,8610
Изобутан _ - 0 68152,31 36790,16 75903,33 -1685,56
Пентан 72,15 0 65762,49 33814,98 66951,12 -112,122
Изопентан - 0 66838,91 34687,09 69556,98 -1530,40
Гексан 86,18 0 66060,17 34773,68 70914,34 -456,22
Гептан 100,20 0 66040,07 35091,50 31839,23 -503,65
Октан 114,22 0 66094,50 35466,84 73861,01 -561,57
Нонан 128,26 0 65986,06 35489,58 74039,37 -522,39
Декан 142,29 0 65991,50 -35677,77 74788,39 -549,49
Таблица 6.5 (продолжение)
1 2 3 4 5 6 7
Кислород 32,0 0 21621,09 16458,14 49445,62 12051,12
Водород 2,02 0 330368,33 294527,51 14165,32 200717,79
Вода 18,02 0 40147,27 27801,52 79225,56 26409,75
Гелий . 4,0 5191,632 0 0 0 0
Аргон 39,95 520,712 0 0 0 0
Криптон 83,80 248,696 0 0 0 0
Хлор, водород 36,46 741,248 1447,19 187,48 51,33 е. 313,63
Сероводород 64,86 0 19097,88 154,95 43953,78 5109,53
Двуокись серы 34,08 0 24379,36 16676,57 45818,66 11682,30
Азот 28,01 0 21745,15 16129,31 45183,53 15429,99
Двуокись углерода 44,01 0 25,745,76 19428,01 . 53589,36 6924,42
Окись углерода 28,01 0 22065,65 16193,91 44592,35 ♦ 15197,54
ас."^[дср’+<“дср’]>
(66.5)
где R — газовая постоянная, равная R = 1,986 ккал/моль град. М — молекулярная масса
газа. ДС(р0) и ДС^ — поправки на теплоемкость, зависящие от приведенных давления и
температуры из рис.7.5 и 8.5; Фактор ацентрнчности газа w находится так же, как и при
определении z, по формуле (34.5). Величину ДСр можно определить и без учета фактора
ацентрнчности из графика, показанного на рис.9.5. Из приведенных рис.7.5, 8.5 и 9.5 вид-
но, что область определения ДСр по этим графикам ограничена диапазоном изменения
приведенного давления Р^. Поэтому для более высоких давлений значение ДСр может
быть определено расчетным путем, в частности, по формуле, приведенной в работе [25].
Величину Ср(Р,Т) приближенно можно определить по формуле:
Ср(Р,Т)= [з,15 + О,О22ОЗТ-О,149-1О“4Т2+О,238М1,124/(Т/1ОО)5'08] -4,1868, (67.5)
где Т — температура газа, М — молекулярная масса.
5.1.7. Коэффициент адиабатического расширения
газа-Джоуля-Томсона
Коэффициент Джоуля-Томсона является одним из важнейших свойств газа и ис-
пользуется при определении распределения температуры газа в системе пласт — магист-
ральный газопровод. Адиабатическое расширение газа происходит при его прохождении
через дросселирующие устройства. При этом температура газа снижается в результате по-
терь энерппт на преодоление внутренних межмолекулярных сил взаимного притяжения.
Коэффициент адиабатического расширения газа — Джоуля-Томсона зависит от состава
газа, давления и температуры и определяется по формуле:
ц=тдаж-ср(Р,1),
(68.5)
где Рж, Тж — псевдокритические давление и температура газа; f(Dj) — функция определя-
ется по графику из рис. 10.5 в зависимости от приведенных давления и температуры газа.
Величину f(Di) можно определить и аналитическим путем. В частности по формуле:
f(Dj) 1>44 иПр тпр(аипр/атпр j
гпр
(69.5)
где ипр — приведенный объем газа и определяется формулой:
«пр = «/«пк-
105
0,2 0,3 0,4 0,6 0,8 J,0 2,0 3,0 ъ
ж пр
Рис. 7.5
Зависимость поправочной А Ср
от приведенных давления и температуры
106
0,2 0,3 0,4 0,5 0,8 1,0
2,0 3,0 р
* пр
Рис. 8.5
Зависимость поправочной Д Ср
от приведенных давления и температуры
107
Рис. 9.5
Зависимость приращения теплоемкости А Ср
от приведенных давления и температуры
108
Названная выше графическая зависимость может быть использована в аналитиче-
ской форме в диапазоне изменений температуры 1,б£ Тщ, < 2,1 и давления 0,8 < Рщ, < 3,5,
имеющей вид:
f(Dj)= 2,343 Т^04-0,071^ Рпр-0,8).
Средний коэффициент Джоуля-Томсона при использовании изоэнтальпийной диа-
граммы определяется из соотношений:
Ц = ДТ/ДР (71.5)
или же из формулы для определения конечной температуры газа после дросселирования:
3,57Р’0'25
1/T2=1/T. - пр.
СРТПР1
5 • 10’61л5- + 0,029 10’6 (р2 - Р22)- 20,9 • 10-6 (Pj - Р2
^2 -
гДе ?ng - (?1 + Рг)/2Рпк >
(70.5)
(72.5)
ТПр1 =Ti/Ти, Ср=Ср(Рпр,Тпр1), (73.5)
Ср — средний коэффициент теплоемкости, рассчитанный для условий средних до и по-
сле дросселя давлений и температуры перед дроссельным устройством.
При проектировании разработки месторождений со сложным составом газа (типа
Астраханского) и высоким пластовым давлением значение f(Dj) графически из рис. 10.5 и
по формуле (70.5) не определяется.
В таких случаях следует пользоваться следующей зависимостью:
Г) = Г dzY
Y ‘ ГСр W’
(74.5)
где Ам « 3,57
dz
R z + Тп„
р(бТг
Рпр
dz
5Г
Р— следует определить из уравнения состояния газа, полученного Пенгом-
ПР '
Робинсоном.
5.1.8. Теплопроводность газа
Теплопроводность газа используется при расчетах теплового режима ствола, кол-
лекторов, установок по осушке газа и др. Теплопроводность газа зависит от давления,
температуры и состава таза. Определяется графически и аналитическим путем. Наиболее
109
' ».
50
Рис. 10.5
Зависимость обобщенной функции f(Dj)
от приведенных давления н температуры
110
простым и практически приемлемым путем является графическое определение коэффици-
ента теплопроводности, используя при этом зависимости:
%/%„ и Х/%Кр от приведенных давления и температуры, показанных на
рис.11.5 и 12.5, или in зависимости (X—%„) от приведенной плотности из рис.13.5. Оп-
ределение коэффициента теплопроводности по этим графикам требует знания значений
Xwили Хж. Величину ^определяютпо формуле:
ЛК=12,24-1О-5М^/Т^, (75.5)
Мси — молекулярная масса газа, Р^., Тж — псевдокритпческие давление и температура га-
за.
Для определения , т.е. теплопроводности газа, при Рат= 0,1 МПа и заданной
температуре следует использовать рис. 14.5 и по лэт каждого компонента, найденного из
этого рисунка, вычислить лэт см по формуле:
^.см= п—”---------. (76.5)
l + SA^x./Xj
где %aii — коэффициент теплопроводности i-ro компонента. Ау — коэффициент взаимо-
действия, определяется по формуле:
А)
"10,5)
1 + Sj/T 1+Sjj/T
1 + Sj/T 1+Sj/T
(77.5)
где |L,T1, — коэффициенты вязкости при Рет= 0,1 МПа и заданной Т i-ro л j-ro компонен-
тов; Б,,— постоянный коэффициент определяется по формуле:
Sy = Cs(Sj Sj)0-5, (78.5)
Cs — коэффициент, зависящий от природы компонентов. Если смесь состоит тв близких
по природе компонентов, например, если газ состоит только тв полярных или только из
неполярных компонентов, то Cs« 1,0, а если из различных по природе компонентов, то Cs
«0,733.
Значения коэффициентов S, и Sj определяются по эмпирическим формулам:
Spl^, (79.5)
Тиш j — температура кипения j-ro компонента, значение которой определяется по таблице
из [25].
Для приближенных расчетов Хат см может быть определен по формуле:
Mj^/Sx,. (80.5)
111
a
Рис. 11.5
Зависимость приведенной теплопроводности Х/Х„ газов
от приведенных давления и температуры:
а) 0,6 £ Рпр <; 6; б) 0,1 £ Рпр <; 1,0.
112
. Рис. 12.5
Зависимость приведенной теплопроводности X / Хкр газов
; от приведенных давления н температуры
Рис. 13.5
Зависимость АХ = (X - Хат) 108ZR
от приведенной плотности газов
113
Зависимость теплопроводности компонентов природных газов
Х,т от температуры при Р в 0,1
1 - метан; 2 - этан; 3 — азот; 4 - пропан; 5 - п-бутаи; 6- п-пентан; 7 — углекислый газ;
8 - п-гексан; 9 - п-гептан.
Ш
Значения могут быть найдены из рис. 14.5 или расчетным путем согласно [25].
Для значений приведенной плотности р„р < 0,5 теплопроводность газа может быть
определена по формуле:
14-10'8(е~в,5}*пр-1)
Х = Х„сИ+--------тз---------L, (81.5)
а при 0,5 < < 0,2 по формуле:
13,1 •Ю’8(е-о,в7рп₽-1,069)
х=хиси+-------:--™з------------*. (82.5)
Если pw больше 2, то величину теплопроводности определяют по формуле:
a-i + 2,976 •10~8[е1'155рпр + 2,01б)
л —лисм+-----------------------—т (оа ?)
где приведенная плотность должна быть определена:
Рпр = ~ “ гпкТпкР/зТ^ ; (84.5)
Рпк
(85.5)
— коэффициент сверхсжимаемости i-ro компонента при Ри и Ти.
z — коэффициент сверхсжимаемости газа при Р и Т.
Приведенные выше методы определения коэффициента теплопроводности К через
или Лц, имеют одинаковые погрешности, поэтому проектировщик имеет право выбора
любого из приведенных выше методов.
5.1.9. Влагосодержание газа
Это один in основных параметров, учитываемых при проектировании разработки
газовых и газоконденсатных месторождении. Влагосодержание газа связано с потерями
давления в стволе, осушкой газа на промысле, гидратообразованием, коррозией и т.д. При
проектировании разработки должно быть спрогнозировано изменение влагосодержания в
процессе истощения залежи в зависимости от снижения пластового давления.
Влагосодержание газа зависит от состава газа, давления, температуры и физико-
химических свойств воды, с которой газ находится в термодинамическом равновесии.
Влагосодержание газа определяется формулой:
W = W06CcCp, (86.5)
115
где Wo;6 —. влагосодержание газа с относительной плотностью р = 0,6 с пресной водот
Сс — поправка на соленость воды, а Ср — на отклонение плотности газа от величин]
р=О,б.
Величины Wa6, Сс и Ср определяются графически из рис. 15.5 и 16.5. В условия
отрицательных температур, связанных с подготовкой газа на некоторых промыслах, неос
ходимо в формулу (86.5) внести поправку в впде-множителя на температуру Ct, использу
зависимости, показанные на рис. 16.5 а, б, в.
Большинство параметров газа, входящих в расчетные формулы, используемых пр:
проектировании разработки месторождений углеводородов, как правило, оггределяютс
экспериментально, результаты представляются графически. Однако для прогнозных рас
четов более удобными являются не графические зависимости параметров газа от составе
давления и температуры, а аналитические зависимости. Поэтому практггчески любой те
раметр газа, кроме графических зависимостей, представляется в аналитической форме
т.е. в виде формул, описывающих графические зависимости.
Для влагосодержания газа такая зависимость имеет вид:
W06 = A/P+B (87.5
где А — влагосодержание идеального газа; В — коэффициент, зависящий от состава газе
Р — давление. Значения А и В определяются по таблтгчным данным, пртгведенным в тас
лице 7.5, а также по формулам: '
А-Р^МщоР^/R^^^ 749-10'9 Рвп, (88.5)
где Рвп — давление насыщенного пара над конденсированной фазой, значение которог
определяется по данным таблицы 8.5 и из рис. 17.5. Кроме этого, значение Рвп для разшп
ных температур может быть определено по формуле:
при 203 < Т < 373К
116
W0 6> кг/1000м3
Рис. 15.5
Зависимость влагосодержания газа с относительной плотностью р = 0,6
Wo,в от давления и температуры
117
Рис. 16.5
Зависимости поправочных коэффициентов на влажность газа от содержания солей
(а), температуры (б) и относительной плотности (в)
118
Рис. 17.5
Зависимости плотности и давления Рм насыщенного
водяного пара от температуры
119
Таблица 7.5
Значения коэффициентов А и В в формуле (87.5)
т, к А В т, К А В т, К А В
233 ОД 451 0,00347 281 8,20 0,0630 329 120,0 0,487
235 0,1780 0,00402 283 9.39 0,0696 331 138,0 0,521
237 ОД 189 0,00465 285 10,72 ь *0,0767 333 152,0 ’ 0,562
239 0,2670 0,538 287 12,39 0,0855- 335 166,5 0,599
241 0,3235 0,00623 289 13,94 0,0930 337 183,3 0,645
243 0,3930 0,00710 291 15,75 0,1020 339 200,5 0,691
245 0,4715 !Й 0,00806 293 17,87 0,1120 341 219,0 : 0,741
247 0.5660 0,00921 295 20,15 0,1227 343 238,5 0,793
249 0,6775 0,01043 297 22,80 0,1343 345 260,0 0,841
251 0,8090 0,01168 299 25,50 0,145.3 347 ‘ 283,0 0,902
253 .0,9600 0,01340 301 28,70 0,1595 349 30,60 0,965
255 1,1440 0,01510 303 32,30 0,1740 351 335,0 ; 1,023
257 1,3500 0,01705 305 36,10 0,1895 353 363,0 ‘ 1,083
259 1,5900 0,01927 307 40,50 0,2070 355 394,0 0,148
261 1,8680 0,02115 309 45,20 0,2240 357 427,0 1,205
263 ,2,1880 0,02290 311 50,80 0,2420 359 462,0 1,250
265 ; 2,5500 0,02710 313 56,25 0,2630 1 361 501,0 > 1,290
267 2,9900 0,03035 315 62,70 0,2850 363 537,5 1,327
269 3,4800 0,03380 317 69,25 0,3100 365 582,5 1,367
271 4,0300 0,03770 319 76,70 0,3350 367 624,0 1,405
273 4,6700 0,04180 321 85,29 0,3630 369 672,0 1,445
275 5,4000 0,04640 323 94,99 0,3910 371 725,0 1,487
277 6,2250 0,05150 325 103,00 0,4220 373 776,0 1,530
279 7,1500 0,5710 - - 327 '' J 114,00 0,4540 383 1093,0 2,620
120
Таблица 8.5
Значения плотности и давления насыщенного пара воды от температуры
Т, к р 1 вп> МПа Р. кг/м3 т, К Г*вп> МПа Р. кг/м3 т, К р * вп> МПа Р. кг/м3
273 0,000611 0,00485 300 0,003564 0,02576 327 0,015002 0,0998
274 0,000656 0,00519 301 0,037780 0,02722 328 0,157400 0,1044
275 0,000706 0,00556 302 0,004004 0,02875 329 0,016509 0,1092
276 0,000757 0,00594 303 0,004241 0,03036 330 0,017311 0,1142
277 0,000804 0,00636 304 0,004491 0,03220 331 0,018146 0,1193
278 0,000882 0,00679 305 0,004753 0,03381 332 0,019015 0,1257
279 0,000934 0,00726 306 0,005029 0,03565 333 0,019917 0,1307
280 0,001001 0,00775 307 0,005318 0,03758 334 0,020859 0,1360
281 0,001072 0,00826 308 0,005622 0,03960 335 0,021839 0,1420
282 0,001147 0,00882 309 0,005940 0,04172 336 0,022849 0,1482
283 0,001227 0,00940 310 0,006274 0,04393 337 0,023909 0,1546
284 0,001312 0,01001 311 0,006624 0,04623 338 0,025007 0,1630
285 0,001401 0,01066 312 0,006991 0,04864 339 0,026144 0,1682
286 0,001496 0,01134 313 0,007375 0,05115 340 0,027243 0,1753
287 0,001597 0,01206 314 0,007777 0,05376 341 0,028557 0,1827
288 0,001704 0,01282 315 0,008198 0,05659 342 0,029832 0,1903
289 0,001817 0,01363 316 0,008639 0,05935 343 0,031156 0,1982
290 0,001936 0,01447 317 0,009099 0,06234 344 0,032529 0,2064
291 0,002062 0,01536 318 0,009582 0,06545 345 0,033960 0,2148
292 0,002196 0,01630 319 0,010085 0,06868 346 0,035431 0,2236
293 0,002337 0,01729 320 0,010612 0,07205 347 0,036961 0,2326
294 0,002485 0,01833 321 0,011169 0,07557 348 0,038550 0,2420
295 0,002642 0,01942 322 0,011735 0,07923 349 0,040187. 0,2516
296 0,002807 0,02057 323 0,012335 0,08302 350 0,041894 0,2605.
297 0,002982 0,02177 324 0,012960 0,08696 351 0,043649 0,2718
298 0,003166 0,02304 325 0,013612 0,09107 352 0,045473 0,2824
299 0,003360 0,02437 326 0,014293 0,09535 353 0,047356 0,2923
121
z \4
Рм = ехр -0,60212Щ
/ х 2
-2,97304[~J +7,19863— +6,41465
(89.5)
при 373 <Т < 623К
Р„=е +0,437^)’ -2Л4з(^2 +63574^+в,4356
(90.5)
Коэффициент В в формуле (87 .5) может быть определен по формуле:
В = 10'3
ех{ 0,068:
3 z гр \2 »
+ 1,06606 — -2,00075—+4,2216
I llOOJ 100
(915)
4
где Т:— температура среды, для которой определяется влагосодержание, °C.
Значение Wo б с приемлемой для проекта разработки точностью может быть вычис-
лено аналитически
Wo.« = 0Л73бехр[0,0735Т-0,00027Т2]+0,0418 ехр[0,054Т-0,0002Т2]. (92.5)
Аналитически могут быть определены значения поправочных коэффициентов:
Сс= 1-0,225-105К.
Ср=10-7-1,1-Ю^Т р+0,079р2 +0,73-10’3Т+0,156р+0,927, (93.5)
где К — соленость воды кг/м3; Т — температура, °C, р— относительная плотность газа.
Приведенные выше методы пригодны для газов, в составе которых практически
отсутствуют кислые компоненты. Наличие СО2 и H2S повышает, a N2 снижает влагосо-
держание.
При содержании в газе до 20% объемных H2S влагосодержание следует определить
по формуле:
W0.e-xW+ хСОг WC02 + xH2g WH^, (94.5)
где x, xC02 я xH2g — мольные доли углеводородных компонентов, СО2 н H2S соответст-
венно; W, WCOj и WH2S — содержание влаги в углеводородной части газа, двуокиси угле-
рода и сероводорода соответственно. Значения W, WC02 и WHjS определяются иэ
рис.15.5,18.5 и 19.5.
Влагосодержание газа, находящегося в равновесии с растворами гликолей, может
быть определено аналитически согласно методике, изложенной в работе [25].
122
Wco , |(У’кг/м3
Рис. 18.5
Зависимость влагосодержания углекислого газа Wcoj
от давления и температуры
123
, МПа
Рис. 19.5
Зависимость влагосодержания сероводорода WH S
от давления и температуры
124
5.1.10. Гидраты природных газов
Гидраты природных газов — это состояние! природного газа, приобретаемого при
определенных Р и Т и наличии влаги в газе. Такое состояние газа встречается в естествен-
ных условиях, когда при имеющихся термодинамических условиях; природный газ пред-
ставляет собой залежь гидратов, а также в условиях, получаемых при движении газа в сис-
теме «пласт—УКПГ». !
Гидраты имеют две структуры. При структуре I число молекул газа в гидрате равно
1/5,75, а при структуре II — 1/5,667.
. Мольный объем воды в элементарной ячейке гидрата рассчитывается по формуле:
u=Noa^/N, (95.5)
N — число молей воды, составляющих элементарную ячейку гидрата, для I структуры N =
46, а для II структуры N = 136; а0 — параметр кристаллической решетки гидрата, м; а0 =
12 • 1010 для I структуры иа0= 17,4 • 1010 для II структуры, No = 0.6024 • 1024 — число
Авогадро. С учетом а0, N и No объемы воды в ячейке гидрата I и II структур соответствен-
но будут Vj = 22,6 • 10б и Цц= 23,33-10 б м3/моль.
При решении задач проектирования разработки и эксплуатации скважин и систем
осушки газа требуется определение теплоты гидратообразования.
С приемлемой точностью теплота гидратообразования может быть определена по
формуле:
тт
АН= Я-Цг1пР2/Р1 , (96.5)
где Рь Р2 и Tj, Т2 — соответственно давления и температуры гидратообразования в точках
1и2.
Гидратное состояние газа нарушает технологические процессы, предусмотренные
проектом разработки, снижает надежность устойчивой работы скважин и наземных ком-
муникаций. Поэтому в проектах разработки должна быть спрогнозирована возможность
образования гидратов в призабойной зоне, в стволе скважины, в шлейфах, сепараторах и
т.д.
Образование гидратов связано с составом газа, давлением, температурой и наличи-
ем влаги в газе. Чем выше давление и ниже температура газа, тем больше опасность обра-
зования гидратов.
125
Условия образования пиратов для каждого месторождения определяются экспе-
риментально, хотя для известного состава газа эти условия могут быть определены и по
имеющимся графическим зависимостям; приведенным на рис. 20.5, 21.5 и 22.5.
При наличии в составе газа СО2 и H2S пираты образуются более активно. Темпе-
ратура пиратообразования газа, содержащего до 50% H2S и до 10% С3Н8, может быть оп-
ределена с весьма высокой точностью из рис. 22.5.
Аналитически (на базе имеющихся графтгческих зависимостей) условие пиратооб-
разования может быть определено по формуле:
Тр = а(1+lgP)±b, * (97.5)
где ан b — коэффициенты, определяемые для каждого месторождения эксперимен-
тально. Значения айв для различных месторождений приведены в таблице 9.5.
Таблица 9.5
Значения коэффициентов а и b
№№ пп Месторождение Содержание СН4,% а b
1 Уренгойское (сеноманская залежь) 98-99,6 19,9 -28,5
2 Уренгойское (валанжпнская залежь) 86,7 14,7 -ИЛ
3 Медвежье, Ямбургское (сеноманская залежь) 98-99,6 19,9 -28,5
4 Вуктыльское 81,2 12,2 -8,2
5 Оренбургское 84,2 16,7 -14,2
б Зальцведель-Пекензен (азот « 65%) 34,7 19,0 -3,3
7 Карачаганакское Р < 7,0 МПа Карачаганакское Р 2 7,0 МПа 73,1 16,6 7,3 -4,6 -12,4
8 Астраханское Р < 7,0 МПа Астраханское Р £ 7,0 51,2 51,2 21,5 14,0 •9,2 -15,6
Аналитически при наличии в газе сероводорода и углекислого газа температуру
пиратообразования можно определить по формуле:
Т₽ ==ТЯ+ [TH(lgP-0,415)]Д 13,71-lgPj + z/(a+bz), (98.5)
126
Р, МПа
Рис. 20.5
Зависимость равновесных параметров гидратообразования
природных газов от плотности
127
Рис. 21.5
Зависимость равновесных параметров гидратообразования отдельных компонентов
природного газа
128
б
Рис. 22.5
Номограмма для определения температуры
гидратообразования сероводородосодержащих газов (а)
и поправка на содержание в газе пропана (б)
129
где Тн — нормальная температура, Тн = 273,15К; а и b — коэффициенты, определяемые
из рис.23.5 в зависимости от С, где величина С определяется из равенства:
C = xH2S/z, (99.5)
z = xh2s+xco2 — суммарное содержание H2S и СО2 в объемных процентах в составе газа.
5.2. Свойства нефти ь -
При освоении газонефтяных месторождений часто встречаются случаи, когда к
скважине одновременно притекают и жидкость, и газ. Это связано с обводнением газовых
скважин, выпадением и частичным выносом из призабойной зоны конденсата, образова-
нием конуса нефти из нефтяной оторочки, а также прорывом газа через вскрытый нефте-
насыщенный интервал. В связи с открытием многочисленных газонефтяных месторожде-
ний с маломощной нефтяной оторочкой возможность и необходимость одновременного
отбора газа и нефти, а в ряде случаев газа, нефти и воды требуют изучения продуктивности
скважины по каждой фазе. Для интерпретации результатов исследования скважин,
вскрывппгх нефтяные и газонефтяные пласты, прогнозирования показателей разработки
газонефтяных месторождений, подсчета запасов нефти, а также обустройства газонефтя-
ных промыслов необходимы свойства пластовых нефтей. Свойства нефти входят в исход-
ные уравнения фильтрации нефти в пористой среде и движения нефти (чаще всего газо-
нефтеводоносной смеси) по стволу и по наземным коммуникациям.
При проектировании разработки газонефтяных месторождений используют свой-
ства пластовых нефтей, определенных в основном только экспериментально и в меньшей
степени аналитически, разработанные на базе обобщения результатов экспериментальных
изучений многочисленных нефтяных месторождений. По углеводородному составу нефти
подразделяются на метановые (парафиновые), нафтеновые и ароматические. В составе до-
бываемых нефтей присутствуют также сера, азот, кислород и т.д. Сера в нефти присутст-
вует в свободном состоянии, в виде сероводорода H2S и сернистых соединений — суль-
фиды, дисульфиды, меркаптаны и т:д.
5.2.1. Плотность нефти
Плотность нефти зависит от состава нефти, давления, температуры и количества
растворенного газа. В пластовых условиях плотность нефти меньше ее плотности при
нормальных условиях, что связано в основном с растворенным газом. Прн сравнительно
130
Рис. 23.5
Зависимости коэффициентов а и b от С
131
высоких давлениях, когда плотность растворенного газа становится сопоставимой с плот-
ностью жидкой фазы, с дальнейшим увеличением давления плотность нефти растет. На
рис. 24.5 показано изменение плотности от давления двух нефтяных месторождений. Сле-
дует подчеркнуть, что не все фазы, растворяясь в нефти, одинаково влияют на ее плот-
ность. С повышением давления плотность нефти уменьшается при насыщении ее углево-
дородными газами и незначительно увеличивается при насыщении азотом и СО2. Рост
давления выше давленти насыщения нефти газом Р* приводит к незначительному увели-
чению плотности нефти Часто в гидродинамических расчетах используют относительную
плотность нефти. Относительная плотность.нефти — это. отношение ее плотности прн Р„
и ТС1 к плотност воды при Т=277 К й Рат. В диапазоне изменений Т=273-ь323 относитель-
ную плотность нефти можно определить по формуле:
Рн-Ржа-аСГ-гО), (100.5)
где рн ст — плотность нефти при Ри и Тст=293. Величина а определяется по формуле:
а = [1,828- 1,320-рнс1]-10‘3 или а = 5,1 Ы04(рЯС1+ 100/ТсрмУр‘1-8, (101.5)
Тср и — среднемолярная температура кипения нефти, К; при известной молярной массе
нефти величину а можно определить по формуле:
а = 0,0006 + 0,0375(-0*0002 + 1/Ми), (102.5)
Мн — молекулярная масса нефти. В более широком диапазоне изменений температуры
(20ч120°С) относительную плотность нефти можно определить по формуле:
Рн=Ркст41+а(Т-20)], ! . (1015)
Значение а зависит от величины плотности нефти при стандартных условиях и оп-
ределяется по формулам:
при 0,78 £ рвст < 0,86 а = [10812.638pacJ • 10'3, (104.5)
при 0,86 <рнс1< 0,96 а = [2,513-l,975pacJ • 10 3. (105.5)
5.2.2. Плотность нефти с растворенным в ней газом
В пластовых условиях плотность нефти с учетом растворенного газа может
быть определена по формуле:
Рнпл = (Ри.и + ГргстЖ (106.5)
где рн С1 — плотность нефти при Рэт и Тст; ргст — плотность газа прн стандартных условиях;
Г — газовый фактор, т е. отношение объема газа, растворенного в нефти при пластовой
температуре и давлентпг насыщения, к объему дегазированной нефти. Объемы газа И неф-
132
Зависимость плотности пластовой нефти от давления Актырского (1) и
Новедмнтриевского (2) нефтяных месторождений
133
ти при расчете Г должны быть приведены к стандартным условиям; b — объемный ко-
эффициент нефти, определяемый по формуле:
Ь=1 + ХГ+а(Т1И-20)-₽нР1И, (107.5)
где X — безразмерный параметр, определяемый как отношение удельного приращения
объема нефти в результате растворения в ней газа к газосодержанию нефти. Значение X
может быть определено по формуле: ь w
1 = 103 [4,30 +0,858 ргя+ 5,2 • 103(1 - 1,5 -103ПГ - 3^4^, (108.5)
ри — коэффициент сжимаемости нефти, принимается равным 6,5-1 О'4 1/МПа»<х — коэф-
фициент, определяемый по формулам (104.5) и (105.5) в зависимости от плотности нефти,
Рш и Тот — пластовое давление и температура.
F
5.2.3. Молекулярная масса нефтей
Молекулярная масса нефтей определяется в основном экспериментально с точно-
стью до 3%. Путем обобщения экспериментальных данных молекулярную массу дегази-
рованной нефти можно определить приближенно по формуле:
Мн=200ркс?^ (Ю9.5)
гДе Ин.ст — коэффициент вязкости нефти (дегазированной) при стандартных условиях:
Рэт и Тст. мПа-c Нефти месторождений России характеризуются по молекулярной массе:
Мн = 162+315 кг/к моль, по плотности рнст = 781+923 кг/м3 *и по вязкости
Рн.С1= 1,7+310 мПа-c. При известной плотности и неизвестном коэффициенте вязкости мо-
лекулярную массу можно оценить и по формулам:
MH=44,29(pttCI + 0,00826)/(l,02174-ptt„) или Мн= 1,0343 • lO2-77612^”. * (110.5)
Кроме приведенных выше формул, имеются и другие методы расчета Мн, не отли-
чающиеся точностью от предложенных выше.
Молекулярная масса пластовой нефти при известном составе растворенного в ней
газа и газосодержании Г может быть определена по формуле:
мга= Мн [1 + rft.„ /Рн .„] / [1 + Г Мн ргп/ MrPttcJ, (111.5)
где рг ст, ркст — плотность газа и нефти при стандартных условиях; Мн, Мг — молекуляр-
ные массы нефти н газа при стандартных условиях.
Приближенно в зависимости от вязкости и плотности нефти в пластовых условиях
молекулярная масса нефти в пластовых условиях может быть оценена формулой:
134
при Рид < 1,5 мПа-с
при Рпи^ 1,5 мПа-с
pOT — плотность нефти в пластовых условиях.
Мпл= 0,157-ц°’и267 -Рпл;
(112.5)
5.2.4. Вязкость нефти
Вязкости отсепарированной и пластовой нефтей существенно отличаются, что свя-
зано с наличием растворенного газа в нефти в пластовых условиях, пластовым давлением
и температурой. Увеличение вязкости нефти с ростом давления происходит только при
давлениях выше давления насыщения. Вязкость пластовой нефти зависит и от состава
растворенного газа. Открыто значительное число нефтяных месторождений, в которых
вязкость нефти настолько велика, что нефть остается неподвижной даже при очень высо-
ких перепадах давления на пласт. В целом вязкость пластовой нефти иногда может быть в
десятки раз меньше вязкости отсепарированной нефти. Вязкость нефти определяется экс-
периментальным путем. Если нет экспериментальных данных, то вязкость нефти при
стандартных условиях может быть с приемлемой точностью оценена по формуле:
= [о,628р* „ /(о,886-pL J при 0,845 < рни < 0,924 (113.5)
и Мист = [о,456ри ст /(о,833 -р^ ст J при 0,780 < рнст < 0,845,
где pttCT — плотность нефти при стандартных условиях, т.е. при Р=0,1013 МПа и Т=293 К.
Вязкость нефти при любой температуре Т может быть определена по ее известной вели-
чине при другой температуре по формуле:
.
где щ. — вязкость нефти при искомой температуре мПа-с; ц1о — известная вязкость нефти
при температуре То; Т — заданная температура, К; а и С — постоянные коэффициенты,
определяемые из следующих условий:
при щ> 1000 мПа-c; а = 2,52-Ю’3 1/град; С=10 1/мПа;
при 10 < щ< 1000 мПа-c; а — 1,44-10'3 1/град; С=100 1/мПа;
при 10 мПа-c; а = О,76-1О’3 1/град; С=1000 1/мПа.
Вязкость газонасыщенных нефтей при пластовой температуре и давлении насыще-
ния в зависимости от газосодержания определяется по формуле:
135
Мтпп^АЦт, (115.5)
где рц — вязкость неф™ при T=Tra и Ра1, мПа-с; А и В — графические зависимост ме-
жду этими коэффициентами и газосодержанием нефти, Г. Эти графические зависимое™
аналитически выражаются в виде
при Г < 130м3/м3
130 < Г< 190
190 i Г ^250
А = [1 + 0,01161г]1,
А = 1,7£7J[1 + 0,02625 Г]1;
А = 0,6882[ 1 + 0,00706 Г]1;
Г >250 А = 0,3652[1 + 0,00189 Г]1; * (116.5)
при Г < 70 м3/ м3
4113
Г2
70 5 Г < 280
7033 156,6 "I0,5
___О + Т-.
83,87/Г;
-275,83/Г,
(117.5)
’ Г > 280
где Г — отношение объема растворенного в нефта газа при Тга и давлении насыщения к
объему дегазированной нефта. Объемы газа и нефта должны быть приведены к стандарт-
ным условиям.
Характер изменения вязкости пластовой нефта от давления показан на рис.25.5. Из
рис. 25.5 видно, что выше давления насыщения с ростом давления вязкость увеличивается.
Это связано с тем, что с ростом давления выше давления насыщения количество раство-
ренного в нефта газа не увеличивается и повышение давления приводит к росту вязкости
растворенного газа, следовательно и газонефтяной смеси. На величину вязкости сущест-
венно влияют температура и количество растворенного газа. Зависимость вязкости от
температуры и количества растворенного газа показана на рис.26.5. Учитывая, что нефта
различных месторождений существенно отличаются по физическим свойствам, целесооб-
разнее для определения вязкости при различных Т и Г в качестве основного способа оп-
ределения вязкоста от Т и Г использовать расчетный метод, т.е. формулы
(114.5X117.5).
Аналитическая зависимость между давлением и вязкостью выражается уравнени-
ем:
= М™и + 5(Рга-Ряю)/0,1013, (118.5)
где Цдл — вязкость пластовой нефта при Рга и Тм в облаете Pra > Р^;
136
Рис. 25.5
Зависимость вязкости пластовой нефти ци от давления
Рис. 26.5
Зависимость вязкости пластовой нефти ц„ от количества
растворенного газа при Т = 40 °C (1) и Т = 60 °C (2)
137
pJBlH — вязкость нефти при и давлении насыщения Р^; Р^ — давление насыщения
при S — коэффициент пропорциональности между и пластовым давлением, оп-
ределяемый по формуле:
при Щи < 5 мПа-с
при 5 < Щи,, < 10 мПа-с
при 10 £ m„.H< 25 мПа-c
при 25 <; 45 мПа-c
при 45 < 75 мПа-с
при 75 < 85 мПа-c
8 = 0,0114 •
8 = 0,057 + 0,023 йЦшв-5);
8 = 0,17^0,031^,-10);
8 = 0,643 + 0,045 Оц^-25),
8 = 1,539 + 0,058 - 45),
8 = 3,286 + 0.100 (р^- 75); (119.5)
Пример: Определить вязкость нефти при 6 мПа-c; Pra= 17 мПа; Рщс= 14 мПа.
В интервале 5 10 мПа-c коэффициент 8 определяется по формуле:
8 = 0,057+0,023(6-5) = 0,080 и |ипя= ^„+0,08/0,1013 = 6,8 мПа-с.
5.2.5. Теплоемкость нефти
Теплоемкость нефти зависит от давления, температуры и количества растворенно-
го газа. В интервале изменения температуры до 533 К изобарная теплоемкость Ср при за-
данной температуре может быть определена по формуле:
Ср = 1,5072 [1 + (Т + 50)/100-(1,14 - pttcI)], (120.5)
гДе Раст — плотность нефти при стандартных условиях.
Средняя теплоемкость нефти в интервале температур Tj-Tj может быть определена
по формуле:
Ср = 1,444 + 0.00184 (Т, - Т2) (2,10475 - pRCI). (121.5)
В более широком диапазоне изменения температур Т=258+773 К величину Ср мож-
но вычислить по формуле
Ср = [0,55 Ф +0.35] [2,9532 - 1,3217р„„ + Т (0,613 - 0,229pttCT> 10'2], (122.5)
где Ф — характеристический фактор (показатель группового состава нефти), определяе-
мый по формуле:
Ф=1,2251 (тер-Т„)^/(ряст + 0,0092). (123.5)
Tq, — средняя усредненная температура кипения, определяемая формулой .
Тер = (Терм+ТСр.к)/2, (124.5)
138
где Тср ^ZXiT^; \ — молярная доля i-rp компонента; Ти — температура кипения чистого
компонента при атмосферном давлении.
(125.5)
г, — объемная доля i -го компонента; Тн — нормальная температура; Тн=273,15 К.
Приближенно величина Ф может быть определена формулой:
Ф = [10,1456 + 1,79рнст - 373/MJZ рнст, (126.5)
Мн — молекулярная масса нефти.
Формула (126.5) дает около 4% погрешности при давленшг до Р=1,5 МПа.
5.2.6. Теплопроводность нефти
При атмосферном давлении и диапазоне изменений температуры Т=293т473 К те-
плопроводность нефти определяется эмпирической формулой:'
Х, = (0,1233 + 0,63540:Ъ).[.1 -(Т-30X0,491 - 0.447рнст)-10'2] Вт/м-град, (127.5)
где п — массовая доля твердых парафинов в нефти в %.
5.2.7. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
Нефть обладает упругостью и изменяет свой объем под давлением. Упругость неф-
ти измеряется коэффициентом сжимаемости или объемной упругостью. Коэффициент
сжимаемости нефти определяется формулой:
1 Ди
и ДР
(128.5)
где и— исходный объем нефти, м3, Д и — вменение объема нефти при изменении дав-
ления на величину ДР. Коэффициент сжимаемости нефти зависит от состава нефти, дав-
ления и температуры. Если нефть не содержит растворенный газ, она обладает низким ко-
эффициентом сжимаемости. Чем выше температура, тем больше коэффициент сжимаемо-
сти. Изменения рн от давления прн различных температурах показано на рис.27.5. Объем-
ный коэффициент нефти характеризует отношение объемов нефти в пластовых условиях и
на поверхности, т е.
Ь’Цщ/Чж- <129-5)
139
Рис. 27.5
Зависимость коэффициента сжимаемости нефти $ Новодмитриевского
месторождения от давления при Т « 40 *С (1) и Т = 120 °C (2)
140
где и „л, и дег — объемы нефти в пластовых условиях и после дегазации при стандартных
условиях. По известной величине объемного коэффициента определяют коэффициент
усадки нефти:
u = (b-1>100/Ь. (130.5)
Усадка добываемых в России нефтей достигает 40-50%. Как правило, коэффициент
усадки определяется экспериментально.
5.2.8. Растворимость газов в нефти
От количества растворенного газа зависят все основные свойства нефтей. Как пра-
вило, газонасыщенность нефтей определяется экспериментальным путем Растворимость
газа в нефти зависит от составов газа и нефти, от давления и температуры. Для сравни-
тельно небольших давлений и температур растворимость газов в нефти подчиняется зако-
ну Генри, согласно которому для заданной температуры растворимость линейно зависит
отР:
иг=аРин, (131.5)
где а — коэффициент растворимости, м3/т, ин, ut — объемы нефти и газа. Количество
газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на 1 атм, называ-
ют коэффициентом разгазирования. По мере снижения давления коэффициент разгазиро-
вания увеличивается.
5.3. Свойства пластовой воды
5.3.1. Плотность воды
Плотность пластовой воды зависит от ее минерализации (количество растворенных
солей), температуры и давления. С ростом минерализации и давления плотность возраста-
ет, а с увеличением температуры—уменьшается.
На рис.28.5 показана зависимость плотности пластовых вод от их суммарной соле-
ности. Растворенные в пластовой воде газы практически не влияют на плотность, так как
вес растворенного газа ничтожно мал. Величину плотности пластовой воды можно полу-
чить, разделив плотность в нормальных условиях на пластовый объемный коэффициент
этой воды.
141
Рис. 28.5
Зависимость плотности воды р. от количества
растворенных в ней минералов G
142
цв, мПа-C
Рис. 29.5
Зависимости вязкости пресной воды при Р - 0,1 МПа (1) и пластовой воды с
минерализацией 210 кг/мэ при Р = 15*40 МПа (2) от температуры
143
Рис. 30.5
Зависимость вязкости минерализованной воды цвот
содержания солей при температурах: Т = 5°С (1); 10°С (2);
20°C (3); 30 °C (4); 40 °C (5); 50 °C (6);60°С (7)
144
Установлено, что плотность воды при атмосферном давлении и температуре
Т=273К равна рв=0,999841 kt/IOW; при Т=27б,93К рв=0,999973 kt/IO’V и при Т=293 К
рв=0,998203 кг/10’3м3.
Максимальную плотность вода имеет при Т=27б,98К. Выше и ниже этой темпера-
туры плотность уменьшается примерно на 10%, т.е. при затвердевании вода не сжимается,
а расширяется. Некоторые физические параметры воды приведены в таблице 10.5.
5.3.2 Вязкость пластовых вод
Вязкость пластовых вод определяется в лабораторных условиях по глубинным
пробам воды с указанием температуры, давления, содержания и состава растворенных га-
зов и интервалов. Вязкость воды в пластовых условиях зависит в основном от температу-
ры и концентращш растворенных солей. Влияние давления на вязкость воды незначи-
тельно. Из-за ограниченного количества газов, растворенных в пластовой воде, ее вяз-
кость при насыщении газом незначительно уменьшается. Характер изменения вязкостей
пресной воды при давлешпг 0,1 МПа и пластовой воды с минерализацией 210 кг/м3 при
давлениях 15-г40 МПа от температуры показан на рис.29.5. Из рпс.29.5 видно, что увели-
чение давления до 400 раз и минерализащпг в 210 раз приводит к росту динамической вяз-
кости пресной воды на 10-20%. На рис.30.5 приведена зависимость вязкости минерализо-
ванной воды от содержания солей при различных температурах. Значения вязкости, най-
денные из этой зависимости, могут быть использованы при приближенных расчетах дви-
жения пластовых вод в пористой среде и по трубам.
5.3.3. Сжимаемость пластовых вод
Пластовые воды под воздействием давления изменяют свой объем. Сжимаемость
вод характеризуется коэффициентом сжимаемости, который при постоянной температуре
определяется по формуле:
где Ди—изменение объема воды при изменении давления на ДР (в Па);
и — объем воды в условиях опыта, м3.
На сжимаемость воды влияет количество газа, растворенного в воде. Сжимаемость
'воды с учетом количества растворенного газа определяется по формуле:
14Й
Таблица 10.5
Некоторые физические постоянные воды
Параметры Единица измерения Значения постоян- ных параметров
Молекулярная масса * 18,016
Температура максимальной плотности
при Р = 0,1 МПа ь „ °с 3,98
Плотность при Т = 273 К кг/м3 999,841
Т = 276,98 К н я, 1000,0
Т = 293,0К ft 998,203
Плотность льда tf 916,800
Масса насыщенного пара
прпТ = 373 К и Р = 0,1 МПа W 597,400
Критическая температура воды к 374,20
Критическое давление воды МПа 21,85
Критическая плотность воды кг/м3 0,324
Удельная Теплоемкость при Р = 0.1 МПа кДж/кг-град
воды Т = 288 К 4,1868
льда Т = 273 К 2,03897
Мольная теплоемкость при Р = 0,1 МПа кДж/моль-град
, пара Т = 373 К 75.3624
пара Т = 288 К 75,5624
Скрытая теплота кДж/кг
плавления льда при Т = 273 К 333,688
парообразования при Т = 273 К 6,0124
Вязкость воды при Т = 273 К мПа-с 1,789
Т = 293К 1,650
Поверхностное натяжение при Т = 293 К Н/м 72,53
Удельная электропроводность при Т = 273 К 1/0м-Ю'2м 1,5-10’8
Т=293 К 4,3-10'8
Т = 323 К 18,7 10'8
146
Р = р0(1 + 0.05S), (133.5)
где р — сжимаемость воды с растворенным в ней газом; р0 — сжимаемость воды, не со-
держащей газа; S — коэффициент растворимости газа в пластовой воде, м3/м3.
На рис.31.5 приведен график сжимаемости чистой воды. Для определения коэффи-
циента сжимаемости соленой воды при давлении выше давления насыщения, т.е. когда
раствор не полностью насыщен газом, следует пользоваться поправочным множителем,
который является функцией только количества растворенного газа. Можно также ввести
поправку, учитывающую влияние растворенного газа, пользуясь данными рис.32.5 для
чистой воды и умножая эти данные на множитель х=1+Г/20,3, где Г — газовый фактор,
м3/м3.
5.3.4. Растворимость природных газов в воде
Растворимость газов в воде определяется количеством газа, растворяющегося в
одном куо1гческом метре воды при Т=20°С и Р=0,1 МПа, и характертгзуется коэффициен-
том Ь:
b=ur/GB, (134.5)
где иг — объем растворенного в воде газа при нормальных условиях, м3; GB — масса во-
ды, кг.
Растворимость газов в пластовой воде зависит от ее температуры и минерализации,
а также от составов растворенных солей и газов. Обширные экспериментальные данные о
растворимости газов в мпнералггзованных водах отсутствуют. Поэтому при отсутствии по
конкретному месторождению данных о растворимости газов в водах этого месторождения
следует пользоваться значениями коэффициентов растворимости газов в дистиллирован-
ной воде с учетом температуры и внести поправку на минерализацию по формуле:
а=Оо-10кс (135.5)
где а и ад — мольные доли растворимости газа в минерализованной и дистиллированной
водах; К — коэффициент высаливания; С — концентрация соли в грамм-эквивалентах на
1 и пластовой воды при Т=293 К.
Значение коэффициента высаливания К зависит от состава газа и температуры во-
ды (см.рис.ЗЗ.5). Величина К для водных растворов NaCl при различных температурах
показывает, что для интервала температур 353 < Т < 413 К коэффициент К=0,1. В преде-
лах температур 283 < Т < 353 К величины коэффициента К для метана, этана, пропана н
147
Рис. 31.5
Зависимость сжимаемости чистой воды Р от температуры
прибавлениях: l-s-6 соответственно при Р = 7; 14; 21; 28; 35 и 42 МПа
Рис. 32.5
Поправочный коэффициент Р на сжимаемость для учета влияния растворенного
газа по сравнению со сжимаемостью пресной воды
148
азота будут соответственно равны 0,10 < КСН( < 0,15; 0,10 < К< 0,15; 0,13 < Ксл ^0,18 и
0,165 £ KCjHi £ 0,220.
Растворимость СО2 в пластовых водах незначительна. Опыты показывают, что в
водах различной степени минерализации при 273<Т<333 К и Р—0,1 МПа растворимость
СО2 составляет 0,2ч-1,7 м3/м3 воды. Причем, чем выше минерализация и температура воды,
тем ниже растворимость СО2. Например, при температурах 293-333 К и минерализации
воды 3,5 моль NaCl на 1 л воды растворимость СО2 меняется от 0,2 до 0,4 м3/м3.
В пластовых водах растворяется значительное количество сероводорода H2S. На-
пример, в водах Оренбургского газоконденсатного месторождения растворено 1ч-3 м3/м3
сероводорода, что составляет ЗОч-4О% от общего объема растворенных газов. Опыты пока-
зывают, что растворимость H2S в воде при Р=0,1 МПа, 293 <Т<333 К и минерализации во-
ды NaCl в соотношениях 2ч-5 моль на 1 л воды составляет 0,5ч-1,6 м3/м3.
На газовых месторождениях пластовые воды, как правтшо, насыщены в основном
метаном. Поэтому на рис.34.5 показана растворимость метана в пластовой воде с условной
соленостью NaCl 20,100,200 и 300 кг/м3 воды при температурах Т=293,313,333 и 353 К.
Растворимость природного газа в воде показана на рис. 35.5
5.3.5 Тепловое расширение воды
(136.5)
Тепловое расширение воды можно представить в виде зависимостей объемного
фактора от температуры. Тепловое расширение воды при любых заданных условиях опре-
деляется углом наклона кривой и имеет размерность м3/м3- град. Тепловое расширение
пресной воды при постоянном давлении можно выразить следующим образом:
1 < Д1Л
a’=-VTF
окдт;р
где ос, — коэффициент теплового расширения воды, 1/град, и — объем воды, м3; Ди —
изменение объема от температуры воды, м3. Для пластовых вод ос, колеблется в пределах
(18-90)-10’5 1/град. На тепловое расширение воды существенное влияние, помимо давле-
ния, оказывает растворимость газа в воде, а также мтмералтвация воды. Характер измене-
ния объема воды от температуры показан на рис. 36.5.
149
Коэффициент' высаливания
К
Рис. 33.5
Зависимость коэффициента высаливания К от температуры
для метана (1), азота (2), этана (3) и пропана (4)
150
Растворимость метана, мР/м3
Рис. 34.5
Зависимость растворимости метана в пластовой воде от
давления с условной соленостью NaCl 20 (1+6); 100 (7+9);
200 (10*12) и 300 (13,14) кг/м3 при различных температурах
151
Рис. 35.5
Зависимость растворимости природного газа в пресной воде от температуры при
давлениях: 1*10 соответственно при
Р = 3,5; 7,0; 10,5; 14,0; 17,5; 21,0; 24,5; 28,0; 31,5 и 35,0 МПа
152
5.3.6. Объемный коэффициент пластовой воды
Объемный коэффициент зависит от давления и температуры. В соответствии с
сжимаемостью и тепловым расширением увеличение давления приводит к уменьшению
объемного фактора воды, а повышение температуры при Р = Const увеличивает ее объем-
ный фактор.
Объемный коэффициент пластовой воды pra определяется формулой:
Рш. = ^ = Т3'. OS’S)
и Рпл
где рга, рС1 — плотности воды при пластовых и стандартных условиях. При повышенном
давлении и температуре пресная вода содержит растворенный газ.
Пластовые объемные коэффициенты чистой воды и воды, насыщенной природным
газом, приведены в таблице 11.5.
Чтобы получить пластовый объемный коэффициент пресной воды, насыщенной га-
зом, надо прибавить эту разность к пластовому объемному коэффициенту чистой воды,
определенному по рис.35.5. Если требуется ввести поправку на соленость, то следует ум-
ножить данные рис.35.5 на поправочный множитель, зависящий от солености, который
определяется при помощи рис.37.5. При определении пластовых объемных коэффициен-
тов вод нефтяных пластов предполагается, что разность между объемными коэффициен-
тами пресной и соленой вод равна разности между объемным коэффициентом пресной
воды, насыщенной газом, и объемным коэффициентом чистой воды (см.рис.38.5), помно-
женной на относительное содержание растворенного газа (определенное по рис.35.5). Тем
самым делается предположение, что увеличение объема воды в результате растворения в
ней газа прямо пропорционально по концентрации.
153
Рис. 36.5
Зависимость объема воды vB от температуры при
различных давлениях: Р » 0,1 (1) и Р = 50 МПа (2)
Рис. 37.5
Поправка на соленость 8 при определении растворимости
газа в пластовой воде относительно его растворимости
в пресной воде при температурах Т = 40 °C (1);
Т = 65°С (2); Т = 95 °C (3) и Т = 120 °C (4).
154
Таблица 11.5
Абсолютное давление Пластовый объемный коэффициент, м3/ м3
насыщения, МПа 310.8К 338,6К 366,зк 394ДК
Вода, насыщенная природным газом
35,2 0,9989 1,0126 1,0321 1,0522
28,1 1,0003 1,0140 1,0316 1,0537
21,1 1,0017 1,0154 1,0345 1,0552
14,1 . 1,0031 1,0168 1,0345 1,0568
7,0 1,2045 ~ I 1,0183 1,0361 1,0584
Чистая вода
35,2 0,9910 1,0039 1,0210 1,0418
28,1 0,9938 1,0067 1,0240 1,0452
21,1 0,9966 1,0095 ... 1,0271 1,0487
14,1 0,9995 1,0125 1,0304 1,0523
7,0 1,0025 . ... . 1,0153 1,0335 1,0560
Давление насыщенного водяного пара 1,0056 1,0187 1,0370 1,0598
На рис.38.5 показаны зависимости пластовых объемных коэффициентов вод от
давления. В каждой паре линий на рис.38.5 верхняя кривая дает величину пластового объ-
емного коэффициента пресной воды, содержащей растворимый газ. Нижняя кривая жаж-
дой пары дает величины пластовых объемных коэффициентов чистой воды, не содержа-
щей растворенного газа.
При наличии в воде соли увеличение минерализации воды приведет к уменьшению
объемного фактора. Объемный фактор используется для оценки объема воды в поровом
пространстве пласта. Особое значение пластовый объемный фактор имеет для расчета ме-
тодом материального баланса.
155
Зависимость пластового объемного коэффициента пресной воды b от давления при
температурах Т - 40®С (1); Т = 65*С (2); Т - 95*С (3); Т - 120®С (4)
Сплошные линии — с растворенным газом, а пунктирные — без растворенного газа.
156
5.4. Свойства гелия
Свойства гелия являются существенным фактором, без учета которого не могут
быть решены вопросы, связанные с извлечением и реализацией гелия. Гелий — инертный
газ. Его относительная плотность равна р = 0,138. Он практически не растворяется в жид-
костях и меньше чем любой другой газ склонен к адсорбции. Это свойство используется
для получения чистого гелия марки А. Гелий хорошо диффундирует через твердые тела и
любые узкие щели. Гелий хороший проводник тепла. Его теплопроводность в б раз выше
теплопроводности воздуха и несколько ниже, чему водорода. По электропроводности ему
нет равных среди газов. Гелий является самым прочным атомным и молекулярным веще-
ством. Он имеет низкую температуру сжижения - 0,71 -5-4,16К, критическую температуру,
равную Т/^Кдт критическое давление Рк = 0,228 МПа. Поверхностное натяжение жид-
кого гелия в десятки раз меньше чем у других сжиженных газов. Ниже температуры 2,2К
происходит скачкообразное изменение свойств жидкого Телия и он становится сверхтеку-
чим и обладает сверхтеплопроводностью. Эти и другие свойства гелия делают его неза-
менимым в атомной, космической и других отраслях промышленности.
Основную часть потребляемого в промышленности гелия получают тй природного
газа. В настоящее время в мире 4 страны — США, Россия, Канада и Польша — получают
гелий из природного газа. Запасы гелия в природных газах США оцениваются около 10
млрд.м3, в том числе в газах, содержащих более 0,3% гелия — 5,7 млрд.м3. Общее число
гелионосных газовых месторождений США равно 76. Запасы Гелия в хранилищах США
превышали 1,0 млрд м3. Потребность США в гелии составляет около 40 млн.м3, а экспорт
гелия более 10 млн.м3. Потребление гелия в США для космических нужд значительно
снизилось после перехода с ракет с жидким топливом на ракеты с твердым топливом. В
Российской Федерации гелий получают из оренбургского таза, в котором содержание ге-
лия составляет в среднем 0,055%. Следует подчеркнуть, что в США при таких содержа-
ниях гелия в природном газе гелий не протвводят из-за дороговизны получаемой продук-
цшт.
Исходя из потребности страны на гелий, возможности его экспорта (основным По-
ставщиком гелия в страны Европы, Северной и Южной Америки, Австралию, Японию и
Новую Зеландию является США) и содержания гелия в добываемом газе, следует при
проектировании разработки газовых и газонефтяных месторождений рассмотреть воз-
можность извлечения гелия из добываемого газа. При этом следует учесть снижение по-
требления гелия в стране в связи с распадом СССР, уменьшением мощностей заводов и
157
АЭС, потребляющих гелий. Кроме того, следует учесть, что в Российской Федерации не
подготовлены условия транспорта и сравнительно длительного хранения гелия. Эти усло-
вия ограничивают возможности экспорта гелия Россией.
В целом около 80% запасов гелия сосредоточены в атмосферном слое. Эти запасы
оцениваются примерно в 104 млрд.м3.
Технология получения из природного газа гелия зависит от содержания гелия в пе-
рерабатываемом газе. Технико-экономические показатели разработки месторождения мо-
гут быть улучшены, если: в схеме переработки газа предусмотрено извлечение не только
гелия, но и этана, пропана, бутана п других компонентов газа. На экономические показа-
тели полученги гелия существенно влияет выбор холодильного цикла для покрытия рас-
хода холода.
Качество товарного гелия на территории СНГ определено техническим условием
ТУ51-940-80. По этим техническим условиям качество гелия определяется содержанием в
гелии различных примесей Значения этих примесей приведены в таблице,12.5.
Избытки производимого гелия можно хрангпъ в подземных хранилищах. В США
самым крупным хранилищем гелия является истощенная газовая залежь Клиффсайд, где
хранится более 1,0 млрд.м3 гелия. В России недалеко от гелиевого завода в г. Оренбурге
созданы 5 подземных каверн в солях с общим объемом 250000 м3. Максимальное пласто-
вое давление в этих емкостях равно 18,0 МПа. Высота каверн равна 113 м, глубина их за-
легания 1470 м, диаметры рабочих колонн 178 и 114 мм. Однако такие хранилища невоз-
можно создавать у каждого гелиевого завода. Каверны, созданные у Оренбургского гелие-
вого завода, обусловлены наличием в этом реглоне мощного соленосного пласта. Но опыт
работы по созданию подземных каверн в Оренбурге может быть использован при проек-
тирована разработки газовых и газонефтяных месторождений, в газах которых содер-
жится гелий. Обычно в подземных хранилищах хранится не чистый гелий, а концентрат
гелия. Концентрат гелия, состоит из: гелия •— 83,4 + 97,33% ; азота — 14,6 4- 0,17%; водо-
рода — 2 4-2,32% и метана — 0,04- 0,18% объемных. Кроме гелия марок А и Б, на гелие-
вом заводе получают: жидкий азот, жидкий кислород, этановую фракцию, состоящую из:
сероводорода — 0,0011%; СО2 — 0,017%; метана — 2,13%; этана — 97,74%; пропана —
0,123% и бутана — 0,007% массовых.
158
Таблица 12.5
Показатели Марки гелия Гелий технический
А ' Б В
Объемная доля гелия, % (не менее) 99,995 99,99 - 99,80
Гелий+Неон, % (не менее) т - 99,99
Водород Н2, % (не более) 0,0001 0,0025 0,0025- 0,06
Азот N2, % (не более) 0,0005 0,004. 0,004 0,12
Кислород + Аргон, О2+Ат, % (не более) 0,0001 - - -
Кислород О2, % (не более) - 0,001 0,001 0,005
Аргон Аг, % (не более) - 0,001 0,001 0,002
СО2+СО, % (не более) 0,0002 0,001 0,001 не нормируется
Углеводороды, % (не более) 0,0001 0,003 0,003
Неон, Ne, % (не более) 0,004 0,009 0,040
Вода Н2О, % (не более) 0,0005 0,002 0,002 0,001
Основные технологические параметры выщелачивания каменной соли при созда-
нии подземной каверны объемом 50000 м3 приведены в таблице 13 5. Кроме подземных
хранилищ гелиевого концентрата, необходимы емкости для хранения и транспорта чисто-
го гелия. В настоящее время за рубежом выпускаются емкости объёмом до 1,0 м3 н цис-
терны теплоизолированные емкостью 40 м3. Межконтинентальные перевозки жидкого ге-
лия осуществляются на судах с полезной емкостью 32 м3 с охлаждением жидким азотом н
многослойной изоляцией. На палубах судов устанавливают по б контейнеров с размерами
12,2x2,4x2,6 м. Созданы резервуары для жидкого гелия емкостью 380 м3. В России жидкий
гелий транспортируется в сосудах объемом 10 -5- 2500 литров. Эти сосуды не рассчитаны
на избыточное давление. Потери гелия в этих сосудах составляют 1 +1,5% в сутки. Изго-
товлены опытные образцы цистерны для жидкогб гелия объемом 5 м3 на избыточное дав-
ление Р = 0,6 МПа.
159
о>
о
Таблица 13.5
Основные технологические параметры выщелачивания каменной соли при создании емкости SO тыс. м3
№ № сту- пе- ней Вы- сота ак- тив- ной зоны, м Расстояние от башмака водо- дающей ко- лонны, м Расход, м3/час Концент- рация рас- сола, по- дав. в ем- кость, г/литр Сред- няя кон- цент- рация рас- сола, г/лизр Объем ем- з кости,м Количест- во добытой соли, тонн Количест- во пода- ваемого рассола, м3 Время выщелачивания
До уровня нерасг- вориге- ля До баш- мака рассо- лозабор- ной ко- лонны Во- ды Рас- сола Вна- чале сту- пени В кон- це сту- пени На сту- пени Всего На сту- пени Всего На сту- пени Всего Чис- тое, ча-. сы/су т. ? Подым колон- ны, конт- роль нодаств, <уг. Ло- ка- ция ка- ме- ры, сут. Всего, суг.
1 25 10 15 41 40 14 220 137 5400 5400 10885 10885 79000 79000 wear 83 5 - 88
II 42 10 32 62 60 216 248 232 4600 10000 8115 19000 34920 113920 582/ 24 6 - 118
Па 35 10 25 62 60 216 276 246 400 1400 8171 27117 33180 147100 553/ 23 2 - 143
1П 103 73 25 62 60 287 282 282 18000 32000 34955 62126 123600 220700 2060/ 86 4 233
IV Перем. Перем 20 62 60 284 290 287 18000 50000 34200 96326 118800 i 389500 1980/ 830 9 3 328
Глава 6. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, СВЯЗАННЫЕ С ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ
ХАРАКТЕРИСТИКОЙ, И СПОСОБЫ ИХ ПОЛУЧЕНИЯ
ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ
Для прогнозирования показателей разработки газоконденсатных месторождений, в
отличие от газовых месторождений, требуются дополнительные исходные данные, полу-
чаемые специальными исследованиями иа газоконденсатность. В это понятие входят фи-
зические свойства газовой и конденсатной фаз и смеси, фазовое состояние в системе
пласт-УКПГ, потери конденсата в пласте, насыщенность газа конденсатом, изотермы' и
изобары конденсации, фракционный и групповой составы конденсата, выход кондейсата
в процессе истощения запасов газоконденсатной смеси и т.д. Без обоснованного опреде-
ления каждого из перечисленных параметров газоконденсатной смеси не может быть вы-
полнен проект разработки. Наличие тяжелых углеводородов, переходящих при стандарт-
ных условиях полностью в жидкое состояние, с одной стороны позволяет получить до-
полнительные прибыли за счет реализацгпг конденсата, с другой -— вызывает значитель-
ное число проблем, без решения которых невозможна надежная эксплуатация месторож-
дения. Для этого проводятся специальные исследования на газоконденсатность. Газокон-
денсатные исследования проводятся с целью получения параметров газа и конденсата,
необходимых при подсчете запасов, составлении проектов разработки и обустройства, а
также для определения направления переработки и использования конденсата.
Исследование на газоконденсатность представляет собой комплекс промыслово-
лабораторных работ, в результате проведения которых определяются перечисленные вы-
ше параметры газа, конденсата и смеси.
В целом необходимо провести два вида исследований для изучения газоконденсат-
ной характеристики:
1. Промысловые газоконденсатные исследования, позволяющие определить изо-
термы и изобары конденсации, а также произвести представительный отбор проб газа и
конденсата при определенных термобарических условиях.
2. Лабораторное изучение газоконденсатной смеси для определения давления на-
чала и максимальной конденсащщ в пластовых условиях; состава пластового газа; груп-
пового и фракционного составов конденсата, насыщения газа тяжелыми углеводородами
при пластовых условиях; содержания конденсата в газе; количества стабильного и неста-
бильного конденсата; фазового состояния смеси; потерь конденсата, выхода конденсата,
161
физических свойств газа и конденсата; количества этана, пропана, бутана и пентана в сме-
си, молекулярной Массы конденсата и т.д.
В проекте должны быть отражены методы получения перечисленных данных и
достоверность определения каждого параметра. От качества этой информации зависят ус-
ловие сепарацшг газа, добывная возможность промысла по конденсату7, режим работы
скважин, система подготовки Таза и переработки конденсата. Практически все перечис-
ленные параметры газоконденсатной смеси должны быть определены на стадии подсчета
запасов газа и конденсата перед составлением проекта разработки. Проектировщик дол-
жен быть знаком с этими методами, знать преимущества и недостатки методов определе-
ния газоконденсатной характеристики и отметить наиболее уязвимые места по качеству
данных газоконденсатной характеристики, а также предусмотреть уточнения их в процес-
сах подготовки проекта и разработки залежи.
Проектировщик должен исходить тгз реальных условий определения газоконденсат-
ной характеристики залежи. Эти условия связаны с наличием в Российской Федерации
необходимых промысловых и лабораторных установок для изучения газоконденсатной
смеси, колзгчеством тяжелых углеводородов в составе смеси, фазовым состоянием смеси,
термобарическймп параметрами газа в пластовых условиях и т.д.
Если исходить из реальных условий, то в настоящее время на промыслах России ДЛЯ
промысловых исследований на газоконденсатность имеется только одна пригодная уста-
новка — «Порта-Тест». Других промысловых установок, отвечающих требованиям при
промысловых исследованиях, в РФ нет И не производится.
Только установка «Порта-Тест» приспособлена Для изучения всей продукции сква-
жин при различных давлениях и постоянной температуре газа В сепараторе. Производи-
тельность этой установки около одного миллиона м3 газа в сутки, а содержание конденса-
та в газе может доходить до 1000 см3/м3 газа. Установка изготовлена в антикоррозионном
исполнении. Действующая в Настоящее время инструкция по изучению газоконденсатной
характеристики для подсчета запасов газа и проектирования разработки газоконденсатных
залежей допускает исследования только Всей продукции скважины.
Поэтому изготавливаемые в России так называемые малогабаритные установки для
промысловых исследований «КонДеНсат-2» и «НТ ПКП-5 (8)» считаются непригодными
для определения газоконденсатной характеристики смеси как для подсчета запасов газа и
конденсата, так и для прогнозирования показателей разработки газоконденсатных Место-
рождений. Эти установки используют только очень небольшую часть продукций скважи-
ны, и эта часть, как правило, существенно отличается по соотношению «газ—конденсат»
162
от аналогичного соотношения всего потока Подобная проблема изучалась в США еще в
1930—1935 годы и по Полученным результатам была пршнана неприемлемой Еще одним
возможным вариантом Изучения газоконденсатной характеристики Месторождения явля-
ется использование сепарационных установок на обустроенных, хотя бы Частично, про-*
мыслах Путем использования Первой ступени сепарации или сепаратора На стенде испы-
тания и применения «масштабных» исследований, изложенных в работе [25] Однако на
первой стадии проектирования, т.е. когда промысел еще не обустроен системой подготов-
ки газа, использование масштабных исследований на газоконденсатность не представля-
ется возможным.
Поэтому проектировщик должен знать и менее, точные методы Получения инфор-
маций о Газоконденсатной характеристике залежи. Такие методы, как графические, так и
аналтпнческпе, получены на базе анализа и обобщения многочисленных газоконденсат-
Ных исследований, проведенных на различных месторождениях. ЭТИ приближенные ме-
тоды могут быть использованы на стадии составления технико-экономического обоснова-
ния необходимости разработки месторождения и технологических схем разработки.
Особое внимание проектировщик должен обратить на условия проведения газо-
конденсатных исследований. Эти условия связаны.
- с насыщенностью газа тяжелыми компонентами в условиях пластовых давлений
и температуры;
- с ПроттзводительнрстЬю газоконденсатной скважины с позиции возможности
скважинного выноса выпавших в виде Жидкости тяжелых компонентов в призабойной зо-
не .и по стволу скважины,
- с применением ингибиторов гидратообразования, Коррозии и солеотложения в
процессе исследования,
- с длительностью стабилизации режима работы скважины.
Каждый из Перечисленных факторов может существенно исказить газоконденсатную ха-
рактеристику залежи Изучение газоконденсатной характеристики становится труднее,
если содержание конденсата в газе не превышает 30 • 10'3 кг на 1 м3 газа. ..
ОДНИМ Из сложных и существенных При изучении газоконденсатной характеристи-
ки месторождения является наличие Нефтяной оторочки, непосредственно контактирую-
щей с газоконденсатной смесью Возможность смешения газоконденсатной смесиснеф-
тью,если даже нефтяная оторочка не вскрыта скважинной, существует всегда. Надо исхо-
дить Из того, что смесь нефти и конденсата отличается цветом изучаемой продукцш! и ко-
личеством тяжелых Компонентов в жидкой фаЗе.
163
Из вышеизложенного следует, что достоверность параметров, связанных с газо-
конденсатной характеристикой, является ключевой для прогнозирования добычи конден-
сата. его потерь в пласте, изменения выхода конденсата при различных термобарпческих
условиях. Детальная информация о методах получения исходных данных о газоконден-
сатных характеристиках залежи приведена в работе [25].
6.1. Исходные данные о газоконденсатной характеристике
залежи, получаемые промысловыми исследованиями
Промысловые Исследования на газоконденсатность проводятся различными мето-
дами и техническими средствами, отличающимися в основном количеством изучаемого
газа при исследовании. В настоящее время существуют два типа установок: с частичным и
полным отбором потока для газоконденсатных исследований Основными задачами про-
мысловых исследований являются: определение количества выделяющегося из газа кон-
денсата в промысловых сепараторах при различных давлениях и температурах, т.е. по-
строение изотерм (изобар) конденсации. отбор представительных проб газа л конденсата
при определенных Р и Т с целью изучения состояния й свойства газоконденсатной смеси в
лабораторных установках — бомбах PVT.
' При проектировании используются изотермы конденсации, построенные по дан-
ным. связанным не только с давлением и температурой, Но и характеристикой сепаратора.
Проектировщик должен знать, как были получены изотермы конденсации и каков коэф-
фициент сепарации использованного сепаратора.
Кроме того, он обязан знать, что произойдет при нарушении режима сепарации;
т.е. {вменении величин Р и Т, предусмотренных проектом. Обычно такая ситуация возни-
кает перёд вводом ДКС. В проекте необходимо определить разницу по выходу конденсата
при Нарушении режима сёйарацни. -' ‘ !
Для снятия изобар (изотерм) конденсацииИспользуют установки: «Порта-Тест»,
«Конденсат-2», «НТ ПКП-5 (8)» и другие разновидности передвижных «самодельных»
установок Любая установка, не обеспечивающая постоянство температуры при различ-
ных режимах сепарации; т е. при различных давлениях, непригодна для снятия изотерм
конденсации, независимо отполного пли частичного использованияпотока газа и конден-
сата для пзучёшш газоконденсатной характеристики залежи.
164
Наиболее пригодной для снятия изотерм конденсации является установка «Порта-
Тест», схема которой показана на рис. 1.6. Эта установка позволяет снять изотермы кон-
денсации при постоянных температурах и при дебтгге скважин до 1,0 млн.м3/сут газа и
около 1000 м3/сут жидкости в продукции скважины Изотермы конденсации, снятые на
одномпз газоконденсатных месторождений России, показаны на рпс.2 6.. Сепаратор ци-
клонного типа, использованный на установке «Порта-Тест», гарантирует отделение жид-
ких капель полностью, о чем свидетельствует контрольный хромотограф, входящий в
комплект установки «Порта-Тест» для контроля за составомотсепарпрованного газа.
Однако даже самый лучший сепаратор не может гарантировать достоверность по
количеству тяжелых углеводородов в составе газа, так как д ля того, чтобы вызвать приток
газа к скважине, нужно создать депрессию на пласт. Снижение давления от Рм до Р, при-
водит к выделению части тяжелых углеводородов в призабойной зоне. Выпавший в при-
забойной зоне конденсат накапливается в призабойной зоне до начала двухфазного дви-
жения. Поэтому в сепаратор поступает не истинный пластовый состав смеси, а часпгшо
истощенная смесь. Причем выделение конденсата в пласте происходит в течение всего
периода разработки залежи. Однако интенсивность выпадения конденсата в призабойной
зоне впределах более резкого снижения давления, накоплениям выноса конденсата про-
исходит сравнительно быстро, в течение нескольких часов или дней в. особенности, когда
депресспонная воронка вокруг скважины небольшая. Поэтому в инструкциях по газокон-
денсатным исследованиям скважин считается целесообразным продолжзггельность работы
скважины принимать 72 часа. ; - z
Такая продолжительность работы выхода скважины на режим с выпуском газа в
атмосферу недопустима. Она должна быть увязана с продолжтельностью процесса ста-
билизации распределения давления в пласте,' содержанием конденсата в газе и процессом
насыщения призабойной зоны конденсатом. ? ! :
На рис. 3 6. показано изменение насыщенности пор выпавшим конденсатом по ра-
диусу дренируемой зоны. Как видно из этого рисунка, насыщение пор конденсатом вбли-
зи ствола происходит быстро. На этом же рисунке кривой 2 показано распределение дав-
ления в пласте. В зоне незиачительного снижения давления выпадение конденсата на-
столько небольшое, что этими изменениями состава газа можно пренебречь. Кроме того,
при таких незначительных выделениях конденсата на процесс его накопления до количе-
ства, Достаточного для начала двухфазного движения, требуется в среднем около двух лет.
Поэтому, зная заранее о допускаемых погрешностях, проектировщик обязан отметить в
165
Рис.1.6- л . ;
Схема установки «Портя-Тест» *
1 — подогреватель; 2 — сепаратор; 3-5 — расходомеры; 6,7 — уровнемерные трубки для конденсата и воды; 8 — емкость для метанола;
9 — скруббер; 10 —- компрессоры для воздуха; 11 — скважина 1
Рис. 2.6
Изотермы конденсации при температурах: 1— - Ю°С,2—0°С и 3—10®С
Рис. 3.6
Насыщенность пор выпавшим конденсатом (1) и распределение
давления (2) по радиусу
167
проекте возможные неоольшие отклонения в прогнозных данных, связанных с точностью
определения газоконденсатной характеристики залежи.
Таким образом, даже при желании и использовании наиболее совершенного метода
и установки для определения газоконденсатной характеристики промысловыми исследо-
ваниями возможны погрешности в исходных данных по отбираемым пробам газа и кон-
денсата и по изотермам конденсации. В случае использования малогабаритных установок
типа «Конденсат-2» и «НТ ПКП-5(8)» эти погрешйсйли могут быть весьма существенны-
ми. С возможностями таких ошибок прежде всего должен быть знаком руководитель про-
£
екта разработки. Несмотря на возможные ошибки при определении газоконденсатной ха-
рактеристики, часто требуется выполнить предпроектные и проектные работы по ограни-
ченному объему информации. Поэтому проектировщик должен знать не только точные
методы получения информации, но и те, менее точные, которые позволяют выполнить
иногда оперативные оценочные прогнозные расчеты показателей разработки. Это отно-
сится к неточным экспериментальным методам определения газоконденсатной характе-
ристики и графоаналитическим, которые будут изложены в пункте 6.3. При оценке опти-
мальных условий сепарации газа проектировщик должен исходить из опыта работы по
сепарации газа на промыслах, согласно которому давление сепарации обычно находится в
диапазоне 6,0 <, Рс < 7,0 МПа, а температура сепарации - 10 < Т < 0°С.
В ряде случаев температура сепарации на промысловых установках бывает выше,
если промысловая подготовка газа является промежуточной и вторая стадия подготовки
происходит на так называемых головных сооружениях, как это сделано на месторождении
Шатлык.
6.2. Получение исходных данных о газоконденсатной характеристике
залежи лабораторными исследованиями пластового газа
Подавляющее большинство параметров газоконденсатной смеси определяется ла-
бораторными исследованиями. Для изучения газоконденсатной характеристики исполь-
зуют установки типа УГК-З, УФР-2 или их зарубежные аналоги. К параметрам газокон-
денсатной смеси, изучаемым лабораторным способом исследования, относятся:
- состав пластового газа;
- давление начала конденсации,
- фазовое состояние смеси в пласте,
168
- давление максимальной конденсации,
- потенциальное содержание конденсата,
- потери конденсата в пласте,
- выход конденсата в процессе разработки,
- молекулярная масса конденсата,
- групповой и фракционный составы конденсата,
- плотность конденсата,
- коэффициент усадки конденсата,
- вязкость конденсата,
- влагосодержание конденсата,
- содержание сернистых соединений в конденсате,
- коэффициент извлечения конденсата и др.
В проекте разработки прямо или косвенно используются все перечисленные пара-
метры. Поэтому проектировщик должен знать, с какой точностью определены каждый из
перечисленных параметров, какие нз них не определены непосредственно и по какой при-
чине, а также как могут быть определены эти неизученные параметры. При получении ис-
ходных данных по газоконденсатной характеристике лабораторными исследованиями
возникают трудности, связанные с содержанием конденсата в газе, характеристикой ис-
пользуемой лабораторной установки н т.д.
Проектировщик должен знать, что для тощих газов, когда содержание конденсата
ниже 30 • 1О'3кг/м3, определение в бомбе PVT коэффициента извлечения и потерь кон-
денсата в пласте вызывает определенные трудности, что связано с технологией определе-
ния потерь конденсата в пласте и недостатками самих установок УГК-3 или УФР-2 и их
аналогов. В таких случаях коэффициент извлечения и потери конденсата определяется из
графика, построенного на базе обобщения материалов разработки газоконденсатных ме-
сторождений н лабораторных исследований. Естественно, что точность определяемого
параметра будет не очень высокой. Отсутствие других возможностей определения таких
параметров вынуждает проектировщика исходить из реальных условий и сознательно ис-
пользовать не очень точные исходные данные.
Перечисленные выше показатели газоконденсатной смеси изучаются в основном
лабораторными исследованиями с использованием метода «дифференциальной конденса-
ции». В указанном перечне практически нет второстепенного параметра, и каждый из них
имеет существенное значение для правильного прогнозирования показателей разработки и
имеет значительное влияние на экономические показатели разработки.
169
В частности, состав пластового газа является наравне с запасами газа едва ли не
самым важным параметром для разрабатываемого месторождения. Состав газа необходим
для оценки запасов каждого компонента, среди которых важнейшими являются: содержа-
ние метана, этана, пропана, бутана, Ся, H2S, СО2, N2, Не и т.д. От количества каждого из
компонентов зависят дальнейшее использование газа данного месторождения, пути пере-
работки газа. Так. например, при значительном содержангш этана в проекте должен быть
а-
оговорен возможный вариант получения этана в качестве сырья для химической промыш-
ленности. При значительном содержангш гелия должен быть вариант возможного извле-
чения гелия как наиболее дешевого способа получения гелия высокой чистоты — марки А
п В. Если содержание сероводорода в газе составляет несколько, а иногда и несколько де-
сятков процентов, то выделение серы становится необходимостью не только с позиции
очищения газа от сероводорода как от отравляющего и коррозионно-активного вещества,
но и с позиции товарной продукции для получения и реализации серы.
По пластовому составу газа определяются все физические и термодинамические
свойства газа, без знания которых невозможно выполнение газогидродинампческих рас-
четов. Для проектирования разработки газовых месторождений проектировщик должен
знать компонентный состав.
Одним из основных параметров газоконденсатной смеси является давление начала
конденсации тяжелых углеводородов в пласте. Абсолютное большинство газоконденсат-
ных месторождений характеризуется полной насыщенностью газа в пластовых условиях
тяжелыми компонентами углеводородов. Это означает, что при любых изменениях давле-
ния и температуры происходит частичное отделение тяжелых компонентов. Если конден-
сация происходит с момента снижения начального пластового давления, то такие газо-
конденсатные месторождения называются насыщенными.
Если выделение тяжелых компонентов начинается с давления ниже начального
пластового давления, то такие месторождения называются недонасыщенными. Среди га-
зоконденсатных месторождений Российской Федерации только Астраханское газоконден-
сатное месторождение является недонасыщенным. Начальное пластовое давление Астра-
ханского месторождения равно 63,0 МПа, а давление начала конденсации равно
Р№ = 40,0 МПа.
Из изложенного следует, что давление начала конденсации является одним из важ-
нейших параметров, предопределяющих количество потерь конденсата, коэффициент из-
влечения, режим эксплуатации скважин. Проектаровщик должен знать, что определение
170
Рж лабораторными экспериментами является не единственным методом. Практически на
всех газоконденсатных месторождениях можно принять Рж - Ряпя.
Признаком недонасыщенности газа тяжелыми углеводородами является сравнительно
низкое содержание конденсата при аномально высоких давлениях пласта.
Фазовое состояние газоконденсатной смеси является в пласте одним из критериев,
принимаемых за основу способа разработки газоконденсатных месторождений. На
рис.4.б. показано фазовое состояние газоконденсатной смеси одного in месторождений.
Фазовое состояние позволяет оценить наличие хотя бы рассеянной жидкой фазы углево-
дородов в пористой среде и прогнозировать выход конденсата на разных стадиях разра-
ботки месторождения. Эта информация нужна проектировщику для выбора метода разра-
ботки и позволяет использовать ее в качестве аргумента для обоснования'выбранного им
проектного решения. *
Одной in основных характеристик газоконденсатных залежей является содержание
тяжелых компонентов углеводородов С5, в составе пластового газа. Потенциальное со-
держание конденсата в газе определяется при геученин состава пластового газа. Один из
методов определения состава пластового газа приведен в работе [25].
Согласно этому методу для определения состава пластового газа необходимы составы: га-
зов сепарации, дегазацшг конденсата, дегазированного конденсата, а также нестабильного
конденсата. При этих составах нетрудно получить массовую или объемную долю каждого
компонента в сухом, отсепарпрованном и пластовом газах.
Существенное значение имеют потери конденсата , в пласте. В проекте сначала
должны быть приведены состав пластового газа и содержание в нем тяжелых компонен-
тов углеводородов С5+. Далее на основании дифференциальной конденсации должно быть
определено количество С5+ выделяющегося m газа при пластовой температуре и различ-
ных давлениях пласта, обусловленных отбором газа in месторождения пли его отдельных
участков. В проекте, в зависимости от отбора газа in различных участков залежи, должен
быть определен выход конденсата. Это особенно важно в том случае, когда разные участ-
ки залежи вводятся в разработку в разное время. Тогда должно быть уделено внимание не
только общему отбору газа из месторождения, но и доле отбора газа из каждого участка,
содержанию конденсата в газе ш разных участков, исходя из текущего пластового давле-
ния газа на этих участках. К этому следует добавить еще условия сепарации газа с пози-
ции обеспечения требуемых давления и температуры сепарации.
В проекте должен быть показан теоретически возможный выход конденсата, исхо-
дя ш потерь конденсата в пласте и его потенциального содержания в газе.
171
172
На рис. 5.6 показаны потери конденсата в пласте, насыщенного тяжелыми компо-
нентами, — кривая 1 и недонасыщенных ими газов — кривая 3. На этом же рисунке пока-
заны выходы конденсата насыщенного — кривая 2 и недонасыщенного тяжелыми углево-
дородами газа — кривая 4. Потенциальное содержание в газе конденсата, насыщенного
тяжелыми компонентами, составляет 120 • 10'6 м3/м3 газа при начальном пластовом давле-
нии Рнпл = 18,0 МПа. С момента ввода месторождения в разработку происходит выделение
конденсата в пласте и выход конденсата снижается. Суммарные потери конденсата из од-
ного куб. метра пластового газа определяются площадью ниже кривой 1 в диапазоне из-
менения пластового давления 0 < Рга < 18,0 МПа, а суммарный выход конденсата из одного
куб. метра пластового газа определяется площадью ниже кривой 2 в указанном диапазоне
изменения пластового давления. Естественно, что если газ недонасыщен тяжелыми компо-
нентами углеводородов, то выделение конденсата начинается только при
Рнк = 14,0 МПа и до этого пластового давления из каждого добытого куб. метра газа извле-
кается максимальное количество конденсата,,равного его потенщгальному содержанию.
Как правило, эти показатели не полностью выдерживаются в процессе разработки
газоконденсатных месторождений. Причинами отклонения проектных и фактических по-
казателей по потерям н выходу конденсата являются:
— непредставительность проб газа и конденсата, использованных при соз-
дании пластовой смеси на у становкеРУТ, >, л ’ ‘•'''•’'%
— неправильное определение потенциальногосодержанпя конденсата в газе,
— несоблюдение условий сепарации на УКПГ.
Поэтому в проекте должна быть указана необходимость контроля за газоконденсатной
характеристикой залежи. .
Очень важным является прй проектировании изучение нзмёнения состава газа и содер-
жания С5+ в газе по толщине и по площади. Классическим примером важности этого во-
проса, т.е. изменения состава газа по толщине и по площади, является Карачаганакское
месторождение, где толщина залежи вблизи центра залежи доходит до 1500 метров. Су-
щественное изменение состава газа по толщине и по площади должно быть рассмотрено
при вскрытии пласта скважиной и вводе различных участков в разработку.
Информация о групповом и фракционном составах конденсата используется при
проектировантш для определения направления переработки конденсата. Это позволяет
нефтеперерабатывающим заводам запланировать количество выпускаемого товарного
продукта — бензина, керосина, дизтоплива и т.д. в зависимости от поступающего на пе-
реработку стабильного конденсата. В целом, когда речь идет о колтгоестве конденсата,
173
Рис. 5.6
Потерн конденсата в пласте,насыщенного тяжелыми компонентами (1),и
недонасыщенных нмн (3) газов. 2,4 — соответственно выходы конденсата
174
подразумевается стабильный конденсат. Однако в Российской Федерации в ряде случаев
речь идет и о нестабильном конденсате, если он перерабатывается прежде всего для отде-
ления от сернистых соединений. В частности, на газоперерабатывающих заводах АГПЗ и
ОГПЗ (Астраханского и Оренбургского месторождений) газодобывающее предприятие
отпускает конденсат нестабильный с давлением Р = 6,0 МПа.
При различных экономических интересах газодобывающего предприятия, транспорт-
ного подразделения и газоперерабатывающего предприятия эта система измерения коли-
чества товарного конденсата приводит к разночтению в величинах поставленного продук-
та. Если экономические показатели всего комплекса: добывающего предприятия, транс-
порта и переработки конденсата в одних руках, как это принято в «Оренбурггазпроме», то
экономические показатели устанавливаются по количеству конечного продукта, реали-
зуемого газоперерабатывающим заводом, и разночтение теряет смысл.
Одним из основных параметров, определяемых лабораторными исследованиями газо-
конденсатной смеси, является коэффициент извлечения конденсата. Велтгчина коэффици-
ента извлечения зависит:
— от способа разработки газоконденсатных месторождений, который выбирает
проектировщик. Однако с его мнением заказчик может не согласиться. Поэтому при про-
ектировании разработки газоконденсатных месторождений необходимо рассматривать
минимум два варианта разработки: с поддержанием пластового давления с целью предот-
вращения (частично) потерь конденсата в пласте; без поддержания пластового давления,
когда имеют место максимально возможные потерн конденсата в пласте;
— от содержания тяжелых компонентов углеводородов в составе пластового газа.
Как правило, величина потерь конденсата в пласте зависит от состава конденсата и от его
содержания в газе. Опыт показывает, что чем больше содержание конденсата в газе, тем
выше потери в пласте. Чем выше потери конденсата, тем ниже коэффициент извлечения
конденсата.
Как было отмечено выше, при небольшом содержании конденсата в газе (менее
304О’6 м3/м3) потери конденсата, а следовательно и коэффициент его извлечения, опреде-
ляются некачественно. Поэтому для таких «тощих» газов построены графзгческие зависи-
мости, показанные на рис. 6.6. и 7. 6. Согласно этим зависимостям для определения коэф-
фициента извлечения конденсата из тощих газоконденсатных месторождений необходимо
исходить или из известного состава пластового газа, т е. из соотношения [С2+С3+С4]/ С5+,
или же из температуры 90%-го выкипания конденсата.
175
Рис. 6.6
Зависимость коэффициента извлечения конденсата Км от отношения
(Cj + Сз + С4УС5+ в газе при разработке газоконденсатных
месторождений на истощение
Рис. 7.6
Зависимость коэффициента извлечения конденсата Кн
от температуры его 90% выкипания
176
Для более «жирных» газов коэффициент извлечения определяется лабораторными
исследованиями газоконденсатной смеси. Существует и графоаналитический метод опре-
деления коэффициента извлечения конденсата, о котором должен знать проектировщик. В
случае отсутствия точных данных о коэффициенте извлечения конденсата проектировщик
должен с соответствующей оговоркой б точности определяемого коэффициента'извлече-
ния оценить его величину при разработке месторождения на истощение.
При проектировании разработки газоконденсатных месторождений требуется
значительное число параметров, связанных со свойством конденсата: молекулярная масса
конденсата и ее изменение в процессе разработки, плотность, вязкость и т.д. Качественное
и количественное изменение свойств конденсата должно быть учтено при прогнозирова-
нии показателей разработки.
6.3. Приближённые методы определения газоконденсатной
характеристики залежи
Сравнительно точные значения параметров газоконденсатной смеси, определяемые
промысловыми и лабораторными исследованиями, требуют большого отрезка времени
(несколько месяцев), а в стадии поиска и разведки месторождений (особенно в отдален-
ных районах Республики Саха), как правило, сопряжены с большими трудностями. Для
оценочных работ при составлении ТЭО и технологических схем разработки часто требу-
ется более быстрое оперативное определение перечисленных выше параметров. Такие ме-
тоды определения газоконденсатной характеристики залежи разработаны на базе обобще-
ния результатов газоконденсатных исследований около 300 газоконденсатных месторож-
дений с содержанием конденсата в газе до 280 • 1О’бм3/м3. Эти обобщения позволяют при
известных групповых составах конденсата, т.е. известных содержаниях в % нафтеновых и
ароматических углеводородов в конденсате, пластовом давлении и температуре, молеку-
лярной массе и плотности конденсата, определить: давление начала конденсации, изотер-
мыконденсации для газов с содержанием конденсата в газе 0 q* ^GO-IO’V/m3 й
б 2 280-10_бм3/м3, коэффициент извлечения Ки и усадку нестабильного конденсата. На
рис.8 6 показана номограмма, позволяющая прй известных: объемных процентах йафтё-
новых и ароматических углеводородов в конденсате, а также потенциальном содержании
конденсата в газе, определить коэффициент извлечения конденсата. Ключ к определению
коэффициента извлечения конденсата показан стрелками на этом же рисунке.
177
На рис. 9.6 показана номограмма для определения давления начала конденсации по
известным объемным процентам ароматических и нафтеновых углеводородов и по го-
вестному пластовому давлению., Ключ для определения давления начала конденсации по-
казан сверху над рисунком.
На рис. 10.6 и 11.6 показаны номограммы для построения изотерм конденсации, т.е.
зависимости между количеством выделяющегося конденсата в сепараторе и давлением
сепарации при заданной постоянной температуре. Эта номограмма избавляет специали-
стов НИН и промысла от промысловых исследований скважин на газоконденсатность с
использованием установки «Порта-Тест» или хотя бы «Конденсат-2» пли «НТ ПКП-5(8)».
Для построения изобар конденсации по этим номограммам нужно хотя бы одно значение
ср при любом давлении в сепараторе и любой произвольной температуре. Дальнейший по-
рядок построения изотерм конденсации по известному значению ср на единственном ре-
жиме работы сепаратора голожен в пункте 6.3.5.
На рис. 12.6 показана номограмма для определения коэффициента усадки конден-
сата по известным параметрам, отношения молекулярной массы конденсата к его плотно-
сти: пластовой температуры и долл снижения пластового давления от начального, т е. по
параметрам Tra и Рт „/PH Ключ для определения коэффициента усадки на любой
стадии разработки месторождения показан на рисунке 12.6.
На рис. 13.6. показана номограмма для определения плотности конденсата в пла-
стовых условиях по известным величинам плотности конденсата в начале разработки рк н,
пластовой температуре Tra и отношению текущего пластового давления к его начальной
величине Рт lrf/PH m. Ключ к определению плотности конденсата при любых текущих дав-
лениях пласта показан на рисунке 13.6.
Аналогичные номограммы, но менее точные, построены и для определения содер-
жания ароматических и нафтеновых углеводородов по говестным пластовым давлению и
температуре; потенциального содержания конденсата в пластовом газе при известных
значениях Pra и Т^, а также объемного процента содержаши нафтеновых углеводородов в
групповом составе конденсата.
Вся эта информация о возможности приближенного определения параметров газо-
конденсатной смеси должна быть известна руководителю проекта пли его соисполнителю
по части газоконденсатной характеристики залежц для использования этой информации
при отсутствии других форм получения более достоверных исходных данных для проек-
тирования.
178
Номограмма для определения коэффициента извлечения конденсата К,
180
Рис.9.б
Номограмма для определения давления начала конденсации в пласте
00
to
Рс«, МПа
ф-Ю"4
«в*
160
V/O
tto
лг
-to
г ио2»01(увмЭ,М
Номограмма дл ₽
ао
/оо
во
60
40
~го
200
100
/во
fW
т/с
183
Рис. 12.6
Номограмма для определения коэффициента усадки конденсата
ь. ’в’
Рис. 13.6
Номограмма для определения текущей плотности выпадающего в пласте конденсата
184
Как видно из приведенных выше номограмм, для приближенного определения по
ним параметров требуются в основном Р^, Т^, процентное содержание в объемных еди-
ницах группового состава конденсата, т е. количество ароматических и нафтеновых угле-
водородов в конденсате. Для определения группового состава конденсата нет необходи-
мости построения изотерм конденсации и проведения исследований на установках типа
УГК или УФР. Для этого необходим просто небольшой объем стабильного конденсата из
месторождения, независимо при каких условиях был отсепарирован этот конденсат.
Для определения группового состава конденсата существуют несколько методов. В
частности, для определения ароматических углеводородов в конденсате разработан и ут-
вержден ГОСТ-69.94-74*. Согласно этому ГОСТу метод определения ароматических угле-
водородов заключается в обработке испытуемого конденсата 98,5-4-99,0% серной кислотой,
реагирующей с непредельными и ароматическими углеводородами. Процесс определения
содержания ароматических углеводородов в конденсате этим методом длится около часа.
Определение нафтеновых углеводородов в конденсате возможно несколькими ме-
тодами. В частности, для, определения нафтеновых углеводородов можно использовать
экстракционную кристаллизацию с тиокарбомидом, который способен к образованию со-
единений такого же типа, что и карбомид, но с веществом другого строения.
Для определения содержания ароматических и нафтеновых углеводородов в кон-
денсате можно использовать и анилиновый метод, основанный на различной растворимо-
сти углеводородов узких групп в полярных растворителях, в частности, критическая тем-
пература растворения углеводородов в анилине — C6H5NH2 («анилиновая точка»). Чем
лучше растворяется углеводород в анилине, тем ниже «анилиновая точка». Так, например,
ароматические углеводороды характеризуются очень низкой анилиновой точкой (ниже -
30°С). Далее следуют непредельные нафтеновые и парафиновые углеводороды. По этой
методике количество ароматических углеводородов в конденсате определяется в смеси с
парафиновыми, используя анилиновый коэффициент, установленный для нафтеновых уг-
леводородов.
Одним из простейших способов определения группового состава конденсата явля-
ется использование значений плотностей ароматических и нафтеновых углеводородов или
показателя их преломления. Существует множество других методов определения группо-
вого состава конденсата; в частности, использование метода, основанного на удельной и
молекулярной рефракции; ингерцепта и парахора, метод удельной дисперсии и т.д.
По продолжительности определения группового состава конденсата требуется от
нескольких минут до 2-4-3 часов. Следовательно, для определения значительного числа па-
185
раметров газоконденсатной смеси по предлагаемым номограммам не требуется несколько
месяцев, как это происходит при определении этих же параметров промысловыми и лабо-
раторными исследованиями на газоконденсатность. Точность определения параметров
газоконденсатной смеси с помощью номограмм находится в пределах ± 5%.
При прогнозировашп! показателей разработки газовых и газонефтяных месторож-
дений удобнее использовать математические зависимости между известными и искомыми
параметрами, так как это позволяет вычислить искомый параметр с любым шагом по ве-
личине Рта, Тта, %% ароматических и нафтеновых углеводородов. Представленные в виде
номограмм исходные данные и искомые параметры могут быть выражены полиномами.
6.3.1. Определение группового состава конденсата
Групповой состав конденсата может быть определен в зависимости от пластового
давления и температуры. При изменении пластового давления в диапазоне 10< Ри <50
МПа. а температуры 20<Т<90°С содержание ароматических углеводородов А в объем-
ных процентах определяется по формуле
А = [а0+а1Т+а2Тг+а3Т3+а4Т’+а5Т5+абТ6] + [а0+а1Т+а2Т2+а3Т3+а4Т4+а5Т5] Р +
+ [а0+а1Т+а2Т2+а3Т3+а4Т4] Р2 + [а0+а1Т+а2Т2+а3Т3] Р3 + [a0+aiT+a2T2] Р4 +
+ [а0+а,Т] Р5 + а„Р6 (1.6)
В интервале изменения пластового давления 10 <> Рта <50 МПа, а температуры
90<Т<140°С содержание ароматическтк углеводородов в конденсате определяется по
формуле:
А = [а0+а(Т+а2Т2] + [а0+а,Т] Р + ЭоР2 (2.6)
Значения коэффициентов полиномов (1.6) и (2.6) приведены в таблицах 1.6 и 2.6.
Для определения содержания нафтеновых углеводородов в конденсате в объемных
процентах N экспериментальная зависимость в диапазоне изменения пластового давления
10 < Рот = 50 МПа и температуры 20 < Т^, < 140°С может быть представлена формулой
N = [a0 + alT+a2T2 + a3T3] + [a0+a1T + a2T2]PIB1 + [а0 + а,Т] Р2га+ а^ (3.6)
Значения коэффициентов полинома (3 .6) приведены в таблице 3 6.
186
; ., Таблица 7,6. «
коэффициенты полинома Степень полинома по Р
0 1 ' 1 3 4 5 б
0,550121414-102 -0^661406155.10 0333866220 -0,707776698-103 0,738909477-Ю4 -0,404088905 10* 0,106480000-10’
-0,408809728-10 0,174616110 -0,15063424340г’ 0337788847- IOJ 4)340770777-10* 0385715551-10’
0,528294896 0,13941820640' -0,113464267-№ -0,403387298-КГ5 032785442840-7
а» -0364225727-10'1 -0,426818356-10’’ 0,123357578-iO4 •038626897740*
*4 0,264809613-10^ -0396618081-Ю’5 -0,871033626-Ю7 i
-0,549490450-Ю4 0,123491495-10* :
0,42461971240-*
187
Таблица 2.6
Л, - коэффициент полинома Степень полинома по давлению >
0 1 2
0,297155168-102 -0,542665564 0,542857225.10*
«1 0,365501971 -0.54702364S • 10‘2
а3 -0,107305265 • 10 2
Таблица 3.6
а, коэффициент полинома Степень полинома по давлению Р
0 . 1 2 3
«о 0,180698417 103 -0,473947659 • 10 0,349374157 10-' •0.614899236 10-4
Я1 0,939885013 о,249266971-- ПН 0,249170306 • 10-3
«2 -0,356720900 IO-2 •0,473015483 10-4
«3 0.206060776 • 10-3 .... .
Погрешность определения содержания нафтеновых углеводородов в конденсате не
превышает 5% от его величины по эксперименту.
6.3.2. Определение содержания конденсата в газе
Содержание конденсата в газе может быть определено двумя способами:
1. По известному содержанию нафтеновых углеводородов в конденсате N н значе-
ниям пластового давления Рга и температуры Тга.
2 . По известному содержанию ароматических А и нафтеновых N углеводородов в
конденсате и пластовому давлению. ;
6.3.2.1. Определение содержания конденсата в газе при известных N, Рт, Тт
Для определения содержания конденсата в газе по атому способу вначале следует
ввести некоторую промежуточную функцию, имеющую вид <
' у = 0,812ш + 0,05 Tra+0.284, ' . (4.6)
где in — полином, имеющий вид . ; > J ;
ш = 0,955 • 10- 0.2273016N + 0,24152 -lO^2- 0,0000996N3 f (4.6)
В диапазоне изменения 9 £ Рот £ 50 МПа, Г § у 4: содержание С5+ в г/м3 оп-
ределяется формулой
С5+ -[ао+а^+а^^азуЧа.у4] + [а0+а1у+а2у2+а3у3]Рпя+ [а0+а|у+а2у2]Р2га +
+ (V^yJP^taoP4™ ’ (5.6)
188
а в диапазоне у > 4 — формулой:
Ся = [ао+а^а^азу^у4] + [а0+а1у+а2у2+а3у3]Р1И+ [a0+a1yi-a2y2]P2IBI +
+ [a0+a1y]P3nit+a0P4ni, (6.6)
Значения коэффициентов полиномов а, в формулах (5.6) и (6.6) приведены в таб-
лицах 4.6. и 5.6.
Таблица 4.6
Коэффициенты полинома в формуле (5.6)
а, Коэффициент полинома Степень полинома по давлению Р
0 1 2 3 4
а® ОДО1951251 10» 0,669839392 100 0,131239717-16* 0,105555319 1(Р 0314976694
»1 0578698890-1€Р -0280187742-10 -0502741112 033159804910*
а2 ОД13113504-10 03931599770 -0,10662096710*
а» 081482697610* 0258204122105
057662556$ 103
Если содержание конденсата в газе С5+ колеблется в интервале 3 < С5+ < 30 г/м3, то
пр известному Ся можно определить содержание ароматических углеводородов в конден-
сате в объемных % по формуле:
А = - 0.18033962 • Ю^О,12513422- 102 • С5+ —0.891540 С5+2+ 0 27863- 10*С5+3 —
-0,315- lO'3^4 (7.6)
Таблица 5.6
Коэффициенты полинома (6.6)
а, - Коэффи- циент по- линома Степень полинома по давлению Р
0 1 2 3 4
«а 0,145504634 104 0,880870764102 0228594910102 0,620820415 0,833333328 10*
ai -0.173784849-103 -051954171610 ОД2094821510 -054979349310*
,. .. а. 0,752846989 10 0,559763213-10* -083269093-102
•*: а, -0,140537336 0335299670 Ш3 ‘.аГГ’
а4 0,9715468431О3
189
6.3.2. 2.Определение содержания конденсата в газе при известных N, А И Рт
Для определения содержания конденсата С5, в газе при известных содержаниях
ароматических и нафтеновых углеводородов в конденсате (% объемных) и пластовом
давлении Р^, необходимо использовать промежуточную функцию, имеющую вид
у = 0,953 [54,55 + 0,789А—0,6 Nj. (8.6)
В диапазоне изменения 30 у < 80 й 10 POT 70 МПа содержание конденсата в га-
зе определяется по формуле:
C5t=[a04-a1Pm+a2P2OT4-a3P3n.+a4P4ra+a5P5ra+a6P6IB1]+[a0+a1PII!!+a2P2Iin4-
4-а3Р3пл+а4Р4ял+а5Р5га]у + [а0+а1РпЯ+а2Р2пя+а3Р3пв+а4р4пя[у2 +
+ [ао+а^йя+агР^+азР^у3 + [ag+a^+ajP^Jy4 + [ад+а^у5 + а^у6. 5 (9.6)
6.3.3. Определение давления начала конденсации Р»
Для определения величины давления начала кондейсацйй Рж по известным содер-
жаниям в конденсате ароматических А и нафтеновых N углеводородов и пластовому дав-
лению Рт необходимо ввести промежуточную функцию:
у « 0.769 [54,557 + 0,789 А — 0,6 N]. (10.6)
В диапазоне изменения 20 < у < 60 и 15 £ Рт< 70 МПа давление начала конден-
сации определяется формулой:
Рцк — [ао^1Рпл^2р3пл+азР^и+а4Р\л+а5р^т+авР6пя}^[ао+а!Рпв+а2Р2пя+
+а3Р3пв+а4Р<+а5Р5пя]у + [a0+aIPn(,+a2P2IBI+a3p3M+a4P4iIjy2 +
+ [aoWa*W2m'^3P3]y3+ [ао+а1РПп+а2р2пл]у',++ (11.6)
Значения коэффициентов а( приведены в таблице 6.6.
6.3.4. Определение коэффициента извлечения конденсата К,
Для определения коэффициента извлечения конденсата Кя в процессе разработки
необходимы содержание ароматических и нафтеновых углеводородов В конденсате и на-
чальное потенциальное содержание конденсата в газе. Величина коэффициента извлече-
ния конденсата К„ определяется по формуле:
190
Таблица 6.6.
а, коэффи- циенты полино- ма Степень полинома по Р
0 1 2 3 4 5 6
ав -0.594329707-104 0371473834- ГО2 -0.129276493-10 0.851832753 • 10'1 -0,155042095- Iff2 0.128297900- Iff* -0,443986819 - Iff7
«I 0,701625055-103 -0,246588414-10 -0.437172000- Iff' -0.768548522-Iff3 0,129220971- Iff4 -0370610792- Iff7
Ъ -0,338455306-102 0.129963384 0,190534980 -Iff2 -0,142150889-10* -0,654666057- IO7
41 0,844364205 0334871634 • Iff2 -0,233692294 • Iff4 0,683971350-Iff7
*1 -0,114828413 -Iff' 0388462308 -Iff4 0,764222115-Iff7
as 0,808506080- 104 -0,160993423- 10* I
* -0,231140159- 10s
Кн = [ag+ajP+a^P2-^?3] + [а0+а1Р+а2Р2]у + [ag+a^Jy2 +а0у3, (12.6)
где у — параметр, определяемый по известному содержанию нафтеновых N и ароматиче-
ских углеводородов А в конденсате по формуле:
; у = 2,5Х+50+10,8 А, (13.6)
где X— полином, определяемый по известному содержанию нафтеновых углеводородов N
в конденсате из выражения:
X = 0,14055452- 103 — 0,4777931- 10 • N + 0Д01064 N2 — 0,1188 • IO 2 N3 +
+ 0,5163618-10’5N4 . ~ (14.6)
В диапазоне изменения начального потенциального содержания конденсата в газе
С5+, 50 < С5+ < 850 г/м3 и 50 < у < 650 погрешность величины конечного коэффициен-
та извлечения конденсата К„, определенного по формуле (12.6), не превышает 7%. При
расчете К„ в формуле (11.6) вместо давления используется Р = 1+Р/100 и параметр у =
1+у/100. Значения коэффициентов а в формуле (12.6) приведены в таблице 7.6.
Таблица 7.6
а, коэффициент полинома Степень полинома по давлению Р
0 1 2 3
а0 0,990050593 -0,692851480- 101 0,828010124,- IO2 -0,469356793 • 10-3
31 -0.615728941 • 102 . -0.116131868 • 10л 0,824765580 • 10'3
а. 0,366288043 • 10-2 -0,403679613 • 10-3
аз -0.376262749 • 10-?
6.3.5. Определение выхода конденсата при различных давлениях и
температурах сепарации
Одной из основных задач промысловых газокойДенсатных исследований является
построение изотерм и изобар конденсации. По этим данным выбираются давление и тем-
пература сепарации и определяются возможные изменения выхода конденсата при нару-
шении давления и температуры максимальной конденсации смеси в сепараторе. Построе-
ние изотерм конденсации требует использования промышленных сепарационных устано-
вок, обеспечивающих постоянство температуры газа при различных давлениях сепарации.
192
Как было отмечено выше, такие передвижные установки в России не изготавливаются.
Поэтому возможность построить изотермы конденсации по известному выходу конденса-
та только на одном из режимов является очень существенным преимуществом предлагае-
мого ниже аналитического метода определения выхода конденсата цри. любых Р и Т.
Сущность предлагаемого метода заключается в следующем: по имеющимся экспе-
риментальным зависимостям при известном выходе конденсата q^ при давлении сепара-
ции Pj и Т, определяют выход конденсата при Tj — Const и различных давлениях сепара-
ции Р < Рь и выход конденсата при различных Т < Tt и ?! = Const, а также выход конден-
сата при Т < ?! и Р < Р15 т.е. строятся изотермы и изобары конденсации по известным
q^j, Pj и ?! , используя обобщенные экспериментальные данные. В настоящее время из-
вестны две экспериментальные зависимости, отличающиеся только содержанием конден-
сата в газе. В частности, первая зависимость охватывает изменение давления сепарации в
диапазоне 2,0 < Рс £11 МПа, температуры сепарации в диапазоне 243 £ Тс < 313К и со-
держание конденсата в.диапазоне 0 < q* < 60 см3/м3; вторая зависимость охватывает из-
менение давления сепарации 0,5 < Рс £ 12,5 МПа, температуры 250 £ Тс £ 298К и содер-
жание конденсата 40 £ qK <280- IO ^mVm3.
Имеющиеся зависимости между выходом конденсата q* и давлением и температу-
рой сепарации Рс и Тс при содержаниях в газе 0 < q* £ 60 • 10 б м3/м3 и
40 £ q* £ 280 40 6 м3/м3 построены таким образом, что при любой температуре известно
давление максимальной конденсации Рж. Поэтому при заданной температуре, если давле-
ние в сепараторе меньше или больше Рж, то влияние давления на выход конденсата учи-
тывается путем вычитания из величины выхода конденсата q/P^) при давлении макси-
мальной конденсации Р№ иТс= Const. На экспериментальных зависимостях учет влияния
давления сепарации на выход конденсата показан как поправка на величину выхода кон-
денсата А Ок(Р) т.е.
qK(P<PMc) = qK(PJ-AqK(P). (15.6)
Но часто величина q^. известна не в точке Рс = Р^. В таких случаях выход кон-
денсата при заданном Рс определяется по известному q*. (Рс[) и ТС1. В частности, если
Рс < Рмк н Tci ~ Const поправка на давление имеет положительный знак, если Рс2 > Pd до
значения Рс2 Р№ В интервале РС1 > Р^ и Тс = Const поправка на давление к величине q*.
имеет положительный знак, если Рс2 > Рс1 > Р^. Если Рс2< Рс] < Р№ прн Т = Const и Рс2 < Рс11
> Р№ и Тс = Const, то поправки на давление имеют отрицательный знак. Таким образом,
при давлении сепарации меньше или больше Р№ поправки иа давление вычитаются из ве-
193
личины q* при Р^. Кроме того, если новое давление сепарации Рс2 больше Рс1, но меньше
Рж, то поправка на давление прибавляется к величине q^(Pcl) при Тс = Const. Если новое
давление Рс2> Рс1> Рж, то поправка на давление вычитаетсяпз величины qK(Pcl).
Из приведенных выше условий следует, что имеющаяся зависимость поправки на
величину q* от давления имеет два участка: первый Рс < Рж и второй Рс > Рж. В обоих уча-
стках, если известно q* при Р^, то поправка на давление Рс< Рж тв величины q^CP^) вычи-
тается. В обоих участках, если Рс1> Рс2 при Тс = Const, то поправка на давление Рс2 вычита-
ется 1в величины q* (Рс1), а если Рс1< Рс2, то в обоих случаях поправка на давление к вели-
чине q* (Рс1) прибавляется
6.3.5.1. Определение выхода конденсата qK при содержании конденсата
в газе С5+<60 • 1 О^м-’/м3
Для определения выхода конденсата при различных Рс и Тс при содержании кон-
денсата в газе С'я. <60 • 1О'бм3/м3 кривая зависимости поправки на давление А Цк (Р) от дав-
ления условно разбивается на два участка. Первый участок 2,5 < Рс< Р^ = 6,0 МПа и вто-
рой участок 6,0 < Рс < 11 МПа. Диапазон твмененпя температуры сепарации для обоих
участков равен 243 < Тс < 313К.
Рассмотрим общий случай, когда заданы Рс1, Тс1 и выход конденсата при этом обо-
значим через q« (Pq , Т ч ). Требуется определить q* при Р^ и . Обозначим поправку к
величине q* от давления через A q*, тогда для участка 2,5 < Рс< Р^ = 6 МПа величина А q*,
будет определяться формулой:
А Чк= 0,43225 • 103- 0,61663 • 103Р + 0,36685- 103Р2- 0,11465 • 103?3 + 0,19800 • Ю2?4 -
- 0,17900 • ЮР5 + 0,70000 • Ю ‘Рб, (16.6)
а для участка 6,0 < Рс < 11 МПа величина A q* определится формулой:
A qK = - 0,1518203 • 104 + 0,1090952- 104 Р- 0,323448- 103 Р2 + 0,505860-102Р3 -
-0,44010- ЮР4 + 0,20200Р5- 0,40000 • 10’2Р6 (17.6)
ГЬ формуле (16.6) и (17.6) вычисляются A q* для Р =₽! и Р=Р2 Далее находят:
A q‘K (Р2 - Р<) = A qJPz) - А qK(PI) (18.6)
К известной величине q/P^ . ТС1) приплюсовывается A , т.е.
<к(Р^ Tq) = qK(Pq,Tq)+Aqi(APc). (19.6)
Затем необходимо проверить условие:
194
a < [^(РД^ ) - (- 0,1953329 • IO*!** + 0,91855670] - 0,9386786 • IO2)] < 49,5. (20.6)
Еслиусловие (20.6) не выполняется, то величины q^P^, ) и не попадают в
область эксперпментальньк зависимостей, и тогда расчеты нельзя проводить. Если усло-
вие (20.6) выполняется, то новый выход конденсата при qlt(PC2, ТС2) определяется по
формуле:
Чк(РС2 >Тс2 ) = 0,1953-10 3(Т\ -Т* ) + 0,918556 (ТС2 -Тв[) + q, (РС2 ,Tq). (21.6)
Расчеты qK (Рс, Тс) по формулам (16.6) 4- (21.6) могут быть выполнены для любых
значений давления и температуры сепарацгпг газа. Причем эти расчеты могут быть выпол-
нены как при Pc=Const и Tt * Const, так и при Тс = Const и Pt * Const.
6.3.5.2. Определение выхода конденсата qK при содержании в газе
в диапазоне 40 < qK <280 • 10^м3/м3
Для определения выхода конденсата qKnpH его содержании в газе 40 < qK < 280*10’бм3/м3
и различных давлениях п температурах кривая зависимости поправки на величину qK от
давления условно разбивается на три участка Тогда аналогично формулам (16.6) и (17.6)
имеем: на участке 3 < Рс< Рж= 6,0 МПа
AqK = 30-5P; (22.6)
на участке 6 £ Рс< 6,3 МПа
Aq^O (23.6)
и на участке 6,3 < Рс < 12,5 МПа
A qK= 1,855Р—11,685. (24.6)
В зависимости от величин РСг и Р^ формулы (22.6Н(24.6) определяется промежу-
точное значение A q’K ( А Р) по формуле (18.6). Далее проверяется условие:
0<[qK(PC2 Tq) -(423,774— 1,258 Тq )]<; 160. (25.6)
Если условие (25.6) выполняется, то новый выход конденсата определяется по
формуле:
qK(P С2 ,Т С2 ) = q/P^ ,Т ) - 1,258(ТС2 -Т q ). (26.6)
Проведенные по формулам (16.6Ж24.6) расчеты показывают, что погрешность оп-
ределения выхода конденсата при различных Рс и Тс не превышает 6%. Повышение точно-
195
сти расчета возможно (без учета точности кривых, которые заменяют полиномами) путем
более детальной разбивки кривых зависимостей A q* от давления и q^ от температуры.
Пример 1. Допустим выход конденсата q^ при Pq = 7 МПа и Tq = 293К равен
qK (Р^ , Tq) = 25 • lO Sf’/M3. Требуется определить q^ прп Р^ = 4 МПа и Т^=273К. Из
формул (16.6) п (17.6) получим: AqK(PC], Т^) = 1,6 • IO'SiVm3 и Aq/P^, Т^) =
= 3 • 10'6м3/м3. Тогда, A q‘K (А Р)= (3;—1,6) • 10-6m3/m3 = 1,4 • 10'6 м3/м3. По формуле (19.6)
определяется q^ С2 ,Т q )= qK(P q , Т q ) = q.XP q , T q ) + A q‘K( A q) = (25+1,4) • 1 O^mVm3 =
=26,4 • 1О‘бм3/м3.
Условие (20.6) выполняется, так как 0 < 7,6 < 49,5. Тогда, по формуле (21.6) опре-
деляется qK(PC2, ТС2)= - 0,1953329 • 10’2(2732—2932) + 0,918556 (273—293) + 26,4 =
=30,14 • 10'6 м3/м3. Из экспериментальных данных определено, что (^(Р С2 , ТС2 ) =30 • 10 б
м3/м3.
Погрешность расчета составляет:
А = [(30,14 — 30,0)/30] • 100 = 0,5%
Пример 2. Выход конденсата при PCj = 10 МПа и TCj = 283°К равен qIt(Pq , Tq ) =
110 • IO ^mVm3. Найти q*. при Р^ = 4,0 МПа и ТС2 = 263°К. Вычисляем по формулам (22.6)
п (24.6) величину A qK(Pq , Т q ) и A q* (Р С2 , Т q), которые соответственно равны
A qK(Pci ’ Tq ) = 6,865 • 10 б м3/м3 и A qK(PC2. Tq ) = 10 • 1О'бм3/м3. Тогда A q‘K(A Р) =
=(10 - 6,865) • Ю'^/м3 = 3,135 • 1О’бм3/м3. Далее вычисляется q*^^, Tq) = (110+
+3,135) • 10 бм3/м3= 113,135 • 10бм3/м3. Проверяется условие (26.6) 0 < 45,375 £ 160. Сле-
довательно, выход конденсата будет:
q^, ТС2) = q^, Tq) - 1,258(263 - 283) = (113,135 + 1,258 • 20) • 10 б =
=138- IO W’/m3.
Погрешность расчета составляет:
А =(138—132) • 100/132 = 4.5%.
6.4. Приближенные аналитические методы оценки
газоконденсатной характеристики залежи
Кроме непосредственных промысловых и лабораторных способов определения га-
зоконденсатной характеристики, а также номограмм, построенных по обобщенным дан-
196
ным исследований около 300 месторождений и описания этих номограмм полиномами,
для удобства расчетов по прогнозированию показателей по конденсату существуют еще и
чисто аналитические зависимости для определения некоторых параметров газоконденсат-
ной смеси. Эти аналитические зависимости должны быть известны проектировщикам и
использованы при необходимости. К числу таких параметров относятся: коэффициент
извлечения конденсата; молекулярная масса конденсата, плотность конденсата.
1. Аналитически коэффициент извлечения конденсата может быть вычислен при
известных: плотности и молекулярной массе конденсата и содержании компонентов
С2Нб, С3Н8, С4Н10 и С5Н12 по формуле:
Ки=101,50 — 7,96С5+—0,59С2Н6—0,6835ркМк+32,38Мк/рк+4,46С3Н8 —
— 7,56С4Н10 — 0,4222С3Н8 • С4Н10 , (27.6)
где рк, Мк — плотность и молекулярная масса конденсата, С2Нб, С3Н8, С4Н10,
С5+ — соответственно содержание этих компонентов в мольных процентах в
пластовом газе.
Недонасыщенность газа тяжелыми компонентами влияет на величину коэффици-
ента извлечения конденсата и учитывается в виде поправки А К на величину К„. Коэффи-
циент тввлечения из недонасыщенного конденсатом газа следует определить по фор-
муле:
КИН = КИ+ДК , (28.6)
где А К = [4,425у]°-5; у — степень недонасыщенности газа конденсатом в % от начального
пластового давления в залежи и определяется формулой:
У = (Рвя-Ряк)-100/Рвя. (29.6)
На величину К„ существенно влияют наличие в газе неуглеводородных компонен-
тов, метановые углеводороды в групповом составе конденсата и температура. Это влияние
учитывается формулами:
А Кн = 1,011 • 10-4 -у* /у? • у’ - 0,5321уоб /у,2 • у2 - 0,741 • Ю^у? • у2; (30.6)
A PN2 = 2,741 у05 /У1 + 0,05924 у* у2 /у2, (31.6)
где А Кц и А Рц — влияние азота, метановых углеводородов в конденсате и температуры
на коэффициент извлечения и на давления начала конденсацшг, у0, у2 п у2 — учет наличия
азота, температуры и метановых углеводородов - соответственно, значения которых оп-
ределяются:
Уо = [хн /100—0,052]°-5; уНТ/ЮО]0-5; у2= [х«/1ОО]0-5, (32.6)
197
где Хц — содержание азота в газе в % мольных; х„ — содержание метановых углеводоро-
дов в конденсате в % мольных; Т — температура в °C.
Аналогичные поправки должны быть внесены в расчеты при наличии СО2 в газе:
Д Ксо2= 3,316 у,у \ у63 - 0.08395у? /у25 у \ + 0.0318у f /у‘ у3 + 0,ly? /у2 • у| -
-0.1127yf у«/у|; (ЗЗ.б)
Д РС01 = 0,4571у2 /у2 + 0.2677yf . (34.6)
гдеу,=[ХСО2/100—OOOSf5; y2=[XV100]°> y^T/lOO]0-5. ; (35.6)
2. Плотность конденсата может быть определена по известному показателю пре-
ломления п по формуле:
рк= 1,993371211 — 2,09066 (36.6)
3. Молекулярная масса конденсата Мк может быть определена по известному пока-
зателю преломления и по формуле:
Мк= 4407+ 8618113-2146111^1006711, (37.6)
пли по известным и и рк по формуле
М = -19,25 + 109,25 -iPp2. (38.6)
Молекулярная масса конденсата зависит от группового углеводородного состава
конденсата и его плотности. Молекулярная масса десятиградусных фракций конденсата,
выкипающих при Т=200°С, может быть оценена формулой:
М =164.7 + 181 р4 и4—257,9 р2п2, (39.6)
а для выкипающих выше Т=200°С молекулярную массу конденсата следует вычислять по
формуле:
Мк=-0,2249 • 10б + 0,396 • 105р4п4—0,327 • 1О6р2 и2+ 0,512 • 10еркп . (40.6)
4. Перевод количества конденсата в объемных единицах в газообразное состояние
производится через газовый эквивалент.
Г =23675,6 рк/Мк. (41.6)
Кроме перечисленных выше параметров, аналитическим путем определяются и ха-
рактеристика сырого конденсата, в частности коэффициент усадки, объемы дегазирован-
'ного и сырого конденсатов, плотность дебутанизированного конденсата й его молекуляр-
ная масса, температура кипения и другие параметры, связанные с переработкой конденса-
та.
198
Глава 7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗА
Все технологические процессы, рассматриваемые проектом разработки газовых
и газонефтяных месторождений, связаны с термобарпческими параметрами газа в сис-
теме «пласт-магистральный газопровод». В эту систему входят: пласт, ствол скважины,
система сбора, промысловая подготовка газа, ДКС и т.д. С термобарическими парамет-
рами связаны запасы газа, конденсата, нефти, изменение состава и фазового состояния
смеси, вторжения воды в залежь, парциальные давления компонентов, способ эксплуа-
тации скважин, параметры пласта и другие факторы, входящие в качестве исходных
данных в проект разработки, и показателя, прогнозируемого при проектировании.
От точности определения термобарических параметров зависит и точность про-
гнозируемых показателей разработки. Точность определения термобарических пара-
метров зависит от требуемой точности прогнозируемого показателя.
В целом каждый in термобарпческих параметров может быть определен при-
ближенными аналитическими методами, численно с использованием вычислительной
техники и экспериментально, путем непосредственного измерения. Естественно, что
наиболее удобным методом определения термобарпческих параметров является про-
стые, но достаточно точные аналтпическпе методы. Ниже предлагаются приближенные
аналитические методы, дающие приемлемо точные значения термобарическпх пара-
метров для прогнозирования показателей разработки. Менее точные методы определе-
ния термобарпческих параметров при проектировании недопустимы.
7.1. Методы определения давления
Давление газа в пласте, на забое, устье, в системе сбора и подготовки газа явля-
ется практически самым главным параметром. В проекте разработки используются зна-
чения давления в отдельных точках и распределения давления на участках (в пласте,
стволе и т.д ). Эти значения, как правило, определяются расчетным путем и проверяют-
ся с помощью измерительных комплексов. Если в наземных условиях практически все-
гда используют метод измерения, то в пластовых условиях и в стволе основным спосо-
бом определения давления должен быть расчетный метод.
199
7.1.1. Определение пластового давления
I. С достаточно высокой точностью пластовое давление может быть определено
расчетным путем с помощью барометрической формулы, имеющей впд:
Pra=Pct-es, (17)
где Рга —- пластовое давление на глубине середины этажа газоносности, а если этаж га-
зоносности большой (несколько сот метров), то на глубине, выбранной проектировщи-
ком, Рст — статическое давление на устье скважины; s безразмерный параметр, оп-
ределяемый по формуле: <
8 = 0,03415 pL/zepTcp, " (2.7)
р— относительная плотность; L— глубина, на которую рассчитывается пластовое дав-
ление; Тср — средняя температура газа в интервале между глубиной L и нейтральным
слоем.
TL— температура газа на глубине L, °К. При определении пластового давления в на-
клонных скважинах вместо общей длины следует использовать вертикальную глубину,
т.е.
LB = L-cosa, (47)
Тнс — температура нейтрального слоя, не зависящая от температуры атмосферы;
zcp — средний коэффициент сверхсжимаемости, определяемый для условий:
(Р Т )
zcp = f —. (5.7)
СР р 7 т* 4 z
к^пк. 1 пк у
Рср — среднее давление, определяемое по формуле:
Рср^СРпя-Рст У2. . . f (6.7)
Так как искомое Рга по формуле (1.7) зависит от z^, a zcp зависит от Рга, исполь-
зуют метод последовательных приближений. Опыт показывает, что для абсолютного
большинства месторождений для определения Рга достаточно двух приближений.
Тж, Рлк — псевдокритнческие температура и давления газа известного состава.
Для определения zcp следует использовать один из методов, предложенный в
пункте 5.1.4, в зависимости от состава газа и точности, требуемой от величины Рт.
При существенном изменении z от глубины в условиях фазовых переходов по
стволу величину Рга следует определить по формуле:
200
Pm — Рст 1 -I----------------
RzJ,-0,5M^g_
MA£g
Rz2T2 -0,5MA^g
L| MAlg
RznTn -0,5MZ^g_
(7.7)
где M — молекулярная масса газа; Д i — задаваемое приращение на один шаг итера-
ции; п— номер итерации; n=L/A^; g —ускорение силы тяжести, g = 9,80665 м2/с, R
— газовая постоянная, R =8; Ть Т2 ...Тп— температура газа для соответствующих п.
II. Точность определения пластового давления путем непосредственного изме-
рения давления глубинными манометром или комплексом зависит от точности измери-
тельного прибора. В случае отсутствия столба жидкости в стволе для определения пла-
стового давления нет необходимости использования глубинных приборов. Эта реко-
мендация особенно важна для газов, содержащих сероводород. В очень редких случаях,
когда по техническим причинам нет возможности определить Pm либо барометриче-
ской формулой, либо путем измерения, то величину Pm можно вычислить по КВД или
по результатам исследования скважин методом установившихся отборов. Оба эти ме-
тода изложены в работе [25] и Должны быть использованы.
7.1.2. Определение забойного давления вертикальных скважин
Забойное давление в абсолютном большинстве случаев определяется по пара-
метрам движущегося газа и сопутствующих примесей от забоя до устья. На точность
забойного давления влияют: структура потока, достоверность коэффициента гидравли-
ческого сопротивления труб, точность определения параметров, входящих в расчетную
формулу, скорость движения потока и др.
Для чисто газовых скважин с небольшим содержанием паров воды и конденсата
забойное давление Р, определяется по формуле:
P3=[^e2s + eBQ2]0,5, (8.7)
где Ру — давление на устье (буфере); s — безразмерный параметр, определяемый по
формуле:
s = 0,03415 pL/z^Tcp, (9.7)
где L — длина фонтанных труб от устья до башмака; —средний коэффициент сверх-
сжимаемости, определяемый при условиях Рср и Тср:
Р^ = (Ру + Р,)/2, T^y+T^/lnb- (10.7)
201
одним из методов, предложенных в пункте 5.1.4. 6В, — параметр, определяемый по
формуле:
0B = O,O1413.1O1Uz?pT^e?s-iydt (11.7)
где % — коэффициент гидравлического сопротивления фонтанных труб.
Величина % определяется по формуле.
(12
7 IT'fe' ’ >в I .
ш— параметр неравномерности шероховатости. Для турбулентного режима течения,
которое имеет место в газовых скважинах, величину % можно определить по формуле:
X^lAflgf^-Zdl U... : (13.7)
/ |_ (,Reu,s 8 )_
Re— число Рейнольдса. При расчетах забойного давления величину л, как правило,
принимают постоянной, исходя ib того, что скорость движения газа по фонтанным
трубам такова, что Л находится в зоне турбулентной автомодельности, как это показано
на рис. 1.7. Для различной шероховатости труб и диаметров труб, по которым движется
газ, л можно определить графически тв рис.2.7. В зоне турбулентной автомодельности
(зоны IV на рис. 1.7) величину Л можно вычислить по формуле:
Х= 1/[0,86961л7,41/е]2 , (14.7)
s— относительная шероховатость поверхности, е = 2€к —- где £к— абсолютная
шероховатость, Д, — внутренний диаметр труб. Наиболее часто в газовой промышлен-
ности используют трубы с Шероховатостью €к=(О,О7жО,2О)-1О'3 м. В указанном интер-
вале гвменення шероховатости и для 50,8 s Д s 254 мм величину X можно вычислить
по формуле:
X = 0,U144/dl/4, (15.7)
а для диапазона изменения диаметра Д=(254т7б2)1О’3 м величину % можно рассчитать
по формуле:
л = 0,08224’2’А2’21 (16.7)
202
Рис. J. 7
Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления
труб 1 от числа Рейнольдса Re для труб с различными
Относительными шероховатостями е
I-IV— области: I — ламинарного течения; II — критическая; III — переходная
турбулентная; IV — турбулентной автомодельности.
1 — ламинарный режим; 2 — турбулентное течение; 3 — границы зоны, где Л
не зависит от Re.
203
Рис. 2.7
Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления
труб 1 от относительной шероховатости труб s
1, 2 — новые стальные трубы с шероховатостью 0,05 и 0,07-10‘3 м;
3-6 — стальные трубы, бывшие в эксплуатации с абсолютной шероховатостью 0,10;
0,12; 0,15 и 0,18 10'3 м; 7,8 — чугунные трубы с абсолютной шероховатостью 0,20 и
0,25 10’3 м.
204
Значения Л при дебите 0>QmB приведены в таблице 1.7.
Таблица 1.7
Внутренний диаметр, dB, КНм Относительная шероховатость, е Qmkh> тыс. м3/сут. X
0,0254 0,0080 3,7 0,028
0,0403 0,0075 6,5 0,027
0,0508 0,0060 15,0 0,026
0,0635 0,0048 28,0 0,025
0,0762 0,0040 37,5 0,024
0,1016 0,0030 70,0 0,023
0,1270 0,0024 100,0 0,022
0,1524 0,0020 150,0 0,021
0,2032 0,0014 260,0 0,020
Если дебит скважины будет меньше 0^, то величину X можно определить по
формуле:
X = 0,029[dB/pQ]°’13 , (17.7)
где Q —- дебит скважины, в тыс.м3/сут.
При движении газа по межтрубному пространству величину X определяют по
формуле:
X Хо
D«-d. + Г Р.-Д. + 0c;l(Dt -Д.Г
(18.7)
где Хо — коэффициент сопротивления труб с эквивалентным диаметром Рэф Значение
Хо определяют по данным таблицы 2.7.
Величину Рэф следует определять по формуле:
оэф=[^к-^]0,5. (19.7)
При одновременном движешш газа по трубному и затрубному пространствам
величину Рэф нужно вычислить по формуле:
Р^=Н->12.(МТ)
где Рэк — внутренний диаметр эксплуатационной (обсадной) колонны; d,, и d, — соот-
ветственно наружный и внутренний диаметры фонтанных труб.
205
Значения л0 при Q>QMKH
Таблица 2.7
№№ п.п. м ^Н» М Qmhh» тыс.м3/сут. 4 Ц>к» M dH, M Qmmh> тыс.м3/сут.
1. 0,0635 0,0254 16 0,029 : 0,1016 0,0508 40 0,027
2. 0,0762 30 0,027 0,1270 84 0,025
3. 0,1016 60 0,025 s ’0,1524 147 0,024
4. 0,1217 110 0,024 .0,1016 0,0635 26 0,029
5. 0,1524 135 0,024 0,1270 70* 0,026
6. 0,0762 0,0381 19 0,029 0,1524 112 0,024
7. 0,1016 45 0,027 0,1270 0,0762 43 0,028
8. 0,1270 "ft 87 0,025 0,1524 tf 96 0,026
9. 0,1524 140 0,024 0,1524 0,1016 53 . • 0,028
Если дебит скважины будет меньше Q^, то величину %0 нужно определить по
формуле:
Хо = 0,029
ГП П°>‘3
°эф
гх j \»,5
D,K + dH ।
jK it I
I-^ЭК ~dH>
(21.7)
Для больших диаметров труб-коллекторов, к которым подключено несколько
скважин/ и внутри промысловых газопроводов величина Л должна быть определена по
формуле:
X = 0,067
158 2€к
-----1----
Re DB
(22.7)
При ламинарном режиме движения слагаемая 15&'Re»2€K /DB и поэтому формулу
(22.7) можно заменить на:
% = 0,1844/Re0,2. (23.7)
Приведенные выше формулы для определения X справедливы в зоне турбулент-
ной автомодельности, где X не зависит от Re Начальная зона турбулентной автомо-
дельности обуславливается равенством:
206
Анализ приведенных выше методов определения X в газовых скважинах пока-
зывает, что для пракпиескпх целей при движении «чистого газа» получаемые значения
X обладают приемлемой точностью. Учитывая, что в продукта! газовых скважин все-
гда присутствуют твердые и жидкие примеси, использование предложенных выше рас-
четных формул приводит к неточному определению забойного давления.
Точность определения забойного давления приобретает весьма существенное
значение при обоснованш! технологических режимов работы скважин в условиях раз-
рушения призабойной зоны и возможности обводнения скважин подошвенной водой.
Поэтому использование значения X, пригодного для газовых скважин, недопустимо
при наличии жидкости в их продукции.
Нал!пше жидких компонентов в потоке газа двояко влияет на величину X .
1. При незначительном содержаншг жидкости в потоке газа происходит эффект
смазки и величина X снижается. По результатам эксперимента снижение X установле-
но в скважинах Оренбургского газоконденсатного месторождения, которое показано на
рис.3.7.
2. При знач!гтельном количестве жидких компонентов в потоке газа происходит
уменьшение поверхности сечения для газовой фазы, что приводит к росту потерь дав-
ления
Величина коэффициента X для смеси зависит от структуры газожидкостного
потока, направления движения фаз, количества фаз и т.д. Поэтому при определении
Хсм необходимо, исходя из ожидаемого соотношения фаз и структур потока (см. пункты
3.5-5-3.10 в работе [25]), использовать следующие расчетные формулы:
I. При 0sQr/Qx<900 м3/м3
- - ,2[0,1^д.ДрР + (25 7)
l,13Ku+lpCH-FrCH ReCM dB
где Др = рж - prp — разность плотности жидкости и газа в рабочих условиях;
ргр — плотность газа в условиях Рф и Тср и равна:
Ргр=Рст • РсрТст/РэтТср2ср (26.7)
Р — расходное газосодержанпе, определяемое по формуле.
₽-QrP/(Qrp+Q«). О77)
, Qrp — дебит газа в условиях Р и Т. Величина Qrp определяется по формуле:
QrP ~ Qct ‘ ^ат2срТср/Рср'ГСт , (28.7)
207
Рис. 3.7
Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления
труб % от дебита скважин Оренбургского газоконденсатного
месторождения
208
Q„ — дебит при Р„ и Т„, т.е. при Р„=0,1 МПа и Т„=293,15К; Рср — среднее давление,
определяемое по известным Ру и Р3 из выражения:
Р^ = (Ру+Р^2-,
Тср — средняя по стволу температура, равная: Тср=(Ту+Т3)/2; рсм— плотность газожид-
костной смеси.
В формулу (25.7) входят критерии Кутателадзе и Фруда, которые определяются
по формулам:
Ku=|p:ic/ApxFrcl</WecJ/2, FrCM = u^/gd,, (29.7)
где рж— плотность жидкости. Wec, — критерий Вебера, определяемый по формуле:
WeCM= cy/dBUcM Др. (30.7)
ст—поверхностное натяжение между газовой и жидкой фазами; исм— скорость движе-
ния смеси.
Учитывая, что при определении л достаточно часто используются значения
критериев Эйлера и Рейнольдса, приводим формулы и для определения этих критери-
ев:
Эйлера: £иси= AP/pCM»L i
(31.7)
Рейнольдса: ReCM= исмбврж/цж
(32.7)
II. При Qr/Qx>900 м3/м3 величину \м определяют по формуле:
15
дО831Мв , 10~4Т3 1|дз^тср(^(1-р)у2дрУ310-5ег }
Огр-10 ^ер*^в
где цг—вязкость газа при Рср и Тср; остальные обозначения прежние.
Таким образом, при определении забойного давления по формуле (8.7) в зави-
симости от состава газожидкостного потока следует пользоваться одной из формул, по-
лученных для величины X, (12.7>ЦЗЗ. 7).
7.1.3. Определение забойного давления вертикальных газовых
скважин различных конструкций
Метод определения забойного давления зависит от конструкции газовых сква-
жин: Конструкцию скважин проектировщик должен выбрать, исходя из геолого-
209
технической характеристики месторождеши и применяемого оборудования. Так, на-
пример, исходя in продуктивной характеристики сеноманских ртложений скважины
месторождений Медвежье. Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и т.д., были выбраны
с большим диаметром обсадных и, следовательно, лифтовых колонн. В проектах этих
месторождеши!, кроме того, была предложена необходимость термопзолящш обсадных
труб. Оборудование ствола скважин предусматривало компоновку скважин пакером и
клапанами
С точки зрения определения забойного давления наличие пакеров (они необхо-
димы для надежности эксплуатацгш и исключения возможности открытого фонтаниро-
вания) исключает возможность использования барометрической формулы Поэтому ос-
тается только метод определения Р3 с помощью формул типа (8.7) для различных кон-
струкцнй скважин
Наиболее часто встречаемые конструкции вертикальных газовых скважин пока-
заны на рпс.4.7. Для конструкции типа рпс.4.7 б необходимо использовать формулу
(8.7). Эта наиболее распространенная конструкция скважин в Россшг Кроме этого, по-
лучила распространение конструкция, показанная на рис. 4.7 в. Для этой конструкции
формула для определения забойного давления имеет вид:
p2=^e2(s1+S2)+eie2(s1+s2)_^i_02p2_e2> (34.7)
где s, = 0,03415 pL(/zcpiTcpi ;, = 0,03415(35.7)
е, = 0,01413-10-%Л 12 Q2/d5. 02 = 0.01413-Q2/^; (36.7)
Lf, dt — длина и диаметр фонтанных труб верхней части ствола; L2 и d2 — длина и диа-
метр нижней части ствола скважины. %] и %2 — коэффициент сопротивления труб с
диаметром ф и d2.
Для остальных конструкций методы расчета Р3 изложены в работе [25]. Из из-
ложенного выше материала следует, что наличие жидкости в потоке было учтено толь-
ко при определеншт А. Однако наличие жидкости в потоке газа влияет и на другие па-
раметры потока. В точной постановке учет влияния наличия жидкости в потоке воз-
можен только численным решением.
Приближенный учет наличия жидкости в потоке может быть осуществлен путем
использования формулы:
Р3= [Py2e2s« +0,1413-10-10ACMz2pT2pQ2M(e2s° -l)/pdB5]°’5, (37.7)
где s0 = 0,03415 ppL/ZcpTcp, (38.7)
210
a 6 * г
Рис. 4.7
Схема конструкций вертикальных скважин
а — без пакера; б — с запакерованным затрубным пространством; в — двухступенча-
тый лифт; г — двухрядный двухступенчатый лифт.
211
р— параметр, связанный с истинным и не меняющимся по стволу скважины газос<
держанием, который определяется по формуле:
р=ф+(1-ф)рж/ргр, (39.1
где ф — истинное газосодержание потока. При практических расчетах допускаете
заменить ф расходным газосодержанпем р, определяемым по формуле (27.7).
Qcm — Дебит смеси в газообразном состоянии, определяемый по формуле:
QcM=Qr+QrR+Q»> (40.1
где О,., Qrq н Q„. — дебиты газа сепарации, дегазации жидких компонентов и конденсат
в газообразном состояншт. Объем конденсата в газообразном состоянии определяете
из равенства:
= Ок -24,05 Тст /Мк Тн, (41.1
где Ок -г-; Массовый расход конденсата кг/сут; ТС1 и Тн — стандартная и нормальна
температуры. Тст=293,15Кп ТЯ=273,15К; Мк — молекулярная масса конденсата; Gr, G
— массовые дебпты газа и жидкости; рсм — плотность газожидкостной смеси. рс
может быть, определена по формулам: •
(42.:
Хг + ХЖ
ПриИзвестном характере изменения температуры газа по стволу скважины з:
бойное давление газоконденсатных скважин должно быть! определено по формуле:
XCMz;pT2yR^3(Gr+Gj2
2р gdBF2[zcpaRBO3-pCM р]
ГТу+аЬ?
Л ,
(43.1
где а = (Т3 - Ту) / L. Формула получена для характера распределения температуры газ
по стволу, имеющего вид:
T = Ty + a(L-x), (44.1
— газовая постоянная для воздуха; F — площадь поперечного сечения фонтанны
труб, по которым движется газожидкостная смесь.
В заключение отметим, что для более точного определения забойного давлени
в газоконденсатных скважинах с учетом фазовых переходов разработаны программ!
расчета. Реквизиты обладателей таких программ указаны в приложении в работе [25].
212
7.2. Определение забойного давления в наклонных
и горизонтальных скважинах
Основная масса скважин, пробуренных на крупнейших месторождениях севера
Тюменской области, наклонные, что обусловлено кустовым размещением. На рис.5.7
показано кустовое размещение скважин то 4, 6 и 8 эксплуатационных и одной наблю-
дательной скважины, предложенных ВНППГАЗом. На рис.6.7 показана типовая схема
наклонных скважин куста. При освоении месторождений наклонными и горизонталь-
ными скважинами необходимы соответствующие аналитические методы для определе-
ния забойного (устьевого) давления и его распределение по стволу.
В действующих в настоящее время нормативных документах и инструкциях от-
сутствуют аналитические методы определения забойных давлений в наклонных и гори-
зонтальных скважинах. Для этой цели ниже предложены аналитические методы опре-
деления забойного давления в наклонных и горизонтальных скважпнах.
7.2.1. Определение забойного давления наклонной скважины
Как видно из формулы (8.7), полученной для вертикальной скважины, на вели-
чину забойного давления влияют две силы: сила тяжести, создаваемая столбом газа [в
формуле (8.7) Р2е23] и скоростным напором, связанным с движением газа по стволу
скважины [в формуле (8.7) 0Q2 ]. Давление, создаваемое столбом газа, зависит от соста-
ва газа и глубины забоя, независимо от того, как глубина достигнута, путем вертикаль-
ного бурения или наклонным профилем ствола.
Давление, связанное со скоростным напором, зависит от протяженности участка,
по которому движется газ. Следовательно, при наклонном стволе увеличивается по
сравнению с вертикальным профилем длина и поэтому растут потери давления от забоя
до устья.
С учетом изложенного выше забойное давление в наклонной скважине, конст-
рукция которой показана на рис.б.7, будет определяться по формуле:
Рзк^е^н+ОнО2]0’5, (45.7)
где , sH = 0,03415 pH/zcpTcp, (46.7)
0Н= l,377-Xz2pT2p(e2SL -l)/dB5 , (47.7)
213
a
Рис. 5.7
Кустовое размещение и направление забоев наклонных скважнн
а — из 8; б — из б и в — из 4 эксплуатационных скважин; Н — наблюдательная ckbs
жина.
214
где Н — вертикальная глубина наклонной скважины, определяемая по формуле
Н = НВ+НВС+Н,, (48.7)
Нв, Нис нН, — вертикальные глубины вертикальной, искривленной и наклонной частей
скважины (см.рис.6.7); Тср — средняя температура газа по стволу скважины Тср =
(Ту+Т,)/2; — средний по стволу скважины коэффициент сверхсжимаемости газа, оп-
ределяемый для условий Тср и Рср = (Ру+Р,)/2; Л — коэффициент гидравлического со-
противления труб; s,. — показатель степени для общей длины, определяемый по фор-
муле:
sL = 0,03415 pL/ZcpTep, (49.7)
где L — общая длина ствола, определяемая как сумма длин трех участков
+ + (50.7)
где L8 — длина вертикальной части ствола, равная Ц = Нв; Ь2 — длина искривленного
участка. При искривлении ствола строго под определенным радиусом кривизны Ь2 оп-
ределяется по формуле:
L2=2nRo/360. (51.7)
где R — радиус кривизны; а — угол охвата заданного отклонения ствола от вертикали,
величиной которого предопределяется максимальное отклонение забоя от вертикали
при заданной глубине залегания пласта, градусах; L3 — длина наклонного участка
ствола, определяется по формуле:
L3 = HI/cosa. (52.7)
Величину Нвс можно определить по известным угла а и радиуса кривизны R
HBC = Rsina. (53.7)
Радиус кривизны следует определить по формуле
R = [(Hj + H„c)tga - А]Дзша • tga - (1- cosa)], (54.7)
где Н, - А — задаваемое проектировщиком.расстояние забоя от вертикали
Как видно из рис.5.7, величина А была принята ВНППГазом в проекте Уренгой-
ских скважин равной А = 150 м.
В зависимости от выбранной конструкции наклонной скважины значения Нв, Нис
и Н] и, соответственно, LB, L2 и L3 могут быть равными нулю или весьма незначитель-
ными. В этих случаях формулы (45.7Ж54.7) должны быть упрощены.
215
Профиль наклонной скважины, рекомендованной ВНИИГазом
прн кустовом размещении
216
7.2.2. Определение забойного давления в горизонтальных скважинах
различных конструкций
Определение забойного давления в горизонтальных скважинах с достаточно вы-
сокой точностью имеет более существенное значение при проектировании разработки,
чем забойное давление в вертикальных скважинах. Оно связано с тем, что, как правило,
длина фильтра в горизонтальной скважине намного больше чем в вертикальной. Рас-
пределение забойного давления по длине горизонтального ствола имеет принципиаль-
но важное значение с позиции:
1. Регулирования дренирования залежи равномерно путем подбора соответст-
вующей конструкции.
2. Выбора необходимого значения забойного давления по стволу, позволяющего
качественно обработать результаты исследования.
3. Избежания преждевременного обводнения скважины подошвенной или крае-
вой водой.
К настоящему времени не разработаны методы достаточно точного аналитиче-
ского определения забойного давления в горизонтальных газовых и газоконденсатных
скважинах. Принципиально важное значение для определения забойного давления с
приемлемой точностью имеет профиль горизонтального ствола. Для избежания воз-
можного накопления остатков бурового раствора, влаги и конденсата желательно иметь
не абсолютно горизонтальный профиль, как это показано на рис.7.7, а наклонный про-
филь от подошвы газоносного пласта к кровле, начиная от перехода с вертикального
положения ствола к горизонтальному.
Выбранная конструкция горизонтального ствола, т.е. соотношение длин и диа-
метров обсадной колонны и фонтанных труб, позволяет обеспечить уменьшение или
увеличение забойного давления по горизонтальному стволу от места перехода с верти-
кального положения к горизонтальному, до торца горизонтального ствола. Диапазон
изменения забойного давления вдоль горизонтального ствола зависит от длины и диа-
метра труб и от дебита скважины. Существенное изменение забойного давления по
стволу на отдельных режимах создает определенные методические трудности при об-
работке результатов исследования Поэтому проектировщик должен привести большой
объем расчетов забойных давлений для различных конструкций гортонтальных сква-
жин и дебитов с целью определения оптимального варианта по конструкции и по поте-
рям давления в горизонтальной части ствола. Кроме того, в проекте разработки проек-
217
Схемы горизонтальных скважин
а — с большим; б — со средним ив — с малым радиусом кривизны для перехода
ствола к горизонтальному положению.
218
тпровщик ооязан оценить возможность ооводнения скважин при выоранных конструк-
циях и соответствующих изменениях забойного давления по горизонтальному стволу.
Методика определения забойного давления в горизонтальных скважинах зави-
сит от их конструкции. Общий вид встречаемых на практике конструкций горизон-
тальных скважин показан на рис.7.7 и 8.7. Отличительной чертой профилей стволов,
показанных на рис.7.7, является величина радиуса кривизны переходной зоны ствола.
В частности, варианты конструкций а, б, в соответствуют большому, среднему и мало-
му радиусу кривизны R. На рис.8.7 показаны конструкции горггзонтальных скважин с
позиции глубины (длина) спуска фонтанных труб. Варианты а, б и в на этом рисунке
соответствуют глубине (длине) спуска фонтанных труб: до начала горизонтальной час-
ти ствола; до протгзвольного расстояния по горизонтальному стволу и практически до
торца горизонтального ствола.
На методику определения забойного давления влияют как профиль ствола, так и
оборудование его фонтанными трубами. Ниже предложены расчетные формулы для
определения забойного давления горизонтальных газовых скважин различных конст-
рукций.
7.2.2.1. Определение забойного давления скважины с большим
радиусом кривизны, не оборудованной фонтанными
трубами в горизонтальной части ствола
Схематично рассматриваемая конструкция соответствует по величине радиуса
кривизны рпс.7.7 а, а по оборудованию фонтанными трубами рис. 8.7 а.
Забойное давление горизонтальной скважины с большим радиусом кривизны
без фонтанных труб в горизонтальной части ствола определяется по формуле:
^x = [^e2s + enQ2+erQ2] (55.7)
где Рзд — забойное давление у дна (торца) горшонтальной скважины
s = 0,03415 pH/ZcpTcp. (56.7)
Н — вертикальная глубина горшонтальной скважины (см. рис. 6.7), ^.р — средний коэф-
фициент сверхсжимаемости, определяемый для условий Тср= (Ту+Тзп)/2 и Рср= (Ру+Рзп)/2;
Тср, Pg, — соответственно средние по вертикальной и искривленной частям ствола тем-
пературы и давления.
219
Рис. 8.7
Схемы горизонтальных скважин:
а — не оборудованной фонтанными трубами; б — частично оборудованной ив — пол-
ностью оборудованной горизонтальной частью ствола
220
еп = 1,377-Я,ZcpTcp^e2sn -1)/d5, (57.7)
X — коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый согласно пункту
7.1.2. Zcp, Тср — иденпгчные значениям этих параметров в формуле (56.7) коэффициент
сверхсжимаемости и средняя температура газа.
sn = O^dlSpL/zcpTcp, (58.7)
где L — общая длина вертикальной и искривленной частей ствола скважины, опреде-
ляемая формулой:
L = U + L2, (59.7)
где Lb — длина вертикальной части ствола; Lb = Нв (см.рнс. 6), L2 — длина искривлен-
ной части ствола, определяемая формулой:
L2= 2nRa/360. (60.7)
Параметр 9 г по горизонтальной части ствола определяется по формуле:
er=0,094%rZcPrTcppLr/d5, (61.7)
где Хг — коэффициент гидравлического сопротивления горизонтальной части ствола.
Так как в рассматриваемом варианте фонтанные трубы спущены только в вертикаль-
ную и искривленную части ствола, величина %г должна соответствовать сопротивле-
нию обсадных колонн. Тср г — средняя температура в горизонтальной части ствола и
определяется по формуле:
Тср.г= (Тзп + Тзд)/2, (62.7)
где Тэп и Тзд — соответственно температура газа у перехода от горизонтального участка
ствола к искривленному и у дна (торца) горизонтального ствола, Zcp.r;— средний коэф-
фициент сверхсжпмаемостп газа при условтпг РСр.г и Тср.г, где РСр.гКРэп+Рзд)/2; Рэп и Рзд
— забойные давления у сечения перехода от горизонтального участка к искривленному
и у дна горизонтального ствола. Lr — длина горизонтальной части ствола.
7.2.2.2. Определение забойного давления скважины с большим
Й! радиусом кривизны и частично оборудованной
фонтанными трубами горизонтального ствоДа
Схематично рассматриваемая конструкция соответствует по величине радиуса
кривизны рис.7.7 а, по параметру спускаемых фонтанных труб рис.8.7 б.
221
При такой конструкции скважины забойное давление сначала по известному
устьевому давлению определяется у башмака фонтанных труб, а затем у торца горизон-
тального ствола и в затрубном пространстве у сечения, соответствующего входу ствола
в продуктивный пласт.
1. Забойное давление у башмака фонтанных труб определяется по формуле:
Г? = [Р2/3 + 0nQ2 + 06Q2] , (63.7)
где S и 0П — параметры, определяемые по формулам (56.7) и (57.7)
0б=О,О94Лф2срфТсрфр ц/dj, * (64.7)
где —коэффициент гидравлического сопротивления фонтанных труб; Т^ф—сред-
няя температура газа на участке Li горизонтального ствола:
Тсрф=(Тзп + Тз6)/2; (65.7)
Тзп, Тз6 — температуры газа у перехода от искривления участка к горизонтальному и у
башмака фонтанных труб, zcp^ — средний коэффициент сверхсжимаемостп, опреде-
ляемый для условий Тсрф и PCp^ , где Рсрф — среднее давление на участке Lj опреде-
ляемое по формуле: Р^ =(Рзп+Р3б)/2; Рзп , Р3б — забойные давления у перехода от ис-
кривленного участка к горизонтальному и у башмака фонтанных труб. Li — длина го-
рпзонтальной части ствола, оборудованной фонтанными трубами; бф — внутренний
диаметр фонтанных труб
2.2. Определение забойного давления в затрубном пространстве
горизонтальной скважины
При спуске фонтанных труб до некоторой длины горзгзонтальной части ствола
Li газ к забою скважины поступает из двух участков: из участка длиной L] в затрубное
пространство (D—dH) и из участка Lr-Lj в ствол с обсадной колонной.
При определении забойного давления у башмака фонтанных труб по формуле
(63.7) практически отсутствовала возможность, допущения грубых ошибок в величине
забойного давления, так как, начиная от башмака фонтанных труб, до устья скважины
дебит скважины оставался постоянным. В рассматриваемом же варианте дебит газа де-
лится на две части
QcyM^Q^+Qb-L, , (66.7),
222
где Q L — дебит газа in участка Lj, который суммируется in притока, начиная от вхо-
да ствола в продуктивный пласт до сечения, где кончаются фонтанные трубы. Следова-
тельно, дебит QLi становится переменной величиной от входа ствола в пласт до башма-
ка фонтанных труб. Поэтому забойное давление в затрубном пространстве должно
быть рассчитано для переменного дебита. Характер изменения дебита по длине Li оп-
ределяется характером распределения давления в затрубном пространстве. Истинный
характер распределения дебита на участке Li может быть установлен только путем со-
вместного решения уравнений протока газа к скважине и движения газа по затрубному
пространству.
На рис.9.7 а,б показаны изменения забойного давления и дебита в горизонталь-
ной скважине со спущенными фонтанными трубами и без фонтанных труб.
Проектировщик должен учесть то. что длина фонтанных труб в горизонтальной
части ствола существенно влияет на суммарный дебит скважины QcyM вследствие пере-
распределения дебптов на участках Li и (L-L0. Характер перераспределения дебита го-
ризонтальной скважины от длины фонтанных труб для заданных параметров пласта и
конструкций ствола показан на рте. 9.7 б.
С приемлемой точностью для определения распределения забойного давления и
дебита на участках Li и (L-L0 следует в проекте разработки по предполагаемым конст-
рукциям численно решить следующие дифференциальные уравнения (с помощью со-
временных персональных компьютеров даже с не очень высокой разрешающей способ-
ностью такие уравнения решаются без затруднений):
1. Случай, когда в горизонтальном стволе отсутствуют фонтанные трубы
(см.рпс.9.7 а):
dP_ Xp^Q2 , Р* Q d fQY
2DpF2 F2^dApJ’
(67.7)
P2
A к
A 2 L
~T h7lhj+Rcln
Rc +hj)
, fdQV
Rc + h । \ )
_2_f Rc + ht h, R^-h! rdQA2
8[ьДП Rc Re+hJ (Rc+hl)2}d^
(68.7)
где уравнение (67.7) описывает движение газа по стволу, а (68.7) нелинейный приток
газа из однородного пласта к стволу. Р — произвольное давление на стенке горизон-
тального ствола в интервале 0< £ <L, р—плотность газа в условиях Р и Т и определяет-
ся из уравнения состояния газа:
223
в
Рис. 9.7
Схемы горизонтальной скважины:
а — не оборудованной фонтанными трубами и распределение дебита и забойного дав.
ления; б — частично оборудованной фонтанными трубами и распределение дебита и
забойного давления при такой конструкции
224
Р - Рат Тст Р/Рат Z Т, (69.7)
Т — температура газа в горизонтальной части ствола; z — коэффициент сверхсжимае-
мости газа при Р и Т; X— коэффициент гидравлического сопротивления обсадных
труб (в рассматриваемом варианте фонтанные трубы отсутствуют). Учитывая, что речь
идет о переменном по длине ствола скважины дебите, а X является функцией скорости
потока, желательно в формулу (67.7) заложить переменный от числа Рейнольдса коэф-
фициент гидравлического сопротивления (для заданной величины шероховатости) со-
гласно рис. 1.7. Как видно из этого рисунка, если горизонтальная скважина вскрывает
однородный пласт постоянной толщины, то на некотором расстоянии от конца ствола
коэффициент % станет постоянным в связи с возникновением области турбулентной
автомодельности. Если проницаемость пласта вдоль горизонтального ствола будет пе-
ременной, то возможность перехода X к постоянной величине будет зависеть от харак-
тера профиля притока газа. F— площадь поперечного сечения горизонтального ствола
нравна:
F = 7iD2/4, (70.7)
D — внутренний диаметр обсадных труб, Rc, h — толщина газоносного пла-
ста. Если ввести обозначение:
<Х= 8рат Рат Z T/7I2D4 Тст ,
то вместо (67.7) можно получить:
(71-7)
(72.7)
dP/d€ =
gQP
2aQ2-P2< D 2dJ
dQ/d€ — приращение дебита на элементе d€ горизонтального ствола, показанного на
рис. 9.7 а. Обозначив через:
(73.7)
В___2_С Rc +h| _ h; Rk ~hi
8[ьД Rc Rc+hJ (Rc+hl)2
получим формулу для определения dQ/d € в виде:
dQ/d€ = А + [а2 + 4В(Р2 - Р2)П/2В.
(74.7)
(75.7)
После нахождения распределения дебита по длине горизонтального ствола оп-
ределение Р3 (L) не представляет особой трудности как численно из уравнения (72.7),
225
так и приближенно путем разделения всей длины ствола L на элементы ДЬ=Ь/п, где п
— число участков Чем больше число участков, тем точнее будут значения забойного
давления на рассматриваемом элементе.
Еще раз отметим, что для правильного прогнозирования изменения устьевого
давления в процессе разработки (с этим давлением связаны условия сепарации газа и
сроки ввода ДКС) правильное определение забойного давления приобретает особое
значение.
2. Случай, когда в горизонтальный ствол спущены фонтанные трубы.
В этом случае необходимо решить следующие уравнения:
— на участке, где отсутствуют фонтанные трубы (L-Lj):
dPi _ aiQ(L-Li)Pi ГA-i_ dQ(L-Lt)
(76.7)
A + [a2 + 4b(p2 - P2)]0,5}^, (77.7)
где Pi — давление на участке L - Li и a^Sp^P^ZjT/ 7t2D4TCT; (78.7)
Zi — коэффициент сверхсжпмаемостп газа на участке L-Li. Граничные условия для ре-
шения этой системы следующие:
При (= L, Q(l-L[ )= 0 и С = LrPi = Рб.
(79.7)
Рб — давление у башмака фонтанных груб Одним ггз сравнительно простых методов
решения этой системы является метод Рунге-Кутта
— На участке перекрытой фонтанными трубами (см.рис.9.7 б) уравнения
притока газа и его движения по кольцевому (затрубному) пространству имеют вид:
= 0-2 Ql, + 2 ; (80.7)
d€ 2a2Q21-P22[D-dH4L1 Ы J
A + [a2 + 4b(p2 - P2)]°’5jy2B, (81.7)
где (82.7)
dH — наружный диаметр фонтанных труб; D— внутренний диаметр обсадной колонны;
— коэффициент гидравлического сопротивления кольцевого пространства, опреде-
ляемый по формулам (18.7X23.7).
Следует подчеркнуть, что при сравнительно низких дебитах и больших сечениях
для движения газа потери давления как при отсутствии, так и при наличии фонтанных
226
труб в горизонтальных стволах невелики, и поэтому расчеты по определению забойно-
го давления упрощаются.
7.2.2.3. Определение забойного давления скважины с малым
радиусом кривизны при наличии и отсутствии фонтанных
труб в горизонтальной части ствола
Под обобщенными понятиями большой, средний и малый радиусы кривизны
согласно работе [10] принято понимать: большой — R в несколько сот метров; средний
— несколько десятков метров и малый — несколько метров. Учитывая, что при малом
радиусе кривизны на протяжении нескольких метров существенное изменение давле-
ния при практически любой конструкции не происходит, при отсутствии фонтанных
труб забойное давление можно опредешпъ по формуле:
р?д = ру'2”’ +e,Q2+erQ2. (83.7)
где s, = 0,03415pH/zCpBTcpj ; (84.7)
в, = 1,377Л,г^Т^(ей--1)/с5; (85.7)
(86.7)
Н — глубина скважины по вертикали, L — длина горизонтальной части ствола;
ze₽B ’ z4»r — соответственно коэффициенты сверхсж1Емаемости газа при средних давле-
нии и температуре в вертикальной и горизонтальной частях ствола.
РЧ',=(РУ + Р»)/2- Р«рг = (Р»" + Рм)/2; (8’3
Тч>.=(ТУ + Т»)/2- Т^=(Т„ + Ти)/2. <88 Т>
где Рзп, Тзп — давление и температура у сечения перехода от вертикального к горизон-
тальному положению; Рзд, Тзд — давление и температура у дна (торца) скважины. Ав, Аг
— коэффициенты гидравшшеского сопротивления труб в вертикальной и горизонталь-
ной частях ствола. Очень часто они равны
При наличии фонтанных труб, частично перекрывающих ствол скважины,
(см рис 7.7 в и 8.7 в) для вертикальной части ствола должна быть использована форму-
227
ла (8.7), позволяющая определить забойное давление у переходной зоны. Далее для оп-
ределения давления у башмака фонтанных труб нужно использовать формулу:
р3б=[р^+мТ> <89-7)
еч=0,094Хф2срфТсрфрЬ1/(1^. (90.7)
Параметры ,Тсрф— входящие в формулу' (90.7) определяются так же,
как при использовании формулы (64.7).
Распределение давления в затрубном пространстве и в зоне L-Li, где фонтанные
трубы отсутствуют, порядок расчета такой же, как и при конструкции, соответствую-
щей схеме, показанной на рис. 7.7 би 8.7 б При этом необходимо пользоваться форму-
лами (76.7) и (77.7) и (80.7), (81.7).
Отметим, что в ряде случаев, когда конструкция фонтанных труб на горизон-
тальном участке ствола носит комбинированный вариант, т.е. имеет ступенчатую кон-
струкцию, расчеты забойного давления должны быть проведены :
— от устьевого к переходной зоне,
— от переходной зоны к концу первой ступени в горизонтальной части ствола;
— от конца первой ступени, как правило, имеющей большой внутренний диа-
метр, к меньшим по диаметру ступеням фонтанных труб.
— от башмака к торцу горизонтального ствола с учетом изменения дебита газа;
— от башмака к началу (в обратном направлентш) первой ступени по затрубно-
му пространству с учетом изменчивости дебита,
— от начала в обратном направлентш к концу', где установлен пакер по затруб-
ному пространству давления, соответствующему участку входа в продуктив-
ный пласт горизонтального ствола.
Следует в проекте разработки очень внимательно относиться к вопросу опреде-
ления забойного давления на сечении перехода от вертикального к горизонтальному
положению ствола, у башмака фонтанных труб, у торца горизонтального ствола, так
как от точности определения этих давлений зависит возможность разрушения приза-
бойной зоны, образования песчаных или жидкостных пробок, обводнения скважин у
перечисленных выше узловых точек горизонтального ствола.
По предложенным выше методам определения забойных давлений горизонталь-
ных скважин различных конструкций были рассчитаны примеры при следующих ис-
ходных данных:
228
Ру=10 МПа, Нв=1500 м, радиус кривизны R=200 м, а=18°, L=1000m, D=0,1524 м,
Li=500 м, d<p=0,0762; 0,0889; 0,1016 и 0,1143 м; Q=200; 500; 750; 1000 и 2000 тыс.м3/сут.
Рассчитаны: значения давления на глубине Нв, Рэв, у начала горизонтального ствола Рэп,
у башмака фонтанных труб Р3 6^, у конца горизонтального ствола Р3|_ и затрубное дав-
ление у входа горизонтального ствола в продуктивный пласт (под пакером) Р^. Кроме
того, рассчитаны разности давлений:
ДР1 — Рэп-Рзв; ДРг = Рэ баш • Рэп; ДРз = PaL-Рэб и ДР« = Р33-Рэ баш ; (91.7)
Результаты расчетов представлены в виде таблиц 3.7. и 4.7. Для определения по-
терь давления по горизонтальной части ствола было принято несколько видов распре-
деления дебита. На рис. 10.7 показаны два вида распределения дебита по горизонталь-
ному стволу': линейное —1 и нелинейное—2 увеличение суммарного дебита, начиная
от пакера до башмака фонтанных труб и от торца скважины до башмака фонтанных
труб. Расчеты выполнены для конструкций: эксплуатационная колонна имеет диаметр
D=152,4.10‘3 м, длина горизонтального ствола L равна L=1000 м. Фонтанные трубы
спущены до середины горизонтального ствола, т.е. длина фонтанных труб в горизон-
тальной части ствола равна Li=500 м. С целью установления величин потерь давления
от вертикальной части ствола до перехода его к горизонтальному положению ДР) при
суммарных дебитах на участках Lj и L-Lj, равных 200, 500; 750; 1000 и 2000 тыс.м3/сут,
от башмака фонтанных труб до начала горизонтального участка ствола, т.е. ДРг; от
торца скважины до башмака фонтанных труб, т.е. ДРз, и от начального участка затруб-
ного пространства (начиная от нижней части пакера) до башмака фонтанных труб, т.е.
ДР4, были рассчитаны потери давления для диаметров фонтанных труб d=76,2; 88,9;
101,6 и 114,3 мм. Результаты, полученные при таких исходных данных для линейного
изменения дебита (линия 1), приведены в таблице 3.7, а для нелинейного изменения де-
бита — в таблице 4.7. Данные, приведенные в таблицах 3.7 и 4.7, должны быть учтены
при аналогичных конструкциях горизонтальных скважин и дебитах при обработке ре-
зультатов исследования горизонтальных скважин и обосновании технологического ре-
жима их эксплуатащш.
7.3. Учет потерь давления в забойных оборудованиях при
определении забойного давления
При проектировании разработки величина депрессии на пласт обосновывается,
исходя из продуктивности пласта, возможности разрушения призабойной зоны, обвод-
229
L,M
Рис. 10.7
Распределение дебита по горизонтальному стволу скважины, частично
оборудованной трубами
1,2 — линейное и нелинейное распределение дебита.
230
нения скважин и т.д. При таких жестких условиях по большинству газовых месторож-
дений величина депрессии на пласт составляет несколько атмосфер. Поэтому влияние
забойного оборудования на точность определения Р3 становится существенным. При
обосновании технологических режимов работы скважин для точного определения Р3
следует учитывать влияние наличия пакера (на участках установки пакеров проходное
сечение сужается), клапана отсекателя, циркуляционного клапана и других элементов
скважинного оборудования.
Потери давления, связанные со скважинным оборудованием, для различных
конструкций забойного оборудования должны быть рассчитаны согласно методам, из-
ложенным в работе [25].
7.4. Методы определения температуры газа
Все процессы, происходящие в пласте, стволе, системе сбора, подготовки и
транспортировки газа, связаны с температурой и ее изменением. В проекте разработки
должно быть спрогнозировано изменение температуры за весь период разработки за-
лежи. Позже будет показано, что в настоящее время в проектах разработки среди про-
гнозируемых показателей параметров отсутствует изменение температуры, хотя опыт-
ный проектировщик знает, что проектировщики обустройства газовых и газоконден-
сатных промыслов требуют в качестве основных базовых параметров изменения у
устьев скважин в процессе разработки давления, дебита и температуры газа. Поэтому в
настоящем руководстве будет изложена методика прогнозирования изменения темпе-
ратуры газа в процессе разработки в системе «пласт—УКПГ».
Изменение температуры газа в этой системе следует определить по отдельным
участкам этой системы.
7 .4.1. Распределение температуры газа в пласте при фильтрации
в пористой среде
Источником пнформацтш для определения изменения температуры, т.е. точкой
отсчета, является пластовая температура Тпя, определяемая, как правило, непосредст-
венным измерением глубинным термометром или глубинным геофизическим комплек-
сом. Следует отметить, что месторождения углеводородов характеризуются тепловым
231
полем. Естественная температура на небольших глубинах колеблется в зависимости от
температуры земной поверхности. Различают суточные, годовые, многолетние и веко-
вые колебания температуры. Суточные и годовые колебания температуры проникают
на глубину до нескольких метров от поверхности земли. Глубину, ниже которой годо-
вые колебания не проникают, принято называть нейтральным слоем. Ниже этого слоя
температура пород остается практически постоянной во времени и изменяется с глу-
биной, если в разрезе нет зоны многолетней мерзлоты. В процессе бурения и эксплуа-
тации скважин на фоне естественного распределения температуры формируется искус-
ственное тепловое поле. Причиной возникновения термодинамтгческого процесса явля-
ется движение жидкости и газа в пласте и по стволу, имеющим иную температуру.
При расчетах распределения температуры и ее тгзменения в процессе разработки
необходима информация о тепловых свойствах горных пород и заполнителей ствола
скважины. Точность определения распределения температуры и ее изменения в про-
цессе разработки’Зависят от точности тепловых свойств пород, состава флюидов и его
изменения по пути их движения и во времени.
В проектных расчетах требуется определение температуры газа с точностью
ДТ<0,1 градус. Исходя из этого условия, ниже в табл.5.7 приведены значения тепловых
свойств горных пород, пластовых флюидов и заполнителей ствола скважины.
232
Таблица 3.7
Q, тыс. м3/сут. Р *10 ЗВ МПа Р «10 эп МПа Р • 10 30 МПа P3L * ю МПа Ри-10 МПа АР, • 10 МПа АР,« 10 МПа АР3 • 10 МПа АР3 • 10 МПа
200 115,4335 116,115 116,9497 116,9501 116,9689 0,6815 0,8327 0,0010 0,0198
500 1293056 130,529 135,0646 135,0700 135,1706 1,2238 4,5273 0,0054 0,106
750 147,3960 149,263 158,0297 158,0401 158,2324 1,8667 8,7498 0,0104 0,2027
1000 169,3432 171,929 185,3276 185,3276 185,6351 2,5855 13,3719 0,0157 0,3075
2000 276,1375 281,929 316,4718 316,4718 317,2635 5,7919 34,4900 0,0406 0,7917
200 113,8601 114,476 114,8538 114,8549 114,8894 0,6163 0,3772 0,0010 0,0356
500 120,3373 121,217 123,4204 123,4264 123,6260 0,8794 2,1995 0,0060 0,2055
750 129,3311 130,556 135,0979 135,1102 135,5178 1,2248 4,5336 0,0122 0,4199
1000 140,8951 142,537 149,8405 149,8600 150,5101 1,6423 7,2896 0,0195 • 0,6696
2000 202,5168 206,121 226,0702 226,1227 227,8710 3,6040 19,9094 0,0525 1,8008
•
200 113,2172 113,807 113,9957 113,9968 114,0728 0,5895 0,1885 0,0062 0,0770
500 116,4984 117,224 118,3621 118,3683 118,8237 0,7251 1,1361 0,0133 0,4616
750 121,2035 122,117 124,5547 124,5681 125,5361 0,9136 2,433 0,0221 0,9814
1000 127,4765 128,632 132,7075 132,7297 134,3351 1,552 4,0681 0,0654 1,6275
2000 163,7927 166,201 178,5280 178,5280 183,2402 2,4083 12,2373 0,0010 4,7776
200 112,9240 113,501 113,6030 113,6041 113,8407 0,5771 1,1019 0,0010 0,2376
500 114,7096 115,361 115,9863 115,9927 117,4305 0,6516 0,6223 0,0064 1,4442
750 117,3122 118,070 119,4377 119,4517 122,5637 0,7582 1,3654 0,0139 3,1259
1000 120,8540 121,754 124,0974 124,1212 129,3865 0,8998 2,3393 0,0237 5,2891
2000 142,6321 144,335 152,0348 152,0348 168,6001 1,7029 7,6852 6,0768 16,5652
233
Таблица 4.7
Q, тыс. м3/сут. МПа Р • 10 МПа Р • 10 МПа Рзь-Ю МПа Р • ю МПа Г ДР,- 10 МПа ДР, -10 МПа ДР, • 10- МПа ДР3- 10 МПа
200 115,4335 116,115 116,9497 116,9501 116,9611 0,6815 0,8327 0,0006 0,012
500 1293056 130,529 135,0646 135,0700 135,1289 1,2238 4,5273 0,0033 0,064
750 147,3960 149,263 158,0297 158,0401 158,1526 1,8667 8,7498 0,0063 0,1229
1000 169,3432 171,929 185,3276 185,3276 185,5141 2,5855 13,3719 0,0096 0,1865
2000 276,1375 281,929 316,4718 316,4718 316,9519 5,7919 34,4900 0,0246 0,4801
200 113,8601 114,476 114,8538 114,8549 114,8754 0,6163 0,3772 0,0006 0,0216
500 120,3373 121,217 123,4204 123,4264 123,5451 0,8794 2,1995 0,00036 0,1247
750 129,3311 130,556 135,0979 135,1102 135,3527 1,2248 4,5336 0,0074 0,2548
1000 140,8951 142,537 149,8405 149,8600 150,2468 1,6423 7,2896 0,0118 .0,4063
2000 202,5168 206,121 226,0702 226,1227 227,1635 3,6040 19,9094 0,03183 1,0934
200 113,2172 113,807 113,9957 113,9968 114,0425 0,5895 0,1885 0,0006 0,0467
500 116,4984 117,224 118,3621 118,3683 118,6422 0,7251 1,1361 о;ооз8 0,2801
750 121,2035 122,117 124,5547 124,5681 125,1507 0,9136 2,433 0,0081 0,5960
1000 127,4765 128,632 132,7075 132,7297 133,6968 1,552 4,0681 0,0134 0,9893
2000 163,7927 166,201 178,5280 178,5280 178,4626 : 2,4083 12,2373 0,0397 2,9113
200 112,9240 113,501 113,6030 113,6041 113,7472 0,5771 1,1019 0,0006 0,1441
500 114,7096 115,361 1.15,9863 115,9927 116,8642 0,6516 0,6223 0,0039 0,8779
750 117,3122 118,070 119,4377 119,4517 121,3433 0,7582 1,3654 0,0085 1,9055
1000 120,8540 121,754 124,0974 124,1212 127,3321 0,8998 2,3393, 0,0144 3,2347
2000 142,6321 ' 144,335 152,0348 152,0348 162,2829 1,7029 7,6852 0,0466 10,2481
Таблица 5.7
' — - Среда Тепло- провод- ность X, Вт/м К Плот- ность р, 103 кг/м5 Теплоемкость Темпера- туропро- водность 107<мг/с
а массовая, 10 3 Со Дж/кгК объемная, 10-6 Со Дж/кг К
I. Г о Р н ы е и 0 Р о Д ы О с а Д о ч н ы е Глин 0,38-3,02 1,49 1,2-2,4 2,35 0,75-3,55 1,24 1,8-8,3 2,91 2,54-11,56 6,60
Песчаник 0,38-5,17 1,бб 2,0-2,9 2,55 0,67-3,34 0,97 1,7-8,6 2,49 2.54-20,43 9,86
АжЕрСШТ 0,41-3,58 1,49 1,8-2,8 2,4 0,75-1,65 0,88 1,8-8,6 2,11 5,36-15,42 10,28
Доломит 1,63-3,58 3,24 1,9-3,6 2,7 0,65-1,47 1,9 1,8-4,0 2,94 5,36-15,42 12,44
Известняк 0,92-4,4 2,4 1,8-2,9 2,65 0,75-1,71 0,89 2.O-4.5 2,36 3,91-16,9 11,27
Мергель 0,5-3,9 1,92 1,5-2,88 2,3 2,3-3,0 2,5 0,84-3,09 1,63 0,74-0,99 0,87 1,9-7,1 3,74 1,9-2,5 2,18 3,14-13,8 7,13
Мета- мор- фпчес- кне Глинистый сланец 0,25-3,04 1,22 5,94-15,3 9,46
Мрамор 1,59-4,0 2,56 0,75-0,88 0,86 2.0-2.4 2,32 7,8-12,0 11,0
2,7
Маг- ма- тнчес- кие Грантп 1,34-3,69 2,4 - 0,74-1,54 0,95 1,9-4,0 2,47 3,33-15,0 9,27
2,6
Базальт 0,51-2,03 1,45 - 0,76-2,14 1,23 1,9-5,4 3,12 4,33-6,7 5,34
2,54
I] Вода 0,37-0,56 1,04-1,18 3,9-4.8 4,1-5,7 0,87-1,15
Пластовые флюиды и заполнители ствола Нефть 0,10-0,14 0,85-0,87 1,9-2,4 1,6-2,1 0,56-0,86
Газ 0,02-0,05 • 2,4-3,2 - -
Бу- ров, рас- твор ньй угяк. 0,6-0,9 1,1-1,5 2,8-3,6 3,4-3,9 1,5-2,3
0,б-0,9 0,32-0,34 0,33 1,7-2,2 1,5-2,0 1,3-1,6 1,7 3,2-3,4 2,1-3,1 2,6 1,9-2,6 0,86-1,36 1,11
Ш. Цементный камень Портланд- ский це- мент с бенг. гли- ной 1.4-1.6 1,5
Портленд- ский це- мент с кв. песком 0,37-0,50 0,44 1.0-13 1,15 1,8-2,1 1,95 2,1-2,4 2,25 1,58-2,32 1,95
Для горных пород it цементного камня, помимо возможного изменения значений
тепловых свойств (числитель дроби), указаны их наиболее вероятные значения (знаме-
натель дроби). Для параметров %, а, р и С они приведены по данным работы [25], для
Со - вычислены, исходя из значений С и среднего значения плотности. Для цементно-
го камня в качестве наиболее вероятных выбраны средние значения свойств.
235
К числу основных тепловых свойств горных пород и насыщающих их флюидов
относятся: теплоемкость, теплопроводность и температуропроводность. На величину
этих параметров очень существенно влияют структурно-текстурные свойства пород,
составы пород, их условия залегания, насыщения флюидами и т.д. Точный учет всех
особенностей горных пород практически невозможен в силу непрерывной изменчиво-
сти состава пород по разрезу. При прогнозных расчетах следует учесть, что с ростом
плотности пород и уменьшением пористости теплофизические свойства возрастают.
В частности, при проектных расчетах можно пользоваться формулами: для карбонат-
ных пород:
С = Сс +®(СН -Сс); (92.7)
X = Хс +ю(Хн -Хс); (93.7)
и для песчаников и карбонатных пород в зэвистемости от пористости ш:
X = Xr(l-can), (94.7)
где С, Сн и Сс — соответственно теплоемкости породы в целом, насыщенной влагой и
сухой породы; X, Хн и Хс — теплопроводности в целом, насыщенной влагой и сухой по-
роды. со —‘ наличие влаги в породе в долях единицы (насыщенной влагой); а — посто-
янный коэффициент, определяемый по данным таблицы 6.7.
Таблица б. 7
Порода Состояние породы Т еплопроводкость твердой фазы Хт, Вт/м-град а
Песчаники Сухое, насыщенные воздухом Водонасыщенные 2,76 2,97 2,07 0,58
Песчаники Сухое, насыщенные воздухом Водонасьпценные 2 12 2,30 2,64 0,91 :
Доломиты Сухое, насыщенные воздухом Водонасьпценные 2,24 _ 2,76 1,77 1,25
Хт — теплопроводность твердой фазы; m — пористость породы в долях единицы.
Прежде чем рассмотреть распределение температуры газа в пласте, необходимо
оценить изменение температуры газа по стволу неработающей скважины. При практи-
ческих расчетах изменение температуры по стволу неработающей скважины с глуби-
ной определяется по формуле:
Тх = Тпл-Г(Ь-х). (95.7)
где Тпл — пластовая температура, град. L — глубина залегания пласта. Как правило,
при расчетах используют глубины середины этажа газоносности. При очень большом
236
этаже газоносности, как, например, на Шебелннском месторождении (этаж газоносно-
сти равен 1156 м); на Карачаганакском газоконденсатном месторождении (этаж газо-
носности в центральной части равен 1500 м), использование глубины, соответствую-
щей середине этажа газоносности, может привести к большим погрешностям в зависи-
мости от интервала вскрытия пласта; Тх — температура газа на глубине х. В случае
совпадения начала координат с серединой пласта формулу (95.7) можно заменить:
Тх = Тпл-Гх, (96.7)
где Г — геотермический градиент земли в районе расположения месторождения, опре-
деляемый по формуле:
Г = (Тпл-ТВс)/(Ь-Ьнс), • (97.7)’
Тис— температура земли на глубине нейтрального слоя hHC.
Распределение температуры газа при его фильтрации от контура питания к за-
бою скважины определяется формулой:
р Ul + GCpT/nhCnR2]
T(R)=T„- Ц[РШ-Р(Е)]-!---------------------1. (98.7)
Т (R)— температура газа на расстоянии R от контура питания, град; Тпл — пластовая
температура, град; D; — коэффициент Джоуля-Томсона в пластовых условиях. Величи-
на Ц зависит от распределения давления и является переменной. Для практических
расчетов его величину следует определить, исходя из среднего значения пластового
давления в диапазоне от Ркдо R. В предельном случае максимальное изменение давле-
ния в пласте будет Р3<Р<РПЛ. При сравнительно небольших депрессиях на пласт (в пре-
делах до 5 МПа) в качестве среднего давления в облает от Rc до Rk можно принять
Рср~[?ПЛ + Р3 )] А и величину D; определить для условий Рср и
TcP=[Tnn+T3(Rc)]/2.
Теоретически коэффициент Di зависит не только от давления и температуры, но
н от состава газа. Если при работе скважины пластовое и забойное давление сущест-
венно отличаются и при этом в зоне от RK до Rc происходит выделение конденсата в
пласте, это приводит к изменению состава. Изменение состава потока приводит к изме-
нению Тпк, Рпк и Ср, входящих в формулу для расчета D;.
Рпл — пластовое давление в МПа; P(R) — давление в произвольной точке в ин-
тервале от Rk до забоя скважины Rc. G — массовый расход газа, определяемый по фор-
муле:
G = 0,015 pQ, (99.7)
237
р— относительная плотность газа, Q — объемный расход (дебит) газа, в тыс.м3/сут; Ср
— изобарная теплоемкость газа в пластовых условиях, т.е. в условиях, при которых оп-
ределяется D;. Методы определения D, и Ср изложены в разделе, посвященном свойст-
вам газа, т — продолжительность работы скважины в час после последнего пуска сква-
жины в работу; h — толщина газоносного пласта; Сп — объемная теплоемкость поро-
ды, значение которой приведено в таблице 5.7. ь „
В большинстве случаев по известному значению пластовой температуры Тпл и
режиму работы скважины, т.е. по известным G и Рз, требуется определить величину Тз.
Тогда формулу (98.7) следует переписать в виде:
1п| 1 +ССрт/лСдЬЯ2
,nRt/Rt
(100.7)
где ДР — депрессия на пласт при дебите G, равная ДР=РПЛ-Р3; RK, R« — соответственно
радиусы контура питания и скважины, м. ,
В случае необходимости для определения распределения температуры газа в
пласте T(R) требуется знание распределения давления в пласте P(R), Для нелинейного
закона фильтрации газа в пористой среде распределение давления в пласте P(R) следу-
ет определить по формуле:
P(R) = Р2 (R с) + Q^zP^T””ln.R/R^ + 9.2РуТпл2
"к11Тст
-10,5
(1/RC-1/R) ,
(101.7)
где J.LZ — коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа в пластовых условиях;
к — коэффициент проницаемости, £ — макрошероховатость пористой среды опреде-
ляется либо лабораторным изучением образцов керна, либо по данным исследования
скважин при стационарных режимах фильтрации. В целом при расчете распределения
давления Р (R ) используют значения коэффициентов фильтрационного сопротивления,
представленные в виде:
а “ыкГ/к, ,,ь‘"ь“/(ё;’кЬ <1027)
где аис, Вис — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по дан-
ным испытания скважин. При известных аис и вис значение Р (R) рассчитывается путем
задания различных R в интервале R«<R<Rk.
238
7.4.2.Распределение температуры газа по стволу работающей
скважины
На распределение температуры газа по стволу скважины влияют состав газа и
его изменение по стволу, конструкция скважины, потери давления в стволе, тепловые
свойства используемого оборудования, технология эксплуатации скважины и режим ее
работы, тепловые свойства окружающих ствол скважины пород, наличие мерзлых по-
род в разрезе и т.д. При прогнозировании распределения температуры и ее изменения
во времени следует исходить из наличия или отсутствия в разрезе зоны многолетней
мерзлоты. В частности:
I. При отсутствии зоны многолетней мерзлоты текущее распределение темпера-
туры должно быть определено по формуле:
1-е-ах Р3~РХ А
Тх = Тпл - Гх - ДТ-е"“х+---- Г- Dicr - - —
а х С„
(103.7)
где ДТ=ТПЛ-Т3 определяется по формуле (100.7) пли путем замера Тпл и Т3 на данном
режиме работы скважины. Формула (103.7) получена для случая, когда точка отсчета.
т.е. начало координат, находится на середине этажа газоносности, х — расстояние от
начала координат до точки расчета температуры газа. При x=L значение ТХ=ТУ — усть-
евая температура, т.е.
т 1-е"
Ту = Т„л - ГЬ - ДТ-е “ь+-
а
Р3 “ Ру А
Г-D- —-------i-- —
,ст L Ср
(104.7)
а — коэффициент, имеющий размерность длины 1/м, определяется по формуле:
а = 2лМЗОДс) (105.7)
Хп — теплопроводность горных пород, окружающих ствол скважины, значение которой
приведены в таблице 5.7. Как было отмечено выше, Хп зависит от минералогического
состава пород, их насыщения влагой, структуры пород и т.д. Для точного определения
Хп нужно детально знать разрез скважины, толщины отдельных слоев и их теплопро-
водности. Тогда величину Хп можно определить по формуле:
хп=2>пЛ/2%, (Юб.7)
1(т) — безразмерная функция времени, и для неоосаженных скважин определяется
формулой:
£(г)=1пГ1 + (лХпг/СпКс)°’5]; ' <107 7>
239
±1
к
1 1 7М'сХ
1П 14-
В 2
Л-
Если скважина обсажена колонной радиуса RKOx и флюид движется по внутри-
словному пространству, то f (т) вычисляется по формуле:
+ -^Ъ- , (108.7)
акол с
ап — температуропроводность пород, м2/с. Порядок определения ап для различных по-
род аналогичен порядку определения Хп, оСкОЛ— коэффициент теплоотдачи на стенке
колонны, Вт/м2 • град., Хс — теплопроводность заполнителя, Вт/м2 • град. С учетом
фонтанных труб в скважине f (т) определяется согласно методике, изложенной в работе
[25].
Di ст — коэффициент Джоуля-Томсона в пределах ствола .скважины от 0 до L или
при расчете Тх в пределах от 0 до х и зависит от величин Т3, Тх или Т3 и Ту, а также от
величин Р3, Рх или Р3 и Ру. При расчете D; ст можно использовать Рср=(Р3+Ру)/2 или
Рср=(Рэ+Рх)/2 и Тср=(Т3+Ту)/2 или Тср=(Т3+Тх)/2. При этом Рх — давление в стволе сква-
жины на расстоянии х от забоя или L-x от устья скважины.
2. При наличии зоны многолетней мерзлоты в разрезе распределение темпера-
туры газа по стволу скважины необходимо рассчитывать для двух самостоятельных
участков. Сначала от забоя до нижней границы зоны многолетней мерзлоты, а затем от
нижней границы мерзлоты до устья скважины.
На нижней границе зоны мерзлоты температура газа будет
I_ е-аХНМ
Тнм = Тпл - Гхвм - ДТ е'ах«“ 4-------
а
_ _ Р3 - Рнм А
Г-D: —-------— - —
1НМ у Г*
лнм
(109.7)
где Твм — температура газа на нижней границе мерзлоты на расстоянии хв„ от забоя
скважины, D; вм — коэффициент Джоуля-Томсона в зоне от забоя скважины до нижнего
интервала зоны мерзлоты. Величину Di вм — можно определить по среднему составу
газа, среднему давлению и температуре в интервале от забоя до нижней границы зоны
мерзлоты, т.е. Рср=(Р34-Рвк)/2 и ТСр=(Т34-Тнм)/2. Необходимая при этом теплоемкость га-
за Ср также определяется по Рср и Тср, в названном выше участке скважины. Остальные
обозначения в формуле (109.7) такие же, как и в формуле (103.7). |3 — безразмерный
коэффициент, учитывающий скорость теплообмена при наличии отрицательных темпе-
ратур: Р = (Тм — Тсг)2/ Т^., Тсг— среднегодовая температура почвы.
В зоне от забоя до нижней границы зоны мерзлоты в любой точке ствола с коор-
динатой х температура газа должна быть определена по формуле (103.7).
240
В зоне мерзлоты, т.е. в интервале от хнм до устья скважины, температура газа
определяется по формуле:
11 е-«мх Тх-Тнм- Гмх + ам х / ₽’ (1107) Х Рм .
где Гм — геотермический градиент земли в зоне мерзлоты, величина которого опреде-
ляется по формуле:
ГМ = (ТНМ-ТНС)/(ЬНМ-11НС), (1117)
где Тнс — температура нейтрального слоя на глубине hHC от устья скважины. LHll — рас-
стояние от устья скважины до нижней границы зоны мерзлоты. ам — параметр, опре-
деляемый по формуле:
а = 2ллПм/ОСрмГм(т), (112.7)
где %йм — теплопроводность мерзлых пород, определяется из рис. 11.7. Мерзлыми счи-
таютсяпороды, имеющие нулевую или отртгцательную температуру. Надо отметить,
что большинство российских газовых месторождений расположено в зоне, где имеются
многолетнемерзлые породы. Практически 50% территории Российской Федерации за-
нимают мерзлые породы.
На границе нейтрального слоя температура мерзлых пород колеблется от
-1,5°С до -4,0°С. Глубина кровли мерзлых пород колеблется от 5 до 150 метров. Тол-
щина мерзлого слоя увеличивается от запада на восток от 300 до 600 метров. Темпера-
тура мерзлых грунтов на Медвежьем равна -2°С, на Русском -5°С, на Мессояхском ме-
сторождении -8°С. Мерзлотный талик на Медвежьем и Уренгойском месторождениях
приурочен к пескам. На территории Якутии толщина мерзлой зоны доходит до 1300 м.
В среднем для мерзлых пород можно использовать: теплоемкость Ст=7,47
кдж/кг град и теплопроводность Лмп=1,4 Вт/м град. Дополнительную информацию о
мерзлых породах можно получить в [25]. Безразмерный коэффициент р в формуле
(109.7) определяется из соотношений
₽ = (ТМ-ТСГ)2/ТСГ2, (113.7)
где Тм — температура мерзлой породы; Тсг — среднегодовая температура поверхности
почвы, К; Срм — теплоемкость газа по средним параметрам в зоне мерзлоты
Рсрм=(Рнм+Ру)/2 и Тсрн=(Тнм+Ту)/2.
Функция fM (г) определяется по формуле:
fM(z) = ln
1 + (тсХ, нм/См R<.)
(114.7)
241
где См — объемная теплоемкость мерзлых пород, значение которой определяется по
данным, показанным на рис. 12.7.
7 4 3 Распределение температуры газа при его движении по шлейфу
(коллектору) до УКПГ
Распределение температуры по длине шлейфа (коллектора) зависит от условий
их прокладки. Наиболее часто встречаемые варианты прокладки два: под землей и по
поверхности. Поэтому, кроме всех остальных параметров, от которых зависит теплооб-
мен (к этим параметрам относятся термодинамические параметры газа, трубопроводов,
количество транспортируемого газа, его состав и т.д ), существенными оказываются,
температура среды, по которой транспортируется газ, и наличие пли отсутствие тепло-
изолящш используемых труб. В любом варианте для определения распределения ' тем-
пературы газа пр длине шлейфа (газопровода) используется уравнение энерпш. С уче-
том сравнительно длительного периода времени транспортировки практически посто-
янного количества газа с постоянными начальными и граничными условиями для опре-
деления распределения температуры может быть использовано уравнение энергии при
установившемся течении газа.
При этом из-за незначительных величин изменения кинетической энерпш газа и
влияния профиля трассы при решешш задачи по определению Т (х) этими составляю-
щими уравнения энерпш можно пренебречь. Тогда при условии, что распределение
давления вдоль шлейфа (коллектора) имеет вид параболы, величину
Т(х) следует определять по формуле:
Т(х) = То + (Тн - Ц(Рн - PjX1 “ e-^J/lP^ox, (115.7)
где То — температура окружающей среды (воздуха или грунта); Тк — температура по-
даваемого в шлейф газа; а — размерный коэффициект, определяемый по формуле:
a = nKD/GCp, (116.7)
К — коэффициент теплопередачи от газа в окружающую среду, D— диаметр трубопро-
вода, по которому транспортируется газ; G— массовый расход газа. При единицах из-
мерения D — в метрах и Q — в тыс.м3/сут вместо формулы (116.7) можно использовать
равенство
а = 225DK7 pQCp, (117.7)
242
х — расстояние от начала трубопровода, Di — коэффициент Джоуля-Томсона, опреде-
ляемый согласно пункту 5.1.7. При этом функция t{Di), зависящая от приведенных дав-
ления и температуры, должна быть определена для условий:
РсР = (Рн+Рх)/2пТср = [Тв + Т(х)]/2. (118.7)
Входящая в формулу для определения а теплоемкость также рассчитывается на
средние давления и температуру на участке х.
После небольших преобразований с учетом структуры коэффициента Джоуля-
Томсона и формул (116.7)—(118 7) получим:
T(x) = T0 + (TB-T0)e-a='-[TIIKf(Di)(PH - P^Qp/P^ .225KDx]-(l- е~аХ), (119.7)
где Рпк- Тпк — псевдокритическпе давление и температура транспортируемого газа.
f(Di) — функция, зависящая от Рпр и Твр и определяемая in графика (рис. 10.5) пли ана-
литическп по формуле:
f(Dj)= 2,343 TnJ’M - 0,071(Рпр - 0,8), (120.7)
пригодной в области: 1,6<Тпр<2,1 и 0,8£Рф£3,5.
Если при проектных расчетах, исходя in величин параметров, входящих в сла-
гаемое [см.формулу (115.7)], получится небольшая величина, то значением
D.cfp^-P^-fl-e-^^PepOX (121.7)
можно пренебречь. В этом случае уравнение (115.7) превратится в формулу
В.Г.Шухова, имеющую впд:
Т(х) = То + (Тн-То)е'ах. (122.7)
Формула (122.7) указывает на то, что Тн всегда больше То и только при
х—> со Т(»))=То, хотя в ряде случаев температура газа в конце трубопровода оказывает-
ся ниже температуры окружающей среды.
Коэффициент теплопередачи, входящий в формулы (115.7) и (119.7), как было
отмечено выше, кроме прочих параметров газа и труб, зависит от способа прокладки
труб.
Для подземной прокладки при стационарных условиях коэффициент К можно
определить по формуле:
лгр ВИ 1=1 Агр Ki-I ArpBi2
243
где
(124.7)
Вп — ctiC/Xq,; Bi2 — ОвэС/Xrp; (125.7)
lio — глубина прокладки (до оси) труб; Ro — радиус трубы; — коэффициент тепло-
проводности грунта, Овз — коэффициент теплоотдачи от поверхности грунта к воздуху,
значение которого колеблется в диапазоне 0^=54-20 Вт/м2 °C. Значение коэффициента
К определяется графически в зависимости от диаметра трубы и величины ХгР, показан-
ной на рис. 13.7, пли приближённо по формуле:
К= 0,8+f^-l
Он|_ Ikj
(126.7)
где hos = lio +
Сезонная динамика температуры влияет на велггчину коэффициента теплопере-
дачи К. Это влияние следует учесть приближенно по формуле:
— летнее Клет = К( 1 - В);
— зимнее КзнМ = К(1 + В), (127.7)
где B=_^_[0,14hO3/DH+0,16]; (128.7)
ДТВ — амплитуда колебаний (максимального и минимального значений) температуры;
Тв ср — среднегодовая температура воздуха.
Если трубопровод проложен по воздуху, как это делается на месторождениях
севера Тюменской области (прокладка по сваям), то коэффициент теплоотдачи от газа в
воздух определяется по формуле: 1
K = [rBH + R0/R«a8]-1, (130.7)
где 1 N 1 1вн г Ro “ Ь1 Rj /Rj_ J ? + Ctp, al J Aj (131.7)
eCs |7tn + 273V fTB+273')4"
' TN-TB|_l 100 7 k 100 ) J’ (132.7)
Tn = TB + (T - TB + В Гвн)К/о(в; (133.7)
В =[В1 + В2(л-1)]/л; Bi=Kn(S| + Dp); B2~DpKn, (134.7)
Tn — предельно минимальная температура наружной поверхности трубопрово-
да (в условиях Западной Сибири не должна превышать 271 К), Т — температура
244
транспортируемого газа, Rf, R;_i — соответственно внешний и внутренний радиусы i-ro
цилиндрического слоя (стенки трубы; теплоизоляции и т.д.); 0-1 — коэффициент тепло-
передачи от газа к стенке трубы; Тв — температура воздуха; N — число цилиндриче-
ских слоев.
7.5. Прогноз изменения температуры газа в процессе разработки залежи ? л
Приведенные в пункте 7.4 формулы для расчета температуры в пласте, ее рас-
пределения в пласте, стволе скважины, в Динни обвязки от скважины до УКПГ позво-
i-
ляют определигьих текущие значения. Как видно in этих формул, на величину темпе-
ратуры в системе «пласт-УКПГ» влияют: состав газа, свойства пород, насыщенность их
газом, водой и нефтью (при наличии оторочки), наличие мерзлых грунтов, потери дав-
ления в пласте и в стволе скважины, наличие термошоляции, фазовые переходы воды и
высококипящих углеводородов, тепловые; свойства газа, воды, конденсата, пород, экс-
плуатационных колонн, а также дебит скважин. Носителем тепла in пласта на поверх-
ность является масса газа G, которая измейяется в процессе разработки.
Позже будет показана причина тпменения дебита скважин в процессе разработ-
ки в зависимости от пластового давления, от выбранной депрессии на пласт, величина
которой тесно связана с положением контакта газ-вода и вскрытием пласта. При интен-
сивном подъеме ГВК снижается газонасыщенная толщина пласта, а также снижается
депрессия на пласт из-за обводнения скважины. Поэтому снижение дебита происходит
по трем причинам: в результате снижения пластового давления; снижения депрессии на
пласт по мере приближения ГВК к нижней границе интервала перфорации и увеличе-
•'М. -1'? г. нг ; '
ния коэффициентов фильтрационного1 сопротивления m-за уменьшения толщины пла-
ста h. Следовательно, происходит и уменьшение температуры газа на устье скважины.
В проекте должно быть спрогнозировано изменение температуры газа, которое
предопределяет условие сепарации газа. Для точного прогноза величина Ту и входная
температура газа в установке по осушке должны быть расс’штаны для различных ДР и
G газа. В случае подключения в общий коллектор нескольких скважин изменение тем-
пературы от куста или отдельных скважин до УКПГ должно быть рассчитано по участ-
кам. *
После подключения ДКС тепловой режим должен быть рассчитан и в узлах
компримирования газа.
245
Рис. 11.7
Зависимость теплоемкости мерзлых пород
от их плотности рв:
I — глина; 2:— песчаник.
246
Рис. 12.7
Зависимость теплоемкости мерзлых пород См
от их плотности р„:
I — глина; 2 — песчаник.
247
Рис. 13.7
Номограмма для определения коэффициента теплоотдачи от трубы в грунт
248
Глава 8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
При проектировании разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных ме-
сторождений базовыми являются результаты различных видов исследований. К ним отно-
сятся геологическое изучение структуры залежи, гидрогеологические исследования водо-
носного бассейна, геофизические исследования, проводимые в процессе бурения и экс-
плуатации скважин, газогидродпнамические исследования скважин в процессах поиска,
разведки и разработки месторождений, газоконденсатные исследования по изучению фа-
зового состояния пластового флюида, лабораторные изучения образцов породы и насы-
щающих ее флюидов и др. К этим результатам добавляются географическое расположе-
ние месторождения, метеорологические условия, наличие мелких и крупных населенных
пунктов, водных источников, данные эксплуатации скважин, данные по бшгзости анало-
гичных залежей, наличие потребителя и многие другие информации. Вся эта информация
должна быть обобщена, и выбраны наиболее точные данные для использования их при
прогнозировании разработки залежи.
Объем необходимой информацтщ зависит от метода и технологии проектирования.
При использовании различных методов прогнозирования, а таких методов два:
— приближенный аналитический метод;
— численный метод путем создания геолого-мэтематпческих моделей залежи;
— требуются различные объемы и качество информации.
По действующим в настоящее время правилам разработки в системе ОАО «Газ-
пром» требуемый объем информации рассчитан на использование приближенного метода
проектирования газовых и газоконденсатных месторождений. Для численного метода
прогнозирования показателей разработки таких правил и регламента по объему информа-
ции нет, хотя они стали необходимыми в условиях широкого применения численного ме-
тода проектирования разработки.
Такой же необходимостью стала и разработка правил и регламента по исходным
данным для проектирования газонефтяных месторождений. По-видимому, в ближайшее
время ОАО «Газпром» будет необходимо дать задание на разработку таких правил и рег-
ламентов своим научным подразделениям. Такая необходимость стала актуальной еще и
потому, что даже правила разработки, действующие в настоящее время для приближен-
ных методов проектирования, не предусматривают вопросы, связанные с экологическими
проблемами разработки.
249
Следует еще и еще раз подчеркнуть важность проблемы получения исходной ин-
формации, от качества и количества которой зависит достоверность прогнозируемых по-
казателей разработки. Руководитель проекта должен быть специалистом высшей квали-
фикации по методам получения исходных данных или должен выбрать в группу проекти-
рования таких специалистов, которым можно доверять такую работу. Эти специалисты
должны прежде всего представить перечень необходимых исходных данных, требуемых
при приближенном и численном методах проектирования, возможные и наиболее досто-
верные методы получения таких данных, а в случае отсутствии таковых выбрать путем
экспертной оценки по литературным данным необходимую информацию для проектных
расчетов.
В целом методы получения исходных данных для проектирования могут быть раз-
делены на три крупные группы: промыслово-геофтвтгаеские, газогпдродинамическпе и
лабораторные. При этом крайне важное значение для подсчета запасов имеют промысло-
во-геофизические методы исследования. Они же являются основой создания геолого-
математтгческих моделей месторождений пли их фрагментов.
С точки зрения приближенных методов проектирования разработки газовых и га-
зоконденсатных месторождений, а также обоснованты режимов эксплуатации скважин ос-
новным методом получения пнформащш являются газогпдродинамическпе исследования.
Крайне важные, исходные данные для проектированпя дают лабораторные шуче-
нпя образцов пористой среды и насыщающих ее флюидов. Ниже излагаются методы по-
лученты по каждому из перечисленных видов исследования
8.1. Исходные данные, получаемые при газогндродпнампческпх
исследованиях скважин
Информация, получаемая прп газопщродинампческих исследованиях, может быть
разделена на три группы: исследования, позволяющие определтпъ термобарическне пара-
метры скважин; исследования, позволяющие определить фильтрационные н емкостные
параметры и коэффициенты фильтрационного сопротивления; исследования, позволяю-
щие установить режим эксплуатацгш скважин. Исследования, позволяющие определить
параметры пласта и скважин, по характеру режима фильтрации газа делятся на два вида:
прп стационарных и прп нестационарных режимах фильтрации.
250
Проектировщик должен знать, что каждый in этих методов имеет свои недостатки
по определяемым параметрам. Он должен исходить из того, что получаемые параметры
пласта этими методами дают осредненную информацию по объему дренирования данной
скважиной. В настоящее время отсутствуют какие-либо аналитические методы определе-
ния параметров многослойных неоднородных пластов. Для более, детального шучения по-
слойной характеристики залежи необходимы специальные исследования с применением
глубинных измерительных комплексов, позволяющих определить давление, температуры
и дебпты по толщине продуктивного разреза. Но такие исследования весьма трудоемки и
их выполнение при наличии сероводорода и высокого устьевого давления сопряжено с
большими техническими и технологическими трудностями Поэтому даже в рекоменда-
тельной части проекта не должен быть предусмотрен большой объем таких исследований.
Они должны носить единичный контрольный характер на различных участках залежи.
Как было отмечено выше, определяемые параметры методам! подземной газогидро-
динамикп носят осредненный характер по объему дренируемой зоны. Особенно это важно
знать проектировщику по отношению к результатам исследования скважин при стацио-
нарных режимах фильтрации, так как на величины параметров пласта, определяемые этим
методом, существенно влияет загрязнение в процессе вскрытия пласта призабойной зоны.
В целом по результатам газогпдродинамическпх исследований определяются: Рпл,
Р3, Pm(R ), Р (L), Qr, QT пр, Qx, Qk, ДР, ДР(Ь), к, in, кй/ц, кв, ,т, v, mho, а, b. л и т.д. Причем
некоторые параметры, такие, как к, kIv'jl, a, b, шйа, определяются по результатам как при
стационарных режимах фильтрации, так и при нестационарных. Проектировщик должен
обратить внимание на то, что величины к и кй/ц, определяемые обоими методами, в
большинстве случаев отличаются, так как при их определении методом установившихся
отборов основную роль играет призабойная, в основном загрязненная зона, а при опреде-
лен™ по кривым восстановления или стабилизации давления призабойная зона практиче-
ски исключается из расчета. Поэтому желательно при оценке продвижения контурных вод
использовать значения к или кй'ц определенные по КВД и КСД.
Ниже предлагаются газогидродпнамические методы определения параметров пла-
ста и скважины, коэффициентов фильтрационного сопротивления и обоснование режима
работы скважины по данным исследования. Отметим, что около половины этих парамет-
ров не нужны в том случае, если проектирование разработки выполняется по геолого-
математической модели месторождения.
Следует обратить в проекте особое внимание не только на количество и качество
определяемых параметров, но и на технологию их получения. Одной из основных задач
251
проекта разработки должно быть: обеспечение проекта и его последующего анализа в
процессе разработки необходимой информацией высокой точности с одновременной ох-
раной окружающей среды и природных ресурсов газа при исследовательских работах.
При подготовке рекомендаций по контролю за разработкой проект должен содержать та-
кие методы и технолбпш исследования, при которых выпуск газа в атмосферу будет ми-
нимальным, а объем и качество получаемой информации будут достаточными для качест-
венного контроля за разработкой.
ОАО «Газпром» только последние 2-3 года уделяет должное внимание вопросам,
связанным с получением необходимой информации с научно обоснованными объемом и
технологией исследования. Такая работа в настоящее время выполняется под руково-
дством профессора З.С. .Алиева для сеноманских залежей. Аналогичный комплекс должен
быть разработан для валанжинскпх залежей и в особенности для сероводород содержащих
месторождений. Выполняемые в настоящее время объемы и качество стандартных иссле-
дований на месторождениях Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Заполярное и т.д. прак-
тически не имеют смысла, они должны быть пересмотрены для внесения очень сущест-
венных изменений.
8.2. Исследование вертикальных скважин методом установившихся отборов
для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления
Понятие коэффициентов фильтрационного сопротивления, связанных с фильтра-
цией газа в пласте, по существу идентично коэффициенту продуктивности нефтяных
скважин. Как коэффициент продуктивности при фпльтрацгпг жидкости, так и коэффици-
енты фильтрационного сопротивления при фильтрации газа являются коэффициентами
пропорциональности между градиентом давления и скоростью фильтрации. Поэтому и
для газа были предложены расчетные формулы, связывающие градиент давления со ско-
ростью фпльтращш газа только через коэффициент продуктивности. Но, несмотря на эти
попытки, наибольшее распространение получило уравнение, связывающее градиент дав-
ления со скоростью фильтрации газа в виде:
Рпл - Р2з =aQ + bQ2. (1.8)
где а и b — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые численно или
графически. Эти коэффициенты включают в себя свойства пористой среды и газа, а также
геометрию зоны дренирования через следующие соотношения:
252
a = pzPaTTmh^/тпЖТст ; (2.8)
Кс/
( ] 1 Л /
b=pPzTnn—--------- 2МТ„. (3.8)
• ат ат лл уч уч / ст •• • \ /
\КС КкУ/
где J.L, z — коэффициенты вязкости и сверхсжпмаемости газа; Рат — атмосферное давле-
ние, Тпл, Т„ — соответственно пластовая и стандартная температуры, RK, Rc — соответст-
венно радиусы контура питания и скважины, рет — плотность газа прп Рат п Тст; к, £ —
коэффициенты проницаемости и макрошероховатости пласта; h — толщина продуктивно-
го пласта.
Основная цель определения этих коэффициентов заключается в их использовании
при приближенном методе прогнозирования показателей разработки газовых и газокон-
денсатных месторождений. Порядок их использования будет рассмотрен в разделе «Ана-
лшические методы проектирования разработки месторождений».
В настоящее время основная масса проектных работ выполнена путем использова-
ния значения этих коэффициентов в качестве исходной информации.
Для численного метода они не нужны, и в проведении исследований с целью опре-
деления этих коэффициентов нет необходимости. Общий вид уравнения (1.8) показывает,
что для определения этих коэффициентов достаточно работы скважины на двух различ-
ных режимах, если параметры на этих режимах, т.е. коэффициенты а и Ь, остаются неиз-
менными. Однако согласно нормативным документам при допущении на этих режимах
любых ошибок пли погрешностей определяемые значения а и b могут быть сильно иска-
жены. Поэтому для определения а и b требуется работа скважины не менее чем на 5-тп
режимах.
Значения коэффициентов а и b определяются в основном двумя методами: графи-
чески и численно.
Для графического определения этих коэффициентов необходимо результаты ис-
следования обработать в координатах АР? = Р„л - Р? и АР? /Qi от Q;. Пример обра-
ботки данных исследования графическим способом показан на рис. 1.8. Достоверность оп-
ределения а и b этим способом по каждой скважине должна быть проверена (выборочно)
проектировщиком. Такое предостережение вызвано тем, что на большинстве промыслов
исследовательские группы отрабатывают результаты испытания некачественно. Так, на-
пример, группа, проводящая стандартные исследования на скважинах Ямбургского ме-
253
сторождения, представила в результате исследования путем численного определения а и b
следующие значения:
скв.7162: а = - 0,689, b = 3,740; скв.7101: а = - 0,340; b = 0,0026; скв.7094: а = 0,847;
b = - 0,000237. Исследование этих скважин проведено в 1995 году.
При качественной обработке графическим путем по этим скважинам получены
следующие значения коэффициентов:
скв.7162: а = 0,500; Ь = 0,00025. скв.7101: а = 6,200, Ь = 0,00180, скв.7094: а = 0,440;
Ь = 0,000071.
Представление отрицательных коэффициентов названной выше исследовательской
группой является ошибочным, ибо отрицательного вязкостного коэффициента (коэффи-
циент а) не может быть по физической сущности процесса фильтрации. Неверность этих
коэффициентов может быть обнаружена более простым способом: численной проверкой
на каждом режиме справедливости формулы (1.8). То, что результаты исследования, пред-
ставленные проектировщику с вычисленными коэффициентами а и Ь, могут быть далеки
от истины, видно не только по отрицательным а и b по скважинам 7162; 7101 и 7094, но и
по другим скважинам. Так, например, по скважине 2126 значения а и Ь, определенные
численно, равны а — 0,0632 п b - 0,000546. На первом режиме APj — 137,3 (кгс/см2)2 и Qi
= 585,56 тыс.м3/сут.
Для тфоверкп точности предложенных коэффициентов а и b используем формулу
(1.8). Для этого на первом режиме имеем
137,3 х 0,0632-585,56+0,000546- (585,56)2=224,2, что показывает на неточность ве-
личины а и b На 5-ом режиме этой же скважины с предложенными коэффициентами а и b
получим ДР5 = 440,5 [кгс/см2]2, Qs= 1144,81 тыс.м3/сут.
440,5 = 0,0632-1144,81+0,000546- [1144.81]2=787,9.
При контрольной обработке этих же данных исследования нами получены а=0,0662
и b = 0,000268. При проверке равенства (1.8) на 1-ом и 5-ом режимах установлено, что
137,3 х 0,0662-585,56+0,000268 [585,56]М31
и 440,5 х 0,0662-1144,81+0,000268(1144,81]2=427.
Следовательно, качество обработки может существенно влиять на достоверность
определяемых коэффициентов. Аналогичная картина получена и по скважинам 2073, 2072
и др. Исследования этих скважин проводились в 1993 году.
Проектировщику следует обратить внимание не только на результаты обработки,
но и на разброс точек в зависимости между ДР? и Q и исключить явно выпадающие точ-
254
и. Численное определение коэффициентов а и b считается целесообразным, если число
ежимов превышает 10 и более. Причем эти точки не должны иметь явно неверные значе-
ия
Для численного определения коэффициентов а и b используют метод наименьших
вадратов. Согласно этому методу коэффициенты а и b определяются по формулам
3_SAif/QiSQi2-Z:Qil>Mf. (48)
N£Q?-(EQi)2
b= NSA^-SQiSAlf/Q;
2-(EQi)2
де N — общее число режимов.
На точность определения коэффициентов а и b влияет значительное число пара-
[етров: термодинамические, пористой среды и углеводородов. Эти параметры изменяют-
я от режима к режиму, а также в процессе разработки месторождения.
Изменение параметров от режима к режиму приводит к искажению зависимости
[ежду ДР2 и Q согласно формуле (1.8), которая должна иметь вид параболы. При пере-
генных от режима к режиму коэффициентах а и b формула (1.8) для обработки результа-
ов исследования становится неприемлемой. Этот фактор приобретает особое значение
рп больших депрессиях на пласт.
8.2.1. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии
дренируемой зоны и свойств газа от давления при различных
режимах работы скважин
Для качественной обработки результатов исследования скважин и определения ко-
ффицпентов а и b с приемлемой точностью проектировщик должен установить качество
редставленных исходных данных, к которым относятся и коэффициенты а и Ь. При срав-
лтельно малых депрессиях на пласт коэффициенты а и b практически не зависят от из-
сенения забойного давления от режима к режиму. Поэтому при обработке результатов пс-
ледования скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений Медвежье, Урен-
ойское, Ямбургское и др., параметры пористой среды и свойства газа на различных ре-
жимах работы остаются практически постоянными. При исследовании скважин Астрахан-
кою, Карачаганакского, Оренбургского (верхняя пачка) депрессия на пласт на некоторых
ежпмах превышает 10,0 МПа. Это существенно влияет на свойства газа и пористой сре-
255
ды. Зависимость коэффициентов а и b от давления (иногда и от температуры, если депрес-
сия очень большая) может быть в общем виде представлена формулами:
а= g(P,T>(P,T)PaITra In—+ С,
| ^(рМдр^,
(6.8)
где ц (Р,Т); z (Р, Т) — коэффициенты вязкости и сверхсжпмаемости газа; Ci — коэффици-
ент несовершенства скважин по степени вскрыли. В ряде случаев этот коэффициент свя-
зан с образованием песчаной пробки пли очищением забоя от пробки при значительных
депрессиях на пласт, к (Р) — проницаемость пласта, которая зависти от давления. Изме-
нение проницаемости к от давления становится существенным прп создании больших де-
прессий в скважинах, вскрывших трещиноватые пласты; 1т(ДР) — толщина пласта. В не-
однородных многослойных пластах толщина газоотдающего интервала зависит от вели-
чины создаваемой депрессии на пласт. В таких случаях форма индикаторной кривой, по-
казанной на рис. 1.8 линией 1, приобретает вид, показанный на рис. 2.8,
Коэффициент «Ь» в зависимости от давления может быть представлен в виде:
где С'г — коэффициент несовершенства по степени вскрыли при квадралгчном члене
уравнении притока газа к забою, R — радиус зоны, дренируемой скважиной в процессе
исследования скважины на каждом режиме. Если скважина при ее исследовании методом
установившихся отборов на разных режимах работает с разной продолжительностью, то
это означает, что величина R на разных режимах будет разной, что приведет к изменению
коэффициентов а и b от режима к режиму. 6(Р) коэффициент макрошероховатости по-
ристой среды. Установлено, что коэффициент макрошероховатости имеет определенную
зависимость между пористостью и проницаемостью пород.
Параметры ц (Р,Т), z(P,T), к (Р), £(Р) и 1т(ДР) в формулах (6.8) и (7.8) сами являются
переменными из-за изменения давления и температуры газа в интервале R^ <R<RK. Со-
гласно исследованиям, изложенным в работе [42], температура газа даже при значитель-
ных депрессиях на пласт изменяется не очень сильно. Поэтому изменение р. (Р,Т) и z(P,T)
можно заменить изменением этих коэффициентов только от давления. Ниже в таблице 1.8
приведены изменения коэффициентов ц, z от давления, полученного на различных режи-
мах работы скважины № 5 Карачаганакского месторождения, а также радиусы зоны дре-
нпрования в зависимости от продолжительности работы скважины на режимах t
256
Рис 1.8
Зависимость 1— ДР2 и 2 — AP^Q от Q
Зависимость Q от ДР2 при переменной от депрессии на пласт
толщине газоотдающего интервала
257
Предложенная выше технология необходимости учета изменения параметров пласта и га-
за от давления обусловлена стремлением достоверного определения значений а и Ь.
Результаты расчетов коэффициентов ц (Р,Т) и z(P,T) на различных режимах
работы скважин
Таблица 1.8
г..
№№ п.п. 1. Диаметр диафраг- мы, мм 3 Продол- жит. ра- боты на режиме, час. Радиус дрени- руемой зоны, м 65,7 Давление, МПа Pcpi МПа 2<Р Мер, мПа-с
Рз 47,71 Л
15,0 21,24 34,47 1,250 0,0483
2 5 11,2 56,7 41,15 16,12 28,63 1,200 0,0459
3. 8 9,0 50,9 34,35 11.9 23,12 1,140 0,0449
4. 12 88,0 159,0 23,87 7,56 15,71 1,060 0,0401
5. 0 282 0 36,80 32,84 34,82 1,360 0,0509
* Средняя температура Тср = 313 К, Рпл = 58,63 МПа; Ту « 286 К.
Изложенная выше методика необходима для качественной обработки результатов
исследования для получения текущих значении коэффициентов фильтрационного сопро-
тивления. Однако, кроме изменений давления от режима к режиму, а следовательно, и па-
раметров пласта, и свойств газа от режима к режиму, которое имеет существенное значе-
ние только при больших депрессиях, существует еще изменение давления в пласте в це-
лом. Изменение пластового давления в процессе разработки, а следовательно, и парамет-
ров пласта, и свойств газа, изменение положения ГВК, толщины продуктивного интерва-
ла, коэффициентов несовершенства и т.д. приводят к згзмененпю коэффициентов а и Ь.
8.2.2. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии
дренируемой зоны и свойств газа от давления в процессе
разработки залежи
В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений происходит
снижение пластового давления в целом по месторождению, по зонам дренирования от-
258
дельных УКПГ, кустов и скважин. Причем интенсивность изменения давления зависит от
темпа отбора газа по этим зонам и срока ввода УКПГ, кустов и скважин.
Снижение пластового давления (как правило, неравномерное по площади) приво-
дит к неравномерному подъему ГВК или продвижению контурных вод; сокращению газо-
насыщенной толщины по отдельным участкам; снижению или увеличению физических
свойств газа (последнее относится к коэффициенту z и влагосодержанию газа), ухудше-
нию фильтрационных свойств пористой среды и т.д. В результате перечисленных измене-
ний изменяются и коэффициенты фильтрационного сопротивления а и Ь. Изменение пла-
стового давления, а следовательно, и забойное давление связаны с отбором газа во време-
ни. Поэтому коэффициенты фильтрационного сопротивления а и b могут быть представ-
лены в виде:
f R
к Ке
a(t) =
b(t)= PaIPatz(t)Tn„
кКс Кк /J/
taC(t)h(t)TCT ;
(8.8)
(9.8)
где ji(t), z(t) — коэффициенты вязкости и сверхсжимаемостн газа, зависящие от давления,
снижающегося во времени в процессе разработки; h(t) — газона сыщенная толщина пла-
ста, зависящая от положения ГВК, который непрерывно поднимается в процессе разра-
ботки. Величина h(t) может остаться постоянной на месторождениях пластового типа (как,
например, на месторождении Шатлык), но при этом для приконтурных скважин перемен-
ными во времени могут быть как h(t), так и R(t); Ci(t) и Cj(t) — коэффициенты несовер-
шенства по степени вскрыли, и они по мере подъема ГВК уменьшаются; к(0, £(t) — ко-
эффициенты проницаемое™ и макрошероховатост, также зависящие от давления, сни-
жение которого приводит к уменьшению этих коэффициентов.
Характер изменения входящих в формулы (8.8) и (9.8) параметров от давления по-
казан в разделе 5, а также в работе [25]. Характеры ггзменешш Cj(t) и Сг(0 могут быть оп-
ределены при известном темпе изменения h(t) и работ по дополнительному вскрытию
пласта hBC или изоляции перфорированных интервалов. В проекте разработки изменение
Ci(t) и Cs(t) во времешг должно быть определено тгз следующих зависимостей:
Cj(t) = Ь!1) In 7 hsc fa1>6^ ~ h*c 1;
hBC h(t) hBC Rc
c2(t)=£ffi.
oG
(Ю.8)
(11.8)
259
Следует подчеркнуть, что входящие в формулы (8.8) и (9.8) ji(t) п z(t) уменьшаются
в процессе разработки примерно до давления Р> 10,0 МПа. Затем p(t) продолжает сни-
жаться по мере падения давления 0<Р<10,0 МПа, a z(t) растет. Поэтому при прочих зафик-
стгрованных параметрах, входящих в структуры коэффициентов а и Ь, коэффициент «а»
сначала интенсивно снижается, а затем может остаться практически посто'янным в диапа-
зоне изменения давления 0<Р<10,0 МПа, так как коэффициент ц(1) продолжает умень-
шаться, a z(t) увеличиваться. Коэффициент «Ь» в указанном диапазоне изменений давле-
ния растет. Самое существенное тгзмененпе коэффициентов а и b происходит при интен-
сивном подъеме ГВК. Для массивного типа залежей Медвежье, Уренгойское, Ямбургское
п др. на отдельных участках темп подъема достаточно высок, и поэтому h(t) существенно
снижается в процессе разработки.
Для оценки характера изменения коэффициентов «а» и «Ь» в процессе разработки
были проведены расчеты a(t) и b(t) для зоны дренирования УКПГ-1 Ямбургского место-
рождения (сеноманская залежь). Достоверность изменения h(t) на этом участке была
обеспечена путем создания геолого-математической модели этого участка залежи, на ко-
торой была повторена его история разработки. Результаты этих расчетов и изменения от-
дельных параметров, входящих в структуры коэффициентов а и Ь, а также самих коэффи-
циентов показаны на рис.3.8 и приведены в таблице 2.8. Пз этой таблицы видно, что зна-
чение а увеличивается с а = 0,319 до а = 0,973, т е. в 3,5 раза, а значение коэффициента b с
Ь=0,504.10-3 до Ь=5,867.10’3, т.е. в 11,б. раза. При этом коэффициент вязкости уменьшается
с ц=0,01426 мПа-c до ц=0,01154 мПа-c, т е. в 1,25 раза; коэффициент сверхсжимаемостп z с
z=0,838 до z=0,924, т е. увеличивается в 1,1 раза, а толщина газонасыщенного интервала h(t)
в результате подъема ГВК уменьшается с 11=45,0 до 11=13,2 м, т е. практически в 3,4 раза.
Увеличение коэффициента а в 3,5 раза и коэффициента b в 11,6 раза приводит к рез-
кому снижению дебита не только под влиянием снижения пластового давления, но и за счет
изменения ц, z и 11 во времени в процессе разработки. Следует подчеркнуть, что характер
изменения этих параметров зависит от интенсивности отбора газа из рассматриваемого уча-
стка залежи, от которой зависит и интенсивность тгзмененпя пластового давления. Увели-
чение или уменьшение отбора газа тгз участка приводит к быстрому или медленному изме-
нению пластового давления, а это определяет интенсивность тгзмененпя ц, z и 11, а следова-
тельно, коэффициентов а и Ь. Отмеченное выше явление хорошо видно тгз характера тгзме-
нения li(t) на участке УКПГ-1. Сравнительно медленное снижение темпа подъема ГВК в 15-
20 годы разработки было обусловлено снижением отбора газа в эти годы тгз данного участ-
ка с целью выравнивания пластового давления в центральной части залежи.
260
Годы разработки
Рис 3.8
Изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления
а и b УКПГ-1 в процессе разработки
Таблица 2.8
Динамика коэффициентов фильтрационных сопротивлений по УКПГ-1
t, годы Р40, МПа Ьпад, м Нтек» М Z р, кг/м5 Ц. 1(Н*Па>с а b, 10 s
1987 117,7 0 45 0,8379 88,60 142,6 0,319 0,504
1988 111,4 1,038 44,511 0,8413 83,52 139,9 0,318 0,515
1989 105,7 1,180 44,444 0,8448 78,92 137,5 0,314 0,516
1990 100,4 2,046 44,036 0,8484 74,65 135,3 0,313 . 0,526
1991 95,5 3,475 43,363 0,8521 70,70 133,4 0,315 0,543
1992 90,8 5,412 42,450 0,8559 66,91 131,6 0,319 0,566
1993 86,5 7,671 41,385 0,8597 63,46 130,0 0,325 0,596
1994 82,4 10,258 40,167 0,8636 60,19 128,5 0,332 0,632
1995 78,4 13,189 38,785 0,8676 57,00 127,1 0,342 0,678
1996 74,5 16,258 • 37,339 0,8715 54,07 125,9 0,353 0,732
1997 71,1 19,575 35,776 0,8755 51,23 124,7 0,367 0,797«
1998 67,6 23,111 34,110 0,8796 48,48 123,6 0,383 0,877
1999 64,4 26,615 32,459 0,8835 45,98 122,7 0,401 0,968
2000 61,2 30,375 30,687 0,8875 43,50 121,7 0,423 1,083
2001 58,2 34,135 28,916 0,8915 41,18 120,8 0,448 1,220
2002 55,4 37,848 27,166 0,8953 39,03 120,1 0,176 1,382
2003 52,6 41,758 25,324 0,8993 36,89 119,3 0,509 1,591
2004 49,9 45,715 23,459 0,9032 34,85 188,6 0,549 1,854
2005 47,4 49,542 21,656 0,9070 32,97 117,9 0,594 2,175
2006 45,0 53,332 19,870 0,9107 31,18 117,3 0,647 2,584
2007 42,9 56,827 18,223 0,9140 29,61 116,8 0,705 3,072
2008 41,0 60,056 16,701 0,9171 28,20 116,4 0,768 3,657
2009 39,2 63,199 15,220 0,9201 26,87 116,0 0,843 4,404
2010 38,0 65,339 14,212 0,9221 26,00 115,7 0,903 5,051
2011 37,2 66,786 13,530 0,9234 25,41 115,5 0,948 5,573
2012 36,8 67,516 13,186 0,9241 25,12 115,4 0,973 5,867
2013 36,8 67,516 13,186 0,9241 25,12 115,4 0,973 5,867
262
8.3. Исследование горизонтальных скважин методом установившихся отборов
для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления
Для проектирования разработки газовых и газонефтяных месторождений с систе-
мой горизонтальных скважин приближенными методами необходимы коэффициенты
фильтрационного сопротивления и продуктивности (на единицу длины горизонтального
ствола). Общепризнанной и достаточно точной методики определения коэффициентов
фильтрационного сопротивления по результатам исследования горизонтальных скважин к
настоящему времени не существует. Это связано прежде всего с двумя факторами:
1. Ограниченным применением горизонтальных скважин при разработке газовых и
газоконденсатных месторождении и поэтому ограниченным чпсломнаучных исследова-
ний, посвященных притоку газа к горизонтальной скважине.
2. Изменчивостью забойного давления и дебита по длине горизонтального ствола,
неизвестностью формы контура питания зоны, дренируемой горизонтальной скважиной,
и, следовательно, трудностью обработки результатов исследования таких скважин.
Исследования, посвященные определению коэффициентов фильтрационного со-
противления горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин, проведены только в
Российской Федерации, только во ВНПИГАЗе и в РГУ нефти и газа им. И М. Губкина.
Возможность определения этих коэффициентов тесно связана с постоянством забойного
давления по длине горизонтального ствола, геометрической формой зоны дренирования, а
также совершенством скважины, т е. ее расположением в плане на удельной площади,
приходящейся на долю рассматриваемой скважины, а также симметричностью располо-
жения ствола относительно контура питания и толщины пласта.
Естественно, что возможность учета многослойности и неоднородности вскрывае-
мого пласта при определена коэффициентов фильтрационного сопротивления в настоя-
щее время можно осуществить только путем использованти численных методов решения
задачи фильтрации газа и нефти к горизонтальной скважине. Поэтому в данном пункте
рассматриваются только наиболее простые расчетные схемы, позволяющие определить
искомые коэффициенты. В частности, допускается, что горизонтальная скважина вскры-
вает однородный полосообразный пласт полностью. По длине горшонтального ствола за-
бойное давление изменяется настолько незначггтельно, что этим тгзменением можно пре-
небречь. Тогда связь депрессии на пласт с дебитом газовых и газоконденсатных скважин
через коэффициенты фильтрационного сопротивлентга будет иметь вид:
Рпл-Pl = arQ + brQ2, (12.8)
263
где аг, Ьг — коэффициенты фильтрационного сопротивления горизонтальной скважины,
значения которых определяются формулами:
ar = MzParTnr 2-L+R‘h R« +RK 41 ,
2LkTct hj Rc +hj Rc +hj J
b — Раг^ат^пл 2 (^-c____________। ^-it ~
^•8L2Tct [hjt Rc+hi Rc+h1J .(R^+hJ2
lnMi/2-Rc.
(13.8)
(14.8)
(15.8)
Для определения величин ar и br горизонтальная скважина должна быть исследова-
на на 5-г8 режимах, а затем результаты этих исследований обработаны в координатах ДР2
и AP2/Q от Q. На рпс.4.8 показаны зависимости ДР2 и AP2/Q от Q и определены коэффици-
енты аг и Ьг.
При определенш! коэффициентов фильтрационного сопротивления проектировщик
должен иметь в виду, что значения этих коэффициентов будут весьма незначительными
по сравнению с аналогичными коэффициентами, получаемыми в вертикальных скважи-
нах. Для этого достаточно сравнить коэффициенты ав, Ьв с аг, Ьг. Для совершенной верти-
кальной скважины:
a>=a'hR,/R^/ п ь>=|^_.Гу2А2 , (163)
а* = Ц2РетТпл/кТст, Ь* = ратРет zTnn/fT„. (17.8)
Как видно из формул (13.8) и (14.8), величины аг и Ьг зависят от длины горизон-
тального ствола L и при больших длинах (~1000 м), не сравнимых с толщиной пласта h,
заменяющей толщин}' пласта в вертикальных скважинах, коэффициенты становятся не-
значительными.
Формулы для определения аг и Ьг были получены и при других граничных услови-
ях. Эти формулы приведены в работах [4] и [82].
Если горизонтальный ствол вскрывает анизотропный полосообразный пласт пол-
ностью, то коэффициенты фильтрационного сопротивления ага и Вга могут быть определе-
ны по формулам:
AP2 = araQ + braQ2. (18.8)
Значения коэффициентов ага и Ьга определяются формулами:
а = + Д.1п Rr+2Rc -gi/ai~| • (19 8)
2L[ai 2Rc-p1/a1
264
Q,tmc. м3 /сут.
Рис 4.8
Зависимости 1 - АР2 и 2 - AP2/Q от Q, полученные
по результатам исследования горизонтальной скважины
265
bra= — ^- + j^ln RK + 2Rc P1/ai +^-f--------L—:------------i] ,(20.8)
81? [a* a? 2Re-p1/a1 af 12RC -px/<xx RK+ 2RC-^/04 J
где a1 = Rc+va; px = vp, v = [кв/кг J0,5. (21.8)
a= (h-2RjRK +2RC)/2RK , p= Rc (h-2RcXRK +2RC)/RK (22.8)
v — параметр анизотропии, h— толщина пласта, RK*— половина расстояния между двумя
горизонтальными стволами.
Предлагаемые расчетные формулы для определения коэффициентов фильтрацион-
ного сопротивления горизонтальной скважины проверены с точным численным решением
уравнения филырацгп! газа к горизонтальному стволу, на созданной геолого-
математической модели рассматриваемой задачи. Поэтому в данном «Руководстве» пред-
почтения отданы методам, предложенным в работе [10].
Если исследуемая горизонтальная скважина несовершенна по вскрытию (в плане)
пласта и асимметрично расположена по толщине, то соответствующие поправки на вели-
чину аг и вг должны быть внесены согласно рекомендациям, предложенным в разделах,
посвященных вскрытию пласта и технолопгческпм режимам работы горизонтальных
скважин.
8.4. Исследование горизонтальных нефтяных скважин
К настоящему времени предложено значительное число методов определения про-
дуктивности горизонтальных нефтяных скважин. Эти методы разнятся по постановке за-
дачи притока нефти к горизонтальному стволу’. Прежде всего, при схематизации задачи
фильтрации различные авторы принимали разлтгчные формы зоны, дренируемой горизон-
тальной скважиной (см. рис. 5.8). Однако пригодность предложенных расчетных формул
для определения производительности горизонтальных нефтяных скважин не проверялась.
Эта работа с применением геолого-математтгческих моделей была выполнена нами совме-
стно с Б.Е. Сомовым. Практически все рекомендованные методы получены для однород-
ного пласта. Общий вид формул, предложенных для определения дебита нефти горизон-
тальной скважины, может быть представлен следующим образом:
Q™ = CAP, (23.8)
где С — коэффициент продуктивности, зависящий от геометрии зоны дренирования и
имеющий вид:
266
Зона влияния горизонтальной скважины принята в форме круга
а
Зона влияния горизонтальной скважины принята в форме эллипса
Зона влияния горизонтальной скважины принята в форме прямоугольника
Схемы зоны влияния работы горизонтальной скважины при решении
задач о фильтрации жидкости к горизонтальному стволу
267
по [87]
2лКгЬ
цнВ
(24.8)
по [84]
2лкгЬ
цнВ
________________1______________
м1 + [1-(Ь/2Кк)]°>5 । h
L/2RK L 2лЯе
/к «> c
(25.8)
2лкгЬ 1
no [86] C =--------— ------------------=
ЦНВ г/ \ h 1 h
no [13]
2ккгЬ
цнВ
4RK hn h
In—- + — In-
L L 2RC_
(27.8)
no [83]
____________1_____
2RC . 2RC RK-(h-2Rc)
1 +--°— hi 5- + ——i---—
h-2Rc h 2h
(28.8)
и no [85]
где кг — горизонтальная проницаемость; кг — вертикальная проницаемость; L — длина
горизонтального ствола; ц„ — вязкость нефти; В — объемный коэффициент нефти, h—
толщина пласта; А — параметр, определяемый по формуле:
O,5 + [o,25 + (2RK/L)4
Г’5'
0,5
(30.8)
RK — радиус контура питания или половина расстояния между двумя горизонтальными
стволами (в зависимости от принятой схемы задачи); х — параметр, определяемый по
формуле.
x = 2A/L, (31.8)
In Со = 27iatK*/K^ ’
h
, z \2~l z
1 x0 , | x0 | , I
--------1- — -In sin
I _ 1 I
180zo) 1
---- —In
h J 2
z \0,5
a [ kz ]
h ^kx J
1,088, (32.8)
xo, Zo — координаты горизонтального ствола, расположенного в полосообразном пласте;
Sr — скин-эффект, зависящий от проницаемости кх, ку и kz, а также от длины ствола L; а и
b ;— длина и ширина полосообразного пласта в постановке [85]. Размерности в формуле
(29.8) приняты в системе единиц США.
268
Качество предложенных формул (24.8)ч-(29.8) было проверено с точным числен-
ным решением и установлено, что наиболее устойчивые и близкие к истине результаты
дают методы, предложенные в работах [88], [91] и [87]. Следовательно, при определении
продуктивности горизонтальных нефтяных скважин и параметров пласта следует пользе-
ваться одним из этих методов. По простоте расчетов и точности определяемых парамет- ?!
ров пласта рекомендуются методы [87] пли [91]. 1;
Ниже на примере реальной нефтяной залежи показана область непригодности раз-
личных методов для различных соотношений h, L и RK Прочерки в таблице 3.8 означают, '
что данная методика при соответствующих размерах зоны дренирования непригодна для Н
определения коэффициента продуктивности.
Следует подчеркнуть, что при получении этих формул все авторы допускали, что '5
забойное давление по длине горизонтального ствола постоянно; гравитационные силы,
связанные с толщиной и наклоном нефтеносного пласта, не влияют на величину пластово-
го давления, длина горизонтального ствола не влияет на коэффициент продуктивности,
независимо от того, какую удельную площадь на структуре скважины дренирует, и т.д. 1
Без учета перечисленных и других факторов, как показывает численное решение задачи, ;
определяемые коэффициенты продуктивности и параметры пласта могут оказаться в не-
сколько раз выше или ниже их истинных значений.
Поэтом}' рекомендуется методика, предложенная в работе [87] для полного вскры-
тия горизонтальным стволом полосообразного пласта.
Следует также учесть, что горизонтальная нефтяная скважина при незначительных
толщинах нефтеносного пласта, что обычно имеет место на газонефтяных месторождени-
ях (толщина нефтяной оторочки, как правило, ограничена), быстро теряет первоначаль-
ную производительность. Поэтому коэффициент продуктивности существенно снижается i
в первые несколько месяцев работы скважины (см.рис.6.8).
269
Табтща 3.8
Результаты расчетов Cj различными методами*
№№ П.П. h, м L, м 1 1 Коэффициент Ci по методике
[19] [87] [89] [90] [91]
1. 70 350 700 3,002 ; .5,483 3,007 2,542 3,022
2. “ ♦ 44 200 1,770 1,911 1,471 1,190 1,787
3. 44 100 1,076 1,197 - • * 1,248
4. 700 700 1,837 5,483 1,788 1,216 1,839
5 kk 500 1,521 4,053 1,366 0,819 1,527
6. U 44 350 1,164 2,983 - 0,345 1,193
7. 44 44 200 0,604 1,911 - - 0,776
8 44 44 100 - 1,197 - - 0,548
9. 35 350 700 2,481 10,470 2,065 1,886 2,481
10. 44 44 . ' 350 1,788 5,470 1,719 1,147 1,790
11 44 100 0,535 1,898 - - 0,707
12. 44 44 500 1,251 7,613 1,096 0,491 1,895
13. 44 350 0,894 5,470 - 0,017 1,561
14. *• 44 200 . 0,334 3,327 - - 1,144
15. 44 44 100 - 1,898 - - 0,916
16. 70 500 500 2,046 4,053 2,690 1,451 2,048
17. 44 250 250 2,706 2,263 - 2,271 2,708
18. 150 150 3,585 1,553 3,518 3,366 3,589
19. 44 350 175 1,636 2,983 - 1,805 3,331
20. 21 44 350 1,596 8,789 1,527 0,038 0,932
21. 14 44 44 1,510 12,939 1,441 0,803 1,512
22. 50 700 700 1,698 7,478 1,628 1,025 1,700
Примечание: Cj = .9Н^Н^ 1шп q =
ДР-2лкЬ ДР-L
270
QH. т/сут
SOO т------
др, МПа
-г з
500
400
300
200
Рис. 6.8
Изменение дебита и депрессии на пласт в процессе эксплуатации горизонтальной
скважины:
1 - изменение ДР при Q„ = const;
3 - изменение дебита Q„ при ДР = const
271
8.5. Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации
В отличие от метода установившихся отборов нестационарные методы исследова-
ния скважин базируются на процессах распределения давления в пласте при их пуске в
работу и после остановки. Характер и темп распределения давления зависит от свойств
пористой среды и газа. Эта зависимость была использована для определения параметров
пласта.
Для получения аналитической зависимости между распределением давления и па-
раметрами пласта разшгчают два периода (фазы). 1-я фаза — распределение*давленпя от
стенки скважины до условного контура питания, 2-я фаза — общее снижение давления в
зоне RC<R<RK. Оба эти.процесса должны быть использованы проектировщиком в качестве
возможных путей получения информацшг, необходимой для проектирования месторожде-
ния.
Как отмечено выше, распределение давленти в пласте происходит как при пуске,
так и после остановки скважины. Принято распределение давленти после пуска скважины
в работу и происходящие при этом изменения дебита называть кривыми стабилизацтш
давленти и дебита, а распределение давленти после остановки скважины — кривыми вос-
становления давления. Оба процесса, как пуск скважины, так и ее остановка, информатив-
ны.
1. В частности, по кривым восстановленти давленти определяют: проницаемость
пласта, проводимость, параметр анизотропии, емкостную характеристику «mho.», пьезо-
проводность и т.д. В отличие от метода установившихся отборов по результатам исследо-
вания при нестационарных режимах фильтрации определяются параметры пласта за пре-
делами призабойной зоны. Эти данные более объективно характеризуют залежь, чем па-
раметры, определяемые по результатам псследованти скважин при стационарных режи-
мах фильтрацтш.
Поэтом}' проектировщик при изучении процессов продвижения подошвенной и
краевой вод в газовую залежь должен использовать результаты псследованти при неста-
ционарных режимах фильтрации. Аналогичным образом следует поступать и при изуче-
нии возможности межпластовых перетоков.
Следует отметить, что при приближенных методах прогнозированты показателей
разработки часть информации, получаемой методами исследования при нестационарных
режимах фильтрации, не используется, хотя она необходима при проектировании разра-
ботки численным методом.
272
Общим недостатком нестационарных методов является то, что эти методы, как и
стационарный метод, позволяют определить осредненные значения искомых параметров
(к, кИ/ц, mha и др.) в границах дренируемой зоны. Для попнтервального определения пе-
речисленных выше параметров необходимы дополнительные сведения по каждому интер-
валу, получаемые только глубинными измерительными комплексами.
2. По кривым стабилизации давления и дебита скважины после ее пуска в работу
определяют, кроме перечисленных выше параметров по КВД, и коэффициенты фильтра-
ционного сопротивления а и Ь, а также удельные запасы газа, приходящиеся на долю
скважины в пределах зоны, дренируемой ею.
На стадии составления технологической схемы разработки и первичного проекта
получение информации любым способом должно быть в поле зрения проектировщика.
Более того, если такие возможности не использованы, то Проектировщик должен требо-
вать проведения таких исследований, рекомендовав при этом соответствующую техноло-
гию проведения и обработки результатов этих исследований. Как было отмечено выше,
использование кривых стабилизации давления и дебита позволяет определить коэффици-
енты фильтрационного сопротивления а и Ь. Возможность определения а и b путем пуска
скважины в работу только на одном режиме (желательно на режиме с дебитом выше сред-
него) вместо 5 и более режимов, необходимых для определения этих коэффициентов ме-
тодом установившихся отборов, проектировщик должен исходить не только с позшцш
определения этих коэффициентов, но и с позиции контроля за изменением этих коэффи-
циентов в процессе разработки и охраны окружающей среды.
8.5.1. Определение параметров пласта по КВД
Использование метода исследования при нестационарных режимах фильтрации
требует соблюдения определенных технологических условий. При несоблюдении этих ус-
ловий результаты исследования не поддаются обработке. Поэтому проектировщик, преж-
де чем использовать подготовленные для проектирования исходные данные, должен про-
верить качество получения этих данных. К технологическим условиям исследования
скважин при нестационарных режимах фильтрации относятся: наличие соседних рабо-
тающих скважин вблизи исследуемой; продолжительность работы исследуемой скважи-
ны до ее остановки; наличие тектошиеских нарушений, экранов, близость контактов газ-
273
нефть, газ-вода и т.д. Ниже даны наиболее часто используемые методы обработки КВД
для определения параметров пласта:
1. Если скважина до остановки работала в течение времени Т, а КВД снимается за
время t и при этом T>20t. то КВД должна быть обработана по формуле (случай, когда ра-
бота соседних скважин не влияет на процесс восстановления давления в исследуемой
скважине):
P|(t) = a + ₽lgt, (33.8)
Где а = +plg2,25*/R*np + bQ^, * (34.8)
р = 2,3 Qo ц„л zпл Рат Т пл/ 2лк11Тст; (35.8)
,т= кРш/тр.. (36.8)
P3(t), Рзо — забойные давления после закрытия скважины в момент времени t и перед за-
крытием при t = 0; л- — коэффициент пьезопроводностп газоносного пласта, RcBp — при-
веденный радиус скважины, определяемый по формуле.
RcnP = Rc е'(С1+с2\, (37.8)
Ci и Сг — коэффициенты несовершенства по степени и характеру вскрытия пласта сква-
жиной; Qo — дебит скважины перед закрытием при t =0; b — коэффициент фильтрацион-
ного сопротивления при квадратичном члене уравнения притока газа к скважине в форму-
ле (1.8)
Формула (33 8) при графической обработке в координатах Р3 (t) от Igt, как это по-
казано на рис.7.8, позволяет определить коэффициенты аир как отрезок, отсекаемый на
осп ординат, и как тангенс угла наклона конечного участка КВД. По известном}- коэффи-
циент}- р, исходя из формулы (35.8), следует определить к или кЬ/ц, используя равенство:
к1т/ц = 1,15Q0ZnnTnnPai/7iTcTp. (38.8)
При известном коэффициенте «Ь», зная значения а и р, можно вычислить величину
параметра .T/Rgnp :
.т/R* = 0,445ехр 2,3 —
М1Р * р
Если RcnpwRc. то величину х:
а ~ Рдо ~ bQp
Р
0,445 R* ехр 2,3
(39.8)
(40.8)
274
Ps(t)
600 500
о о < ।
ААЛ o
300 0
200
100 *
llgt
0 i 2 3 4 5 6 7
Puc. 7.8
Зависимость Pg (t) от Ig (t)
275
С учетом формулы (36.8) и значения nih:
TfVl Р
mh = 2,25 — -22-ехр 2,3
И Re
а~~ Р?о ~ bQp
Р
(41.8)
2 Если скважина до остановки для снятия КВД работала в течение времени Т<20 t,
то результаты исследования должны обрабатываться по формуле:
P32(t)=Pnn-Plg(T + t)/t. (42.8)
Пример обработки по этой формуле показан на рис.8.8. Структура коэффициента р
аналогична структуре, выраженной формулой (35.8). Достоинством формулы (42.8) явля-
ется еще и то, что при необходимости, не снимая кривой до полного восстановления дав-
ления. можно определить величину пластового давления.
3. Если работа соседних скважин влияет на процесс восстановления давления в ис-
следуемой скважине, то результаты исследования должны быть обработаны по формуле:
lg[P™-P3(t)] = <x1-₽1t, (43.8)
где aj=lg 1,1 ip и Pi = 2,51.t/Rk , (44.8)
P — тангенс угла наклона, определяемый по результатам обработки КВД по формуле
(33.8). Используя графически определенное значение р, из зависимости, показанной на
рис.9.8. можно вычислить величину х/ R* из выражения:
(45.8)
а далее, используя (36.8), удельный газонасыщенньш объем дренируемой скважиной зоны
и = miiliOr Rj; = 77.79 кЬРпл/цР) (46.8)
и при известном RK значение iiilia^.:
lllllOr = 7,9-10-5 ОоРплТпл2плФР1 Rk РатТст (47.8)
Эти результаты должны быть сопоставлены с результатам! лабораторных изуче-
ний образцов породы и геофизических исследовании с целью проверки достоверности ис-
пользуемых при прогнозировании показателей разработки исходных данных.
Проектировщик обязан извлечь максимум достоверных исходных данных из ре-
зультатов исследования с учетом различных факторов, влияющих на эти результаты. К
таким факторам относится так называемый скин-эффект, который определяется по на-
чальному участку КВД и имеет структуру:
Ci = 2(k/ki -l)hiR0/Rc+ С к/К1, (48.8) ,
276
277
где к. Ki — соответственно проницаемости пласта и призабойной зоны, Rq — радиус зонь
с проницаемостью Ki, ухудшенной в результате проникновения бурового раствора I
пласт; С — коэффициент несовершенства по степени и характеру вскрытия пласта сква
жиной.
На результаты обработки КВД существенно влияет приток газа к скважине посл<
ее закрытия у устья. Для оценки качества обработки и полученных исходных данных дос
таточно использовать для учета влияния притока газа на результаты исследования форму
лу имеющую вид:
Н(0- Рзо] /[1-Q(t)/Qol=«o + ₽lg<p(t), (49.8)
где Рзо— забойное давление перед закрытием. P3(t) — текущее забойное давление посл<
закрытия в момент времени t; Q(t) — текущий дебит скважины после ее закрытия в мо
мент времени t; Qo — дебит скважины перед закрытием для снятия КВД, <p(t) - функщв
времени, определяемая по формуле:
Ф(0= [t-v(t)/Q0]/[l-Q(t)/QoL (508)
где u(t) — объем газа, поступившего в ствол скважины за время t.
Величину7 u(t) определяют по формуле:
u(t) = QeTCT [P(t) - P(t = 0)] /рат zepTep, (51.8)
где Qc— объем ствола скважины; Тср — средняя температура газа по стволу скважины
ZcP— средний коэффициент сверхсжпмаемости газа в условиях Рср и Тср, значения которы?
определяются по формулам:
P„=[P,(t)+₽y(l)]/2 nT.p = [T,(l)+Ty(t)l/2, (52.8)
P(t = О) — среднее давление по стволу7 перед закрытием в момент времени t=0, опреде
ляемое по формуле:
P(t=O)=[ps(t = O)-Py(t = O)] /2. (53.8)
Как правило, прп расчетах значение Zcp, в целом зависящее от средних давлений т
температур в интервале времени 0<t<tnB, где t„B — время, необходимое для полного вое
становления давления после закрытия скважины, изменяется несущественно. Поэтому 1
ряде случаев принимается zcp(t)szcp(t=O). Однако такой подход недопустим в скважина:
Карачаганакского, Астраханского месторождений, а также скважинах вскрывших валан
жннскпе отложения севера Тюменских месторождении. Для этих месторождении формул;
для определения u(t) должна иметь вид:
278
Гр(О P(t = o)
U РатТпл [ z(t) " z(t = 0)
Текущий дебит скважины после закрытия Q(t) определяется по формуле:
Q(t) = Р(*2) Р(*1)
ParzcpTCp t2 — tj
(54.8)
(55.8)
где P(t2), P(tx) — средние текущие давления по стволу в моменты времени t2 и tj. Здесь
так же, как и при определении u(t), при существенных изменениях P(t) значения
должны быть определены для каждого момента времени. Тогда формула (55.8) примет
вид:
Q(t) = rP(t2)/z(t2)-P(t1)/z(t1)~l (56 8)
Ратнер _ t2 — tj _ '
р2 (£) _ р2 _ 0)
Обрабатывая формулу (49.8) в координатах qQ/q—~ от опреде-
ляют коэффициенты ао и Р- Причем структура коэффициента р идентична структуре, опи-
санной формулой (35.8). Поэтому по этим коэффициентам определяются те же параметры,
какие определялись по КВД, обработанной без учета притока газа к стволу после закрытия
скважины. Пример обработки КВД по формуле показан на рис. 10.8.
4. В случае, если температура газа в пласте высокая (более +50°С), то КВД, снятая
на устье скважины, не поддается обработке. В таких случаях КВД должна быть обработа-
на с учетом изменения температуры в процессе восстановления давленти, так как для ка-
чественной интерпретации КВД необходимо, чтобы температура газа в стволе принимала
значение распределенти естественной температуры земли. На рис. 11.8 и 12.8 показаны
характеры изменения давленти и температуры в процессе восстановленти давленти и об-
работка результатов с учетом и без учета влпянти температуры.
Изменение температуры газа в процессе восстановленти давленти после остановки
пропсходтгг на глубине нейтрального слоя согласно зависимости, описанной формулой:
THC(t) = Тнс +[Tr(t=O) - Тнс]- ехр[- 5,78ta/R* ] , (57.8)
где THC(t) — температура газа на глубине нейтрального слоя в момент времени t; Тнс — ес-
тественная температура нейтрального слоя, Tr(t=O) — температура газа у нейтрального
слоя перед закрытием скважины для сняли КВД; t — продолжительность процесса вос-
становленти давленти, а— температуропроводность пласта, RK — радиус теплового влти-
ния ствола скважины, по которому движется теплый газ. При обработке КВД необходимо
279
Рис. 10.8
Зависимость [₽з (t) — Р3 0(t)]/[l — Q(t)/Q0] от lg<p(t)
Рис. 11.8
Изменение устьевого давления скважины в процессе снятия КВД-1 и стабилизация
температуры газа на глубине нейтрального слоя-2
280
Рис. 12.8
Обработка кривых восстановления давления
1 — без учета стабилизации температуры газа; 2 — с учетом стабилизации температуры
после закрытия скважины.
281
оценить продолжительность процесса полного восстановления температуры до ее естест-
венного значения по следующей формуле:
AT
D 2
tB = -O,173-ln л-----------
Tr(t = O)-THe а
(58.8)
где АТ — предел погрешности измерителя температуры.
При обработке КВД с учетом изменения температуры во времени необходимо вы-
полнить следующую последовательность:
— фиксировать процессы восстановления давлеши во времени, т.е. Ру£Т t;
— фиксировать снижение температуры на глубине нейтрального слоя термометром
пли определить этот процесс по формуле (57 8).
— для каждого момента времени t определить Pcp(t) и Tcp(t), а по этим данным вы-
числить Zcp(t), используя формулы:
Рс₽(0= [Py(t)+P3(t)] /2, Тср(0 = fry(t)+T3(t)] /2; (59.8)
— по известным р; глубины забоя L, ZcP(t) и Тср(0 вычислить P3(t);
— обработать полученные значения P3(t) и t по формуле (33.8) для графического
определения коэффициентов а и р, а далее параметров пласта.
8.5.2. Оценка тектонических особенностей залежи в зоне влияния
исследуемой скважины
Для повышения степени обоснованности исходных геологических особенностей
залежи следует пользоваться возможностями газотдродинампческпх исследований сква-
жин при нестационарных режимах фильтрации. К этим возможностям относятся опреде-
ление наличия тектонических нарушений, близости газожидкостного контакта и т.д. по
КВД. При наличии экранирующих в области дренирования исследуемой скважиной эле-
ментов (тектонических нарушений. выклинивания продуктивного пласта, контакта газ-
жидкость) конечный участок КВД отклоняется вверх (см.рис.13.8). По параметрам, опре-
деляемым из этой зависимости, нетрудно находить расстояние б до экранирующего эле-
мента, используя формулу:
<= [O,5625^tJ'5, (60.8)
где Xi — пьезопроводность первого участка КВД; ti — время, соответствующее точке
пересечения прямолинейных участков КВД. С учетом продолжительности работы иссле-
282
Рис. 13.8
Обработка КВД, снятой в скважине, дренирующей неоднородный по площади пласт
283
дуемой скважины перед снятием КВД формула для определения расстоянти от скважпны
до экрана имеет вид:
( = [0,5625K1t1T/(T + t1)]o>5. (61.8)
где Т — продолжительность работы скважины перед снятием КВД.
Если отношение p2/₽i>2, то это означает, что в зоне влияния исследуемой скважи-
ны имеется более двух прямолинейных границ.ьПрп этом угол раствора между этими эк-
ранами равен:
(xzzseopi/pj, * (62.8)
где рг и Pi — тангенсы углов наклонов первого и второго участков КВД.
8.5.3. Оценка параметра анизотропии продуктивного пласта по КВД
Параметр анпзотрошш, т.е. отношение вертикальной проницаемости пласта к гори-
зонтальной v=KB/Kr, является одним из главных параметров пористой среды. Взаимодейст-
вие многослойных неоднородных залежей (а однородные залежи в природе практически
не существуют) связано только с литологическими окнами и параметром анпзотрошш. К
сожалению, при приближенном методе прогнозирования основных показателей разработ-
ки параметр анггзотропшг практически не используется. Следует также отметить, что во-
обще вопросу определении параметра анпзотрошш, как важнейшего параметра разработки
месторождении, не уделяется должное внимание. Этот параметр считается одним из глав-
ных для подсчета запасов газа и проектирования разработки залежи. В настоящее время в
Российской Федерации параметр анизотропии определяется только лабораторным путем с
использованием специально подготовленного образца породы. Этот метод очень трудоем-
кий, и если коллектор неустойчивый, то изготовление такого образца практически невоз-
можно. Поэтому приобретают важное значение два новых метода определения параметра
анизотропии, приведенных в работе [25]. Один из методов, метод экспериментального оп-
ределения параметра анпзотрошш на уникальный установке, единственный экземпляр,
который находится в РГУ нефти и газа им. II.М. Губкина, намного упрощает возможность
нахождения его величины.
Второй метод использует результаты псследоваши скважин при нестационарных
режимах фильтрации Для определения параметра анпзотрошш результаты исследования
следует обработать по формуле:
284
P2(t)= a-ст/ч/t, (63.8)
где параметр ст определяется из графика, построенного в координатах P^t) от 1/Vt
(см.рис.14.8). Анашппческп параметр ст описывается формулой:
ст = QopzPaTTM /лкгТст , (64.8)
где Qo — дебит скважины перед закрытием для снятия КВД, кг — проницаемость в гори-
зонтальном направлентпт; хв — пьезопроводность в вертикальном направлении
Л'в = КвРпл/ШЦ. (65.8)
Для нахождения хв, следовательно, и кв сначала нужно тгз рис. 14.8. найти величи-
ну ст как тангенс угла наклона касательной к конечному участку кривой. Затем, обрабаты-
вая результаты этого же исследования в координатах P2(t) от Igt (см. формулу (33.8)),
найти тангенс угла наклона р, а далее, используя формулу (35.8), вычислить кг. Прп тгз-
вестных перечисленных выше параметрах ст и кг используя формулу
.тв=0,33^0Ц2РатТпл/тжгТстст]2, (66.8)
вычислить хв, а потом кв по формуле (65.8) ихв, используя формулу х^в/Кг. Этот метод
определения хв является единственным в случае вскрытия неустойчивых коллекторов. В
проекте разработки в обязательном порядке должна быть информация о величине хв, от
которого зависят истощение высоко- и нпзкопронпцаемых пропластков и интенсивность
подъема ГВК и обводнения скважин в процессе разработки залежи.
8.5.4. Использование кривых стабилизации давления п дебита
для определения параметров пласта и коэффициентов а и b
Использование кривых стабилизашш давления и дебита после пуска скважины для
определения параметров пласта широкого распространения не получило из-за отсутствия
соответствующей технолоппг и техники для измерения Р3 и Q во времени с большой точ-
ностью. Кроме того, этот метод не получил широкую известность среди специалистов, хо-
тя он более практичен для определения параметров пласта и коэффициентов фильтраци-
онного сопротивления.
Пррекпгровщпк обязан знать возможности этого метода не только ггз-за получения
информащш для проектирования, но п для контроля за разработкой залежи как наиболее
экономичный и экологически чистый метод контроля достоверности принятых при проек-
285
Рис. i4.8
Обработка КВД в координатах p|(t) от l/Vt для определения вертикальной
проницаемости
286
тированпп разработки исходных данных. Общий вид кривых стабилизации забойного
давления и дебита при пуске скважины в работу показан на рыс. 15.8. Изменение забойно-
го давления и дебита после пуска скважины во времени описывается по формуле:
р» - рJ (t) = in +bQ 2 (t) + Q<t>l2P~T™ In Я^ (б7 8)
” 2raT„ R2 4V' 2яЛТ„ Q(t)
Если обозначить через:
P = pzPwTn, /2лкЪТет ; a = p In 2,05x/R2 и <p(t)=In Qio6 /Q (t), (68.8)
то вместо формулы (67.8) будем иметь .
Р2 -P2(t)
-^^ = a+bQ(t)+p<p(t).
(69.8)
Для значеши времени tK, соответствующего концу процесса стабилизации, уравне-
ние (69.8) будет иметь вид:
PL-P^(O = a+bQ(tK)+P<p(tK)- (708)
Если обозначить через:
4'(t)=k,-Pl(t)]/Q(t) и у(и=[р*я-р^к)] /ш (71.8)
и cp(t) = In Q3o6 /Q(t) и ф(1к) = 1п9доб/р(1к), (72.8)
то после небольших преобразований получим:
[чК1к)-ф(1)Иф(1к)-ф(0]=₽-Ь[9(0-9(1к)]/[ф(1к)-<₽(1)] (73.8)
Построенная в координатах [vp(tK) - 4<t)]/[<p(tK) - <p(t)] от [Q(t)-Q(tK)]/[<p(tK)-<p(t)J
зависимость позволяет определить коэффициенты р и Ь. Зная значение р, нетрудно вы-
числить и коэффициент а по формуле.
а = 2р1п^_. (74.8)
Rc
Таким образом, по результатам изменения Р3 и Q после пуска скважины в работу
только на одном режиме удается определить коэффициенты фильтрационного сопротив-
ления а и Ь. Обработка кривых стабилизации P3(t) и Q(t) и определение р и Ь показано на
рис. 16.8.
287
Рис. 15.8
Изменение давления на устье-1 и перед диафрагмой на ДИКТе-2 в процессе
стабилизации режима работы после пуска скважины
Рис. 16.8
Обработка кривых стабилизации давления и дебита для определения
коэффициентов фильтрациоииого сопротивления и параметров пласта
288
Глава 9. ЗАПАСЫ ГАЗА, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ, II ОЦЕНКА ИХ ДОС ТОВЕРНОСТИ
ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ
Главным источником информации при проектировании разработки месторождений
являются материалы по подсчету запасов.
Достоверность используемых запасов газа предопределяет точность прогнози-
руемых показателей разработки. Достоверность запасов газа зависит от стадии изученно-
сти залежи. На ранней стадшт изученности месторождения запасы определяются только
объемным методом по данным ограниченного числа разведочных скважин. В большинст-
ве случаев по этим запасам составляются технико-экономическое обоснование (ТЭО) це-
лесообразности разработки залежи пли «Технологическая схема разработки» месторож-
дения на 1-3 года. За это время бурится дополнительное число разведочных и эксплуата-
ционных скважин, позволяющих доразведовать залежь и подготовить необходимый объем
информации для проектирования разработки залежи. Однако существующие методы под-
счета запасов газа газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений даже по ис-
течении периода опытно-промышленной эксплуатации не позволяют с нужной точностью
определить извлекаемые запасы газа. К наиболее часто встречаемым факторам, влияющим
на точность определения запасов газа, относятся: неоднородность залежи по разрезу п по
площади, анизотропия пластов, наличие литологических экранов, положение контакта
газ-вода или газ-нефть при наличии нефтяной оторочки, конфигурация контура газонос-
ности, эффективная газонасыщенная толщина, насыщенность пористой среды газом, во-
дой, нефтью; порог подвижности флюидов и т.д.
В принщше достаточно высокую точность определения запасов газа существую-
щими методами можно гарантировать только для высокопорнстого, однородного, высоко-
проницаемого пласта с известными контуром газоносности и положением газоводяного
(газонефтяного) контакта. Таких месторождений в мире практтгчески нет. Поэтому из-за
неточности множества параметров, используемых при подсчете запасов газа на любом га-
зовом, газоконденсатном и газонефтяном месторождении, подсчет запасов производится
неоднократно по мере накопления новых данных, указывающих на неточность принятых в
проекте запасов газа.
Такие ошибки естественны, независимо от объема накопленного материала в про-
цессах доразведки и разработки месторождений, так как существующие методы подсчета
289
запасов ошибочны по своей физической сущности хотя бы потому, что они не учитывают
все параметры залежи, влияющие на извлекаемые запасы газа.
К таким параметрам, прежде всего, относятся фильтрационные свойства каждого
пропластка, в частности: параметр анизотропии; порог подвижности газа и жидкости в
каждом пропластке; фазовые проницаемости; запасы высоко- и нпзкопорпстых и высоко-
и низкопронпцаемых пропластков, капиллярные и гравитационные силы; темпы отбора
газа ггз залежи; вскрытие пласта; последовательность залегания пропластков и т.д.
Основной недостаток объемного метода заключается в том, что прп подсчете запа-
♦
сов газа не только не учитываются фильтрационные параметры, но и исключаются из под-
счета запасов нпзкопористые и нпзкопронпцаемые пропластки. При этом нижний предел
пористости принимается без учета реальных возможностей таких пропластков участво-
вать в процессе истощенти залежи. В настоящее время нижний предел пористости и про-
ницаемости пропластков, который не следует включать в подсчет запасов газа объемным
методом, не регламентирован. Поэтому прп подсчете запасов газа объемным методом раз-
ные территориальные геологические управлеюи принимают разные величины нижних
пределов низкопористых и низкопроницаемых пропластков. Общеизвестно, что имеются
пласты с достаточно высокой пористостью, но с весьма низкой проницаемостью' и наобо-
рот. Величина пористости прп подсчете запасов газа объемным методом не должна быть
критерием для подсчета запасов. Критерием в таких случаях для жидких и газовых фаз,
скорее, может быть проницаемость и ее связь с кагашлярным давлением и порогом под-
вижности.
Прп подсчете запасов газа объемным методом не учитывается возможность под-
/
ключенпя в разработку низкопронпцаемых пропластков по мере достижения в процессе
разработки предельной величины депрессии между истощенными высокопронпцаемыми и
не вступившими в разработку нпзкопронтщаемыми пропластками.
Таким образом, одной из основных задач проектировщика для прогнозирования
показателей разработки является детальное изучение по всем параметрам представленно-
го подсчета запасов для учета влияния этих параметров прп проектировании. Проекти-
ровщик обязан проверить и при необходимости пересчитать параметры, которые осред-
няются прп подсчете запасов объемным методом. К этим параметрам относятся: порис-
тость, газонефтеводонасыщенность, толщина газонефтеносных пластов, давление, темпе-
ратура, состав газа, положение ГВК по площади (газонефтяного контакта при наличии
оторочки), а также параметры двухфазной зоны.
290
На месторождениях, введенных в разработку, кроме объемного метода, используют
и метод падения пластового давления, за теоретическую основу которого принято уравне-
ние материального баланса. Этот метод позволяет оценить текущие извлекаемые запасы
газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку, и в первую очередь вы-
сокопроницаемых пропластков. Вовлечение в разработку нтвкопроницаемых пропластков
по этой методике учитывается в неявной форме. Поэтому по методу падения пластового
давления определяются запасы, в которых неизвестно, id каких пропластков эти запасы, с
какими фильтрационными и емкостными параметрам! и когда включились эти пропласт-
ки или включатся в разработку. Определяемые методом падения пластового давленти за-
пасы в целом зависят от.
' — геометрии (размеров) дренируемой зоны;
— фильтрационных и емкостных параметров пропластков;
— параметра антвотропии;
— запасов упругих сил водоносного бассейна;
— степени вторжения подошвенной или контурной вод в газовую залежь;
— темпа отбора газа тв месторождения,
— размещения и числа скважин
и др.
При подсчете запасов газа методом падения пластового давленти осредняется
практически только один параметр — пластовое давление по площади и при значительной
толщине залежи и по толщине. Очень существенно влияют на запасы газа по этому мето-
ду вторжение воды в залежь (не на начальной стадии разработки), перетоки газа и ввод
новых скважин или группы скважин в разработку в зоне, уже вовлеченной в разработку.
Метод в одинаковой степени применим для отдельных скважин, кустов и УКПГ, но
с одновременным по всем скважинам, кустам и УКПГ измерением давленти и отбора газа
с последующим суммированием полученных удельных запасов газа по залежи.
Отмеченные выше недостатки методов подсчета запасов могут быть устранены
принципиально новым подходом к оценке запасов газа, каким является использование
геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов массивного и.пла-
стового типов, ущипывающих как емкостные, так и фильтрационные свойства каждого
пропластка многослойного неоднородного пласта. Теоретические основы и технология
подсчета запасов газа с использованием геолого-математических моделей изложены в
пункте 9.4.3.
291
9.1. Методы подсчета запасов газа, применяемые для оценки запасов при
проектировании разработки газовых месторождений
9.1.1. Объемный метод подсчета запасов газа.
Как было отмечено, проектировщик перед прогнозированием показателей разра-
ботки должен проанализировать принятые при подсчете запасов газа исходные данные и
оценить величины запасов, представленные для проектирования. В основном при прогно-
зировании показателей разработки месторождений представляются запасы, подсчитанные
объемным методом. По этому методу запасы газа определяются по формуле:
Qsan FrllrlllrC,T Рпл.ср Тст/ Zcp РатТпл.ср, (19)
где Fr — площадь газоносности; hr — газонасыщенная толщина; шг — газонасыщенная
пористость; су — газонасыщенность пористой среды, Рпл.ср — средневзвешенное пласто-
вое давление; Тст — стандартная температура, равная Тст—293К, z^, — средний коэффици-
ент сверхсжнмаемости газа; Рат — атмосферное давление; Тпл.ср — средняя пластовая тем-
пература, К.
При подсчете запасов для вычисления Fr используют планиметр; величину hr в ли-
тературе обычно именуют как эффективную, так как в разрезе, как правило, имеются за-
глинизпрованные и практически непроницаемые пропластки. Эти пропластки прп объем-
ном методе подсчета запасов исключаются хгз подсчета. Предельно низкие значения по-
ристости и проницаемости таких пропластков в каждом конкретном случае принимаются
произвольно Эти значения могут быть оспорены только экспертами ГКЗ РФ. Средне-
взвешенное пластовое давление Рпл.ср осредняется по объему. Прп большом этаже газо-
носности осреднение должно быть проведено путем разбивки залежи на слои по толщине.
Значение ZcP определяется для значении Рпл ср и Тпл ср-
Каждый го параметров, входящих в формулу (1.9), определяется с той илп иной
степенью точности. Точность их зависит прежде всего от изученности месторождения. На
стадии разведки месторождения число скважин, вскрывших продуктивный разрез, огра-
ничено. Отсутствие других возможностей получить информацию обусловливает необхо-
димость принятия параметров, входящих в расчетную формулу, такими для всего место-
рождения, какими они были установлены по данным ограниченного числа разведочных
скважин. Повышение достоверности емкостных параметров требует увеличения чисти
разведочных и эксплуатационных скважин. При известном периметре контура газоносно-
сти увеличение числа скважин не увеличивает запасы газа, и дальнейшие разведочные ра-
боты становятся нецелесообразными, как это видно тгз рис. 1.9.
292
Рис. 1.9
Зависимость себестоимости прироста запасов газа на 1000 м3
от средней плотности сетки разведочных скважин
293
Средние значения под счетных параметров, входящих в формулу (1.9), определяют-
ся из карт эффективных мощностей по площади залежи, пористости, газонасыщенности,
изобар и температур.
По таким картам, используя приведенные ниже формулы, определяют подсчетные
параметры:
4= ShiFi/SFi- i»c₽= Em! , m! = ;
xj в"
ТСР=£Т^/^; (2.9)
Ti = Ткров + ГЬ/2; Рср — 22 4Fi пл/22 Ч * *
где hi — толщина х-й площади; Fi — площадь i-ro участка; хщ — средняя пористость i-ой
площади; т- — пористость i-ro пропластка толщиной 1ц; а- — средняя газонасыщен-
ность i-ой площади; оц — газонасыщенность i-ro пропластка толщиной 1ц; Т- — средняя
температура х-ой площади. Если вместо Т^ов известна температура газа у подошвы, то
знак плюс в формуле для определения Т- заменяется на знак минус. Р; пл — среднее пла-
стовое давление i-ro объема и;. Значение и; может быть охтределено с использованием ре-
зультатов лабораторных изучений образцов породы, геофпзххческих исследований, а также
по результатам газогидродпнамхгческих исследований скважин при нестационарных ре-
жимах фильтращпх. В частности, объем зоны, дренируемой исследуемой скважиной, оп-
ределяется путем обработки кривых восстановления давления по формуле:
Ч = mha= 24,240-3Q^PnniTraizroi/piPliPaTTc.r, (3.9)
где RK1 — радиус контура питания дренируемой i-ой скважиной; mha — комплексный па-
раметр — пористая газонасыщенная толщина; QOi — дебит i-ой скважины перед закрыти-
ем для снятия КВД; РПЛ1 — пластовое давление в зоне расположения исследуемой скважи-
ны; znjI1 — коэффициент сверхсжпмаемости газа при Рпл; и Тпл1; р; и р1; — коэффициенты,
определяемые по результатам обработки кривой восстановления давления в i-ой скважине
по формулам, полученным для «бесконечного» пласта и конечных размеров и приведен-
ным в разделе 8.5.
Величина и,, определяемая по формуле (3.9), зависит от продолжительности рабо-
ты скважин перед закрьпием для снятия КВД. В принципе, если вся газоносная площадь
охвачена дренированием имеющимися скважинами, то при одновременном снятии КВД и
их обработке формулами для конечного и «бесконечного» пластов с последующим сум-
мированием полученных и; можно определить газонасыщенный объем всей залежи: и=Ео;.
294
Если же дренированием охвачена не вся залежь, то полученные объемы будут соответст-
вовать только дренируемому в данный момент времени объему месторождения.
Достаточно часто для оценки достоверности mho, определенного по данным лабо-
раторных и геофизических исследований, по КВД определяют не и,, a mho, используя при I
этом формулу (3.9) в следующем виде:
(mlia)i = 7.740-3QoiPnraTnnizroii/Pi₽ii^PaTTCT. (4.9) !
При известных по отдельным скважинам значениях (mha); можно определить
среднюю по всем}' месторождению величину параметра
(inha)cp = S(mha)i/n . I
(59) I
Зная объем залежи, нетрудно вычислить запасы газа месторождегпи по формуле: ;
i
Qaan Pep ПЛ.Н Тст /Р Zcp ПЛ.Н Тпл, (6.9) I
где Рср „л и — среднее начальное пластовое давление; ZcP пл.н — средний коэффициент )
СВерХСЖИМаеМОСТИ При Рср пл.н и Тпл. |
Полученные по формуле (6.9) запасы газа иногда называют геологическими. Есте-
ственно, что в процессе разработки по различным причинам извлекаются не все запасы
газа. Поэтому в проекте разработки должна быть рассмотрена величина извлекаемых за-
пасов газа. Используя формулы (1.9) или (6.9), величину извлекаемых запасов газа можно
‘ определить по формуле:
Qhsb F l^cp Юср С4ср Тст Г|к[Рср пл.н/ Zcp пл.н - Рср к/2срк]/Рат ТПл, (7.9)
где Рср к — среднее конечное пластовое давление газа, ZcP к — средний коэффициент
сверхсжимаемостп газа при Рср к и Тпи. Теоретически величину Рср к можно принять
Pc₽K = Pyes, (8.9)
где Ру ст=1 атм. — статическое устьевое давление, равное 1 атм.,
s = 0,03415pL/zсРТер , (9.9)
L — глубина середины газоносного пласта, р — относительная плотность газа, цк — ко-
эффициент газоотдачи, связанный не только конечным давлением пласта, но и защемле-
нием газа, неоднородностью пористой среды по площади и по толщине, и т.д. Формула
(7.9) является разновидностью уравнения материального баланса и имеет вид:
Рт% = PH/ZH- ОдобРатТпл>'иТст, (10.9)
где Рт, Рн — текущее и начальное пластовые давления газа в пласте, Zj, zH — коэффициен-
ты сверхсжимаемостп газа при Рт, Рн и Тпл соответственно.
295
9.1.2. Метод падения пластового давления, используемого при подсчете
запасов газа
Теоретической основой подсчета запасов газа методом падения пластового давле-
ния является уравнение материального баланса. Точность определения запасов газа этим
методом зависит от режима залежи. Практически идеальную точность запасов газа этим
методом можно гарантировать прп полном вовлечешш в разработку залежи имеющегося
газового режима и однородного по емкостным и фильтрационным параметрам. Как пра-
<fc,
вюто, на газовых и газоконденсатных месторождениях имеют место два режима: газовый
и упруговодонапорный. В условиях сравнительно интенсивного вторжения воды в газо-
вую залежь точность определения запасов газа снижается из-за отсутствия информации о
количестве вторгшейся воды в газовую залежь и изменении давления газа в газовой части
залежи. Количество вторгшейся в газовую залежь воды зависит от разности давлешш в
газоносной и водоносной частях залежи, параметров пласта п упругих запасов водоносно-
го бассейна. В начальной стадтш разработки разница в давлениях не велика, и поэтому
темп падения пластового давления в газовой части близок к темпу газового режима. По-
этому прп упруговодонапорном режиме залежи запасы газа методом падения пластового
давления определяются по начальному участку графической зависимости Pcp/zcp от Q0T-
Уравнение материального баланса, используемое в качестве основы метода паде-
ния пластового давления для подсчета запасов газа, имеет вид:
р /7 = Р«рн°н/ _ QoT^aT^nn/ fl 1 О')
^срт'ОСсрт /_ Угр ,
/ ^срнит / 1стк7т
где Рср т, Рср и — текущее и начальное средние пластовые давления; ZcP т, zcp н — коэффици-
енты сверхсжпмаемости газа при Рср т, Рср н и Тпп; ин, ит — начальный и текущий газона-
сыщенные объемы залежи. При газовом режиме газоносный объем залежи остается неиз-
менным, т.е.
и = ин= ит= const.
(12.9)
Газовый режим имеет, место при низких фильтрационных параметрах пористой
среды в газоносной зоне, где фильтрация воды затруднена при ограниченных упругих за-
пасах водоносного бассейна. Искусственно газовый режим залежи можно создать путем
сверхвысоких темпов отбора газа из газоносной зоны, когда вторжение воды не успевает
за отбором газа.
Введя обозначения Р = P/z и а = 293,15 и/1,ОЗЗ Тпл, формулу (11.9) можно пред-
ставить в виде:
296
Рт = Рн -Q0T(t)/a. (13.9)
Обрабатывая данные, полученные в процессе разработки месторождения в коорди-
натах Рт от Qot(0, определяют величину а и, зная ее значение, вычисляют запасы газа по
формуле:
Q3an = aPa. (14.9)
Запасы газа, дренируемые в данный момент времени, могут быть определены и
графически, путем экстраполяции прямой (при газовом режиме) зависимости Рт от QOt(0
до пересечения этой линии с линией абсцисс, как это показано на рис.2.9.
Значение а можно определить и по методу наименьших квадратов:
«^EQoTi/lNPH-SPTi]. (15.9)
Тогда, вместо формулы (14.9) получим:
Qaan = PepHQ0T(t)/[PcpH ~ Рерт] ИЛИ Qsan ~ Qот6-)/[1— Рсрт/Рсри]• (16.9)
Существенное значение при определеншг запасов газа методом падения пластового
давления имеет определение среднего значения текущего давления, приведенного к еди-
ной дате.
Для удельных площадей с одинаковыми размерами среднее текущее давление мо-
жет'быть определено по формуле:
Рс₽т= SPriniihiFiai/SmihiFiai . (17.9)
Приведенные выше формулы получены для месторождения в целом или эксплуа-
тационного объекта залежи. Однако этот метод можно использовать как для отдельных
скважин, кустов, так и для отдельных зон, дренируемых скважинами, подключенными в
одну УКПГ. При этом для каждого из перечисленных объектов (скважина^ куст, УКПГ)
должны быть построены зависимости Р-п/гн от Q0Ti. Если подсчет запасов газа осуществля-
ется по отдельным объектам, то необходимо соблюдать следующие условия:
— суммировать запасы газа, полученные для отдельных групп скважин, подклю-
ченных в различные УКПГ, для отдельных кустов или отдельных скважин;
— привести подсчет запасов газа по всем этим группам, кустам или скважинам к
единой дате.
297
Зависимость приведенного давления от суммарного отбора газа
1 - газовый режим; 2 - упруговодонапорный режим; 3 - переток газа в пласте с низким
давлением или изменение объема дренируемой зоны.
298
9.2. Учет,продвижения воды в газовую залежь при подсцете запасов
. , газа методом падения пластового давления и упруговодонапорном
режиме залежи
Оценка запасов газа разрабатываемых газовых и газоконденсатных месторождений
перед составлением уточненного проекта разработки является одним из основных вопро-
сов для проектировщика. Одной из определяющих задач при оценке запасов газа методом
падения пластового давления должен быть учет, влияния вторжения воды в газовую за-
лежь на характер изменения во времени объема газонасыщенной зоны и текущего пласто-
вого давления. Поводом для такой оценки запасов газа могут быть объемы водоносного
бассейна, фильтрационные параметры газоносных пластов, пластовое давление к,т.д.
Вторжение воды в газовую залежь может быть установлено по нескольким признакам:
снижение уровня воды в пьезометрических скважинах, увеличение мпнеращтзащт воды,
выносимой газом, искривление зависимости P/z от Q0T и т.д. Однако на практике доста-
точно часто встречаются случаи, когда характер изменения зависимости P/z от Q0T оста-
ется линейным (см. кривую 2 на рис.2.9), несмотря на то, что вода в газовую залежь втор-
гается. Следовательно, линейная зависимость между P/z от Q0T имеет место не только при
газовом рёжпмё. Так, например, в многослойных неоднородных газовых и газоконденсат-
ных залежах из-за взаимодействия между пропластками и подошвенной или контурной
водами возможен случай, когда характер зависимости между падением давления и отбо-
ром газа из месторождении может оказаться таким, как при газовом режиме, и наоборот.
В любом случае прп упруговодонапорном режиме, кроме названных выше призна-
ков проявления упруговодонапорного режима, в проекте должно быть оценено количество
вторгшейся в залежь подошвенной или краевой воды. Затем это количество должно быть
сопоставлено с объемом, занятым газом, и установлено влияние вторжентш воды в залежь
на величину пластового давлении в газоносной зоне’
Уравнение материального баланса при упруговодонапорном режиме залежи имеет
В1Щ:
— - - (18:9)
ит 1
где ин — начальный газонасыщенный объем залежи; ит — текущий газонасыщенный объ-
ем залежи, частично занятый водой, величина которого определяется по формуле:
uT=uH- QB(t), . (19.9)
299
где QB(t)— объем вторгшейся в газовую залежь воды за время разработки от нуля до t. С
учетом (19.9) уравнение материального баланса в упруговодонапорном режиме примет
вид:
___________Рсрн_________• QotPar^tM 9)
zcpr 2срн[1 ~ Qb(0/°h] TCT[l — Qb(0/uh ]
Количество вторгшейся за время t В газовую залежь QB(t) может быть определено
приближенными и численными методами. Следует подчеркнуть, что как приближенные,
так и численные методы при расчете количества вторгшейся воды в газовую залежь до-
пускают поршневое вытеснение газа водой, хотя в реальных условиях такое вытеснение
практически невозможно из-за неоднородности пористой среды. Формально неполнота
вытеснения газа водой может быть учтена путём введения в формулу начальной и теку-
щей газонасьпценности:
Рсриинасрн _ Рсрт°тасрт РотРдг^пл , Рсрвт(ин ~ ит) 01
- т +асрос ’ \-1У)
, ^срн Лсрт 1 ст Лсрвт
где Оср и, аср т — средняя начальная и текущая газонасыщенностн газовой залежи, Рср вт —
среднее давление в обводненной части газовой залежи; <ХсР w— отношение защемленного
объема газа к объему, порового пространства обводненной части пласта. При практиче-
ских расчетах в ряде случаев можно принять Рср т = Рср вт, и тогда формула (21.9) примет
вид:
Рерт _ Рсрна,сриик/Zcpn ~ РдгРоТ^ПЛ /Рст
ZCPT 2срг«т+асрос(°я-ит)
гае 5 асртит =аср[ии-р(1)/(асрт-асрот)] , (23.9)
ОсР— средняя по объему газонасьпценность, определяемая по формуле:
«ср= —jadu. (24.9)
ио
Один из приближенных методов определения объема воды, вторгшейся в залежь
пластового типа, схематично показанный на рис. 3.9, изложен в работе [5].
Согласно этой методике допускается, что газовая залежь пластового пита располо-
жена в центре водоносного бассейна «бесконечной» протяженности. В основу этой мето-
дики заложен принцип притока жидкости к укрупненной скважине (газовая залежь при-
нимается за укрупненную скважину с некоторым средним давлением, принимаемым как
забойное давление для укрупненной скважины) Ван-Эвердпгена и Херста с заданным
безразмерным дебитом Q (f0), зависящий от параметра Фурье.
300
R> *....... R»
Рис 3.9
Схема продвижения воды в газовую залежь пластового типа
301
Порядок расчета количества вторгшейся воды в залежь QB(t) следующий:
— газовая залежь представляется в форме «укрупненной» скважины, радиус кото-
рой определяется по известной площади газоносной зоны F:
F=wR.J, (25.9)
где R3 — радиус эквивалентного круга с площадью, равной площади газоносной зоны, но
не круглой формы. Если возмущение, вызванное разработкой газовой залежи за рассмат-
риваемый период времени, не достигает* внешней границы водоносного бассейна, то во-
доносный пласт принимается бесконечным по протяженностп, что позволяет при ращении
задачи принимать давление на контуре водоносного бассейна постоянной величиной.
Кроме того, считается, что укрупненная скважина с радиусом R3 эксплуатируется с посто-
янный во времени перепадом давления ДР = Рн - Р3- Здесь Рн — начальное давление в во-
доносном пласте, а Р3 — забойное давление на стенке укрупненной скважины (средне-
взвешенное давление в газоносной зоне).
Требуется определить зависимость изменения во времени суммарного количества
воды, вторгшейся в газовую залежь QB(t). Эта зависимость имеет вид:
QB (t) = 2яКв11 R *APQ(f0 )/ц„ .г, (26.9)
где Кв —^ средняя для водоносного пласта .прошщаемость.й—средняятолщтгна водонос-
ного пласта; цв— динамическая вязкость воды; л* — средний для водоносного пласта ко-
( ' г .....j
эффнциенг пьезопроводности, определяемый по формуле: " ’ J '
Л у^Кн/m^p, (27.9)
Р - Рв + рп / m; рв, рп — коэффициенты объемной упругости пластовой воды и пористой
среды; Q (f0) — безразмерная функция, зависящая от параметра Фурье f0, где
" fc, — Л-1/ R f; " (28.9)
Функция Q (f0) имеет различные зависимости, диктуемые граничными условиями.
Для расчета QB(t) по формуле (26.9) составлена таблица для функции Q (f0), значение ко-
торой приведено ниже (см. табл. 1.9).
Как было отмечено выше, для получения расчетной формулы одним из условий
было постоянство перепада давления ДР = const. В реальных условиях соблюдать это ус-
ловие не удается, если не ставить специальную цель по соблюдению его, в чем практиче-
ски нет нужды. Поэтому для искомых результатов используется метод суперпозиции. За-
дается характер изменения забойного (среднего пластового давления газовой залежи) дав-
ления на стенке укрупненной скважины. Изменение пластового давления в газовой залежи
302
зависит от количества вторгшейся в неё воды, что и осложняет возможность сравнительно
точно задаться средним пластовым давлением. Эту трудность можно устранять методом
последовательных приближений. В первом приближении допускается, что давление в за-
лежи изменяется так, как оно изменялось бы при газовом режиме. Тогда изменение во
времени пластового давления газовой залежи (забойного давления на стенке укрупненной
водяной скважины) можно представить в виде:
(29.9)
Используя исходные данные Рср н, Тпл, Тст, ин и рассчитывая z(Pcp т) по известным
фактическим или заданным суммарным отбором газа РдобО), соответствующих различ-
ным периодам по продолжительности разработки времени, строят зависимости Рср т от t,
имеющие вид, показанный на рис. 4.9. Из этой зависимости нужно находить значения ДР0,
ДР1, APg..-ДРп-1-
Затем по принципу суперпозиции суммарное количество воды, поступающей в за-
лежь к моменту времени t, будет определяться по формуле.
Qb оУМ (t) = 27lKehRj2 ^P0Q(f0)+AP1Q(f0 -f01)+AP2Q(f0 - f02)+...+ДР ,Q(f0 (30.9)
Mb*
При этом перепады давления ДР0-, APi, АР2 и т.д. определяют приток воды в газо-
вую залежь за промежутки времени t, t - ti, t -12 и т.д. Значения параметра Фурье f0 опре-
деляются по формулам:
fo=.Tt/R* ; fo - foi -.r(t-tj)/Rj , f0 - f02 = x(t-t2)/R$;
... (31.9)
По известным значениям параметра Фурье из таблицы 1.9 находят Q (f0).
Далее по формуле (30.9) вычисляют величину QB cyM(t). Рассчитанный таким обра-
зом QB cyM(t) для различных отрезков времени затем используется для определения измене-
ния давления газовой за лежи из уравнения:
р — г(^срт) ^ср^срн^н /19
Гсрт -= — т-г / \ — •
CQpVy QecyMV/ _ 2\^срнJ Тст
Полученное из уравнения (32.9) давление будет иметь завышенное значение по сравнению
с давлением, определяемым по формуле (29.9), так как приток воды в газовую залежь со-
гласно формуле (19.9) снижает газонасыщенный обьем ин. Это связано с тем, что при
принятом характере изменения среднего давления залежи по газовому режиму разница
между контурным давлением водоносной зоны и средним давлением газовой залежи (за-
303
% *
Рис 4.9
Изменение средневзвешенного пластового давления в процессе разработки
304
305
Таблица 1.9
№№ пл Значения функции Q(f0) и fo
fo Q(fo) fo Q(f0) fo Q(fo) fo <Xfo) fo Q(fo) f« <Х*о)
1. 0,01 0,112 10 7,417 700 216,0 70-103 12.7-103 6000-Ю3 776-Ю3 1000-1 о6 972-10s С
2. 0,10 0,404 20 12,29 1000 293,1 100-103 17,6-Ю3 7000-Ю3 896-Ю3 з-ю’ 277106
3. 0,20 0,606 30 16,81 2000 532,0 200-103 33,1-IO3 Ю-106 125-104 5-10’ 451-Ю6
4. 0,30 0,758 50 24,82 3000 759,0 300-103 48,2-103 20-106 239-Ю4 10-10’ 875-Ю6
5. 0,50 1,020 70 32,28 5000 1190 500-103 76,9-Ю3 30-Ю6 352-104 50-Ю9 409-Ю’
6. 1,00 1,570 100 43,01 7000 1600 700-103 ЮЗ-103 50-Ю6 569-Ю4 100-Ю9 795-107
7. 2,00 2,442 200 75,86 10-103 2190 Ю00-103 146-Ю3 70-Ю6 782-104 500-10’ 375-10*
8; 3,00 3,209 300 105,8 20-103 4080 2000-103 278-103 100-Ю6 Ю9-105 1000-Ю’ 728-10*
9. 5,00 4,541 500 162,4 30- IO3 5890 3000-103 406-Ю3 300-Ю6 310-Ю3 2000-10’ 142-10’
10. 7,00 5,749 600 189,7 . 50-Ю3 9340 5000-103 654-Ю3 500-106 503-10s
бойным давлением водяной укрупненной скважины) превышает истинное значение пере-
пада, получаемого при упруговодонапорномрежиме. Вследствие этого получается, что
количество воды, рассчитанное по формуле (30.9), завышено. Для уточнения пластового
давления в газовой залежи и более точного определения QB cyM(t) проводятся расчеты со
вторым приближением. Для чего строится зависимость между Рсрт , полученной nd фор-
муле (32.9) и t. Далее эта зависимость разбивается на элементы, равные по времени At (как
правило, величинушага по времени At принимают (?,^нлп 1,0 год). Затем снова находят
значения ДР0, APi, ДР2 и т.д. По известным ДР, и At и по формуле (30.9) снова вычисляют
! ' -Л
Qb Cyw(t). Новые значения QB сум(1), полученные во втором приближении, используются в
уравнении (32.9) для вычисления Рср т- Новая зависимость Рср т от t оказывается, как пра-
вило, выше аналопгчной зависимости, полученной при первом приближении.
Таким образом, для определения количества вторгшейся в газовую залежь воды
Qb сум(1) необходимо задаваться зависимостью Рср т от t, сначала хотя бы rqzni газовом ре-
жиме. В принципе для нахождения среднего текущего давления в газовой залежи Можно
задаваться объемом воды QB cyM(t) от t. Тогда при заданном QB cyM(t) во времени уравнение
для определения Рсрт будет ТЕметь вид:
Pep ,(R,) = Pop н - P(fo). (33.9)
2тсКвп •>
в
где В — объемный коэффициент водь;, P(f0)— функция, имеющая вид аналопгчной
функции Q(f0) с той лишь разницей, что функции Бесселя будут первого и второго рода и
первого порядка. Значения функции P(f0) так же, как и Q(f0), табулированы Ван-
Эвердингеном и Херстом (сМ. табл.2.9). Однако эти расчеты в данном руководящей доку-
у . - If •
менте не приводятся, так как изложенный выше метод Рср т от t более реалистичен, чем за-
дания QBCyM(t) от t.
9.3. Учет подъема подошвенной воды в газовую залежь при подсчете
запасов газа методом паДенпя пластового давления и
упруговодонапорном режиме залежи
Представленная выше методика вторжения воды в газовую залежь была пригодна
только для месторождений пластового типа, т.е. к контурным водам, и неприменима
для оценки количества вторгшейся в газовую залежь подошвенной воды. Для определения
306
Таблица 2.9
№№ Значения функции P(f0) и Го
ап. Го P(fo) Го 7(fo) Го P(fo) fo pfro) / fe ; p(fo) P(fo)
1. 0,01 0,112. 0,50 0,616 2,50 1,101 Ю 1,651 . 70 2,550 400 3,406 с
2. 0,05 0,229 ~ 0,60 0,659 3,00 1,169 Я5 1,829 80 2,615 500 3,516
3. 0,10 0,315 0,70 0,702 4,00 1,275 i 20 1,Й0 90 2,672 600 3,608
4. 0,15 0,376 . 0,80 0,735 5,00 1,362 25 2,067 100 2,733 700 3,684
5.; 0,20 0,424 ; vi о,9О 0,772 л 6,00 1,436 - 30 ; 2,147 150 2,921 800 / 3,750 :
6. 0,25 0,469 1,00 0,802 7,00 1,500 : /40 2,282 200 3,064 900 3,809
7. 0,30 0,503 1,50 0,927 8,00 1,556 50 \ 2,388 < 250 3,173 1000 3,860
8. 0,40 0,504 2,00 1,020 9,00 • Я,604 /60 2,476 300 3,263
со
о
количества подошвенной воды, вторгшейся в газовую зону в залежах массивного типа,
также предложено несколько приближенных способов. Учитывая, что все приближенные
методы определения количества вторгшейся в газовую залежь воды носят весьма ориен-
тировочный характер, предлагается только одна из методик, достаточная для оценки ко-
личества воды, поступающей в массивную газовую залежь. Схема продвижения подош-
венной воды показана на рис.5.9 Допускается, что залежь имеет форму шарообразного
сегмента или конуса Тогда объем газонасыщенйЬй зоны залежи и можно представтпъ в
виде зависимости от высоты h при общей толщине газоносной зоны Н и определить харак-
тер изменения площади контакта газ-вода (газ-нефть при наличии оторочки) F в зависимо-
сти от высоты подъема ГВК 11. В горизонтальной части пласта фильтрацию сжимаемой во-
ды к укрупненной скважине постоянного радиуса R<> принимают плоскорадиальной. Паде-
ние давления на стенке укрупненной скважины рассшггывается так же, как и в случае про-
движения краевой воды, используя известное решение Ван-Эвердингена и Херста.
Движение несжимаемой подошвенной воды вверх в газонасыщенную часть залежи
принимается одномерным. Проницаемость в вертикальном направлении может отличаться
от горизонтальной проницаемости. Фазовая проницаемость воды обводненной зоны Кфв
зависят от газонасыщенностп о^, которая, в свою очередь, зависит от средневзвешенного
по объему порового пространства обводненной зоны залежи Рср в-
Последовательность расчета продвижения подошвенной воды в газовую залежь
можно принимать как в работе [85]
— в зависимости от литологшг пласта (песчаник, известняк, доломтгг и т.д.) с из-
вестными значениями абсолютной проницаемости К<> и открытой пористости ш0 оценива-
ется насыщенность пород связанной водой, используя одну из формул: t
s„ = 0,437-0.1551 Ig^-; % = 0,283-0,11 lg ^2-; sw = 0,182-0,11 lg-^2-, (34.9)
m0 m0 m0
где Sn, Зад и SMfl — объемы связанной воды в пластах, состоящих из песка, песчаника и из-
вестняка и доломита соответственно. При расчетах значение Ко должно иметь размер-
ность 103 мкм2, а пористость в %. Затем по известному значению S следует вычислить на-
чальную газонасыщенность в долях единиц:
анг=1-8. (35.9)
Остаточную газонасыщенность обводненной зоны аот следует определить по фор-
муле.
Ctor ОЬнг (1" Ро)>
(36.9)
где ро =1,415 (аигЧНо)0'5. В расчетах продвижения воды необходимо значение пьезопро-
водности водоносной области х:
308
Рис 5.9
Схема продвижения воды в газовую залежь массивного типа
309
л'в = Ко/тоЦв(₽в + Рп/то) , (37.9)
рв? Рп — коэффициенты объемной упругости пластовой воды и пористой среды соответст-
венно, цв— динамическая вязкость воды. Далее по известной величине л*в, а также Ro для
выбранного шага времени At вычисляется безразмерное время tg:
t6=.T»<M/Rg. (38.9)
По известному времени U и граничным условиям определяется падение безраз-
мерного давления на стенке укрупненной скважины Рб. Задается произвольное давление
на начальном газоводяном контуре Ro в конце временного шага At, Pq . Зная Тпл и Pq ,
вычисляем значение Zq . Приравняв средневзвешенное по объему обводненной части за-
лежи давление к контурному на стенке укрупненной скважины, вычисляют среднюю объ-
емную газонасыщенность обводненной зоны в зависимости от темпа отбора. При соотно-
шениях годового отбора газа к его запасам, превзмаюпцм 20%, т.е. Qr/Q^n > 0,20, зави-
симость объемной газона сыщенности спабосцементированного песчаника от среднего
давления может быть представлена в виде: ’ у
0^ = аНг-0,185(1-PqZhДоРн). Т ; ’< f (39.9);
Если темп отбора газа менее 20%, т.е. . Qt$Q&n<0,2, то формула (39.9) может бьп$
представлена в виде. ‘
Для песчаников: иг = аог[1,25”- (Рв/Рн — 0,5)2]? ! ' '••• ; : (40.9)
Для несцементированных песков:
ан[1,49 - (Pi/Ри 0,3)2] . (41.9)
После нахождения значения о.г для йесчантпсов или несцеменпгрованного песка
приближенно определяется фазовая проницаемость для воды в обводненной зоне по фор-
муле:
Кфв = Кв (1 - о^)3 (42.9)
Количество воды, поступающей в газовую залежь, т.е. в так называемую укруп-
ненную скважину, приближенно можно вычислить по формуле:
0в = 2яКв(Р0-Pg)/gBPj . (43.9)
Значения параметров Кв, Р'о и Рб должны быть определены в описанной выше по-
следовательности. При заданных значениях Кв (это делается экспериментально) и вы-
бранных значениях Pq и Рб вычисляется значение QB к данному моменту времени. При
310
известном объеме вторгшейся воды можно вычислитьтекущий радоус укрупненной
скважины, т.е. радиус газоводяного контакта R, используя формулу:
R(t) » [яГ Q„At/7tfun(l - аг )Р (44.9)
Зная величины QB, R(t) и КфВ, следует вычислить текущее пластовое давление на
сечении газоводяного контакта:
о “ QbHb ]
(45.9)
По известной величине P(t) и температуре пласта определяют коэффициент сверх-
сжимаемости газа. Объем добытого газа из залежи устанавливается либо по заранее за-
данной закономерности во времени, как исходное условие на потребляемое количество
газа, либо можно его определить, используя уравнение материального баланса:
= Q —"
ост Хзап гр
1 пл
^срт
o(R2
срв
'г
2*срв
(46.9)
При R»R6 и Рср B/zCp в= Pj, /zcp( РJ,) получим:
— ст
зап гр
пл
лЯоЬтоаг -Д
+ 7tR2hm0 а
--а
ср“ z г z(P!
; Если определенный по формуле объем добытого газа отличается от объема, преду-
смотренного потребителем, т.е. заданного во времени отбора, то необходимо соблюдение
условия:
[Qao6 QaosI /Qao6<8- „ (48.9)
где s — заданная погрешность расчетов. Если Qflog=tQ^o6, то расчеты повторяются, начи-
ная от определения давления на начальном газоводяном контакте Pg , в конце временно-
го шага At.
Для следующих новых значений временных интервалов расчеты повторяются с ис-
• f t
пользованием метода суперпозтщии при определены! понижения безразмерного давления
Рб на границе с радиусом Ro при различных, но постоянных за интервал времени At расхо-
дах воды, вторгшейся в газовую залежь, используя формулу:
P„-Pn(tj = AQB0P5(t)+AQB1P6(t-t1)+... + AQB1P6(t-tn) (49.9)
или в общем виде формулу:
Рн -P6(t)=SAQBiP»(t)ni. ’ (50.9)
i=0........, ..
311
где Pn(t) — давление на стенке укрупненной скважины при:
t — и-At P6(t)n.i=P6(t), когда t ~ (n-i)At. (51.9)
Затем необходимо вычислить изменение дебита воды AQB и средний объем посту-
пающей в газовую залежь воды QB cp(t) по формулам:
лП _c[PH-Pn(t)]-AQB1P6(t-t1)-AQB2P6(t-t2)-...-AQBntP6(t-tn_1)
где QB cyM(t) = QB(t) t и С = 2тгКвйв /цв
(52.9)
(53.9)
(54.9)
По суммарному известному QB сум(0 необходимо рассчитать объем порового про-
странства необводненной части залежи и, площадь контакта газ-вода, а также высоту
подъема воды в залежь hn по следующим формулам:
и=он -ОвсумОУа -ar); hn =н[1-(и/ин)0’5] F= 2u/[m(H-h)], (55.9)
где ин — начальный газонасыщенный объем, равный uh=tcRq Нш / 2.
Давление на текущем контакте газ-вода следует оценить по формуле:
P(t)= Р£ -
QB(t)gBh
РКфв
(56.9)
а объем тгзвлеченного тгз залежи газа Q^o6 по формуле:
Qдоб ~ Q
зап
(57.9)
Если амплитуда массивной залежи Н сравнительно велика и высота подъема воды
измеряется десятками метров, то необходимо учесть противодавление, создаваемое стол-
бом вторгшейся воды высотой hn, используя при этом равенство ДРь = рв g hn, а затем в
формулах из значений Р'о вычесть ДРь.
В заключение следует подчеркнуть, что предлагаемые приближенные формулы для
определения объема вторгшейся в газовую залежь подошвенной или контурной воды по-
зволяют только оценить влияние упруговодонапорного режима на характер зависимости
P/z от Qfl<>6 при определении запасов газа методом падения пластового давления. Это свя-
зано с тем, что предлагаемые, так же, как и другие приближенные методы, получены для
продвижения воды в однородном тгзотропном пласте. Кроме того, для получения сравни-
тельно простых расчетных формул приняты такие схемы продвижения воды, какие на
312
практике трудно обнаружить. Несмотря на это, даже с принятыми допущениями проекти-
ровщик должен проверять оценочный объем воды, который мог бы продвинуться в газо-
вую залежь. Причем следует помнить, что даже в пределах одного месторожденги воз-
можно продвижение воды как подошвенной, так и по отдельным изолированным пропла-
сткам, как контурной. Для этого требуется детальное изучение строения залежи и гидро-
динамических связей между пропластками многопластовых залежей.
9.4. Метод использования геолого-математических моделей для подсчета
извлекаемых запасов газа*
Метод использования геолого-математических моделей газовых, газоконденсатных
и газонефтяных месторожденгш разработан по заказу ОАО «Газпром» в 1996 г. Возникно-
вение метода вызвано неточностью имеющихся в настоящее время методов: объемного и
падения пластового давления, не учитывающих фильтрационные свойства газоносных
пластов при подсчете запасов газа. Неучет фильтрационных свойств, особенно нтгзкопо-
ристых и нтгзкопронпцаемых пропластков, каких на любом месторождешш около 30% от
этажа газоносности, приводит к неоднократному пересчету запасов газа в процессе разра-
ботки, перепроектированию или корректтфовке проекта разработки из-за неточности за-
ложенных запасов газа при предыдущем проекте. Практически на всех месторождениях
перепроектирование приводит к дополнительным затратам, хотя и в большинстве случаев
пересчет запасов приводит к росту запасов газа. Прирост запасов связан с подключением в
разработку новых низкопроницаемых пропластков в результате увеличения разности дав-
ления в истощенных высокопроницаемых и еще не подключенных в разработку нтгзко-
пронпцаемых пропластках.
Теоретическими основами нового метода подсчета запасов газа является использо-
вание для описания процесса разработки месторождения системы уравнений нестацио-
нарной, многофазной, трехмерной фильтрации в неоднородной многослойной анизотроп-
ной пористой среде газа, конденсата (на газоконденсатных месторождениях), нефти на
газонефтяных месторождениях и воды (подошвенной пли контурной) с учетом гравтггацп-
онных и капиллярных сил, изменения свойств флюидов и пористой среды от давления,
взаиморастворимости флюидов и других факторов в залежах массивного и пластового то-
пов.
Новый метод в отличие от метода падения пластового давления и объемного мето-
да требует более детальную информацию о пористой среде и насыщающих ее флюидах. В
313
отличие от имеющихся методов, новый метод подсчета запасов газа не использует осред-
ненные параметры и требует полную информацию о емкостных и фильтрационных пара-
метрах по каждому пропластку, независимо от размеров пропластка. При наличии необ-
ходимой информации запасы, определенные этим методом, могут быть абсолютно точ-
ными по каждому пропластку во времени с учетом степени их участия в разработке к дан-
ному моменту’ времени.
о *
%
9.4.1. Теоретические основы метода использования геолого-метематнческого
моделирования залежи для подсчета запасов газа
Целесообразность дпфференщфованного подсчета запасов газа каждого пропласт-
ка, включая и низкопорпстые, и низкопронпцаемые коллекторы, может быть оправданна
тогда, когда эти запасы участвуют в разработке залежи. Возможность участия в разработ-
ке запасов газа нтгжопрошщаемых пропластков не может быть установлена на стадтщ раз-
ведки залежи, когда запасы газа определяются объемным методом. Хотя на этой стадтщ,
используя результаты геофизических исследований и детальной пнтерпретащщ этих ре-
зультатов, можно установить емкостные параметры всего разреза с точностью до десятых
долей метров толщины, т е. определить пористость, газонасыщенностъ, проницаемость и
толщину каждого пропластка. По этим данным можно оценить запасы каждого пропласт-
ка независимо от их проницаемости. Далее, используя вычисленные значения этих пара-
метров, создать геолого-математическую модель залежи или ее фрагментов с соответст-
вующими параметрами на различных участках газоносной площади с последующим сум-
мированием полученных результатов. При создании геолого-математических моделей
важное значение имеют: последовательность залегания высоко- и нпзкопронпцаемых
пропластков; наличие гидродинамической связи между пропластками; величина верти-
кальной проницаемости — параметра анизотропии; наличие тектонических нарушений;
порог подвижное™ газа и жидкости в высоко- и нпзкопронпцаемых пропластках; актив-
ность подошвенной и краевой вод; количество растворенного газа в воде (нефти при на-
личии оторочки); темп отбора газа из высокопронпцаемых пропластков; вскрытие этих
пропластков и др.
Теоретической основой такого способа определения запасов газа является исполь-
зование теории трехмерной, многофазной нестационарной фильтрации в неоднородной по
толщине и по площади залежи с учетом параметра анизотропии, капиллярных и гравпта-
314
цпонных сил, пзмененти свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления,
фазовых переходов и т.д.
Такая научная основа требует решения системы уравнений, описывающих изотер-
мическую (возможно и неизотермическую) фильтрацию многокомпонентной, многофаз-
ной смеси в пористой среде, имеющей вид:
div K'S
КаРа^а
На
= 0.
(58-9)
где к — число компонентов, к = 1,2,3..., к.
Система (58.9) дополняется следующими соотношениями:
2Х = 1; 2Х = 1; Ра-Р₽= Pca'₽(sa), (59.9)
к' а
а— число фаз, если система состоит из трех компонентов, т е. к=3, и in трех фаз, т е. а=3,
то получим:
Ра = р( Ра); = Г( Ра); Ра = р( Ра), 1Па = П1( Ра), К! = K(Sj);
K2 = K(S2,S3);K3 = K(S3); Р,-Р2= P^Sj; Р2-Рз=Р£3(83). (60.9)
В уравнениях (58.9) и (59.9) К' и щ' — соответственно проницаемости и пористо-
сти пласта в точке с координатами х, у, z, Ра ра, Ка, Sa, £ ка— соответственно давление,
плотность, относительная фазовая проницаемость, вязкость, насыщенность и доля к-го
компонента в а-ой фазе.
Изменение пористости от давления принимается в виде:
1На = Шаг + рс(Ра ’ Рат), (61.9)
где та — пористость, зависящая от давленти, рс— коэффициент сжимаемости пласта;
тат— пористость при атмосферном давлении.
Производительность источника (стока) к-го компонента, моделирующего скважи-
ну, определяется формулой:
QK=SQa. (62.9)
a
Р*р— капиллярное давление между фазами а и р, g — ускорение силы тяжести; Z—
глубина залеганти пласта; t— время.
Для удобства дальнейшего рассмотрен™ задачи введем безразмерные параметры:
Ра = Ра/Ро ; [кГ=К7К0 ; Ра = Ра/РО ’ Ра = Ра /Ро •
. Z =z/Zo; G = qpoZo/Po; pc=poPo/nio; (63.9)
315
[QK]e = goQ:/RoKoPoPo; m* =mQ,/m0 =l-pc(p*-Р*т),
где Po, Ko, p0, Цо, Ro. Zo— характерные значения давления, проницаемости, плотности, вяз-
кости, линейного размера и глубины залегания пласта.
Опуская для удобства в дальнейшем звездочки (*) и принимая трехкомпонентную
и трехфазную систему с учетом (63.9) вместо (58.9), получим:
div[К'(АК1 ^d pi + АК2 grad Р2 + Акз • grad R)] =
= m'
^+Р
дг 1 кз дг
+ QK +Gdiv[K'(AK1pj +АК2р2 + Акз р3)]
(64.9)
где к =1, 2, 3;
Ак| - К1Р1^1/Мт < Ак2 - ^2р2^2 /М-2 ’ Ак3 - КзРз^з/Рз -
(65.9)
РК1 =₽cP/lSl+ml
s k£PL+D I p gsi
’I 1 0P, P1 SP, I P1'] SfPj-Ps)
,K cS,
I (66.9)
-Ш11УГ
+m?p/v r
„ 6pi „
₽К1 +
1 ОТ
_o(i>-p2) <р2-р3ц
Рк3 — РсРз^з‘83 +т3
8з ^з —+ Рз— -Рз^з
31 6Р3 дР3) 3 3
VO з
й(Р2-Рз)
Индексы 1, 2 и 3 относятся соответственно к газовой, конденсатной (нефтяной) и
водяной фазам.
Решение системы уравнении (64.9) при соответствующих граничных условиях по-
зволяет получить распределение давления в фазах и величины насыщенности фаз в порис-
той среде произвольной формы с произвольным размещением скважин. Система уравне-
ний (64.9) является нелинейной, и ее решение возможно только численным методом.
Для составления проекта разработки методы решения уравнений, позволяющих
получить один или несколько параметров, не являются предметом данного «Руководства».
Однако, учитывая, что в настоящее время практически все численные решения, имеющие-
ся в виде алгоритмов и программ, находятся у их создателей и не публикуются, мы счита-
ем целесообразным привести в данном «Руководстве» один из возможных методов реше-
ния системы уравненшт, описывающих процесс фпльтрацшг в неоднородной пористой
среде многофазной многокомпонентной системы. В частности, в данном случае Iизложен
метод неполной разностной факторизации, детально рассмотренный в работах [40, 55 и
т.д.].
316
В матричном виде разностные уравнения, аппроксимирующие систему уравнении
(64.9), можно представить в виде:
M-P = Q. (67.9)
Допустим, что
(М + Х)-Р = 4+ХР + МР-МР (68.9)
И d₽m+1 = Pm+1 - Pm ? (б9 9)
где га — номер итерации. Тогда вместо равенства (68.9) с учетом (69.9) получим:
(м + n)-dPm+1 = Rm, (70.9)
где Pm=q-MPm; (71.9)
М — матрица коэффициентов разностных уравнений, N — вспомогательная матрица, по-
зволяющая факторизовать систему (67.9); Р — искомая функция-вектор; q — правая часть
разностных уравнений, также вектор, как и функция Р.
Значения векторов Р и q необходимо находить из определений:
BljK
Р1’ q1
р = P1JK р.. = ’ 1 ЦК Р2 •> 4= 51JK > Qijn = q2 (72.9)
рЗ Ук q3
Р MNkz _ — — q __£MNkz _ — ijK
где nq-j).— фазовые давления и правая часть уравнения (67.9), соответствующая оп-
ределенному компоненту смеси.
Сущность используемой методики неполной разностной факторизации заключает-
ся в следующем: семидиагональная матрица системы разностных уравнений, к которым
сводится дифференциальная система (64.9) при соответствующих граничных и начальных
условиях, представляется в виде протгзведенпя двух матриц, верхней и нижней треуголь-
ных матриц. Обычное разложение — фактортгзация матрицы Мна верхнюю
U и нижнюю L — треугольные матрицы приводит к появлению нулевых членов между
диагоналями как нижней, так и верхней матрицы. При значительном числе узлов разност-
ной сетки решение точной факторизованной, т.е. разложенной на множители системы,
требует большой памяти для хранения членов матриц и значительных затрат машинного
времени на решение. Во ггзбежание этого матрицу М можно модифицировать путем до-
317
давления некоторой вспомогательной матрицы N таким образом, чтобы нулевые члены
сохранялись только на главных диагоналях. При этом модифицированная матрица М+N
легко факторизуется.
Новая модифицированная матрица (M+N) должна при этом удовлетворять сле-
дующему соотношению:
M + N= L • U , ' * (73.9)
где L и U — нижняя и верхняя треугольные матрицы. *
Из равенства (70.9) и (73.9) следует, что
(м + n)- dPm+I = LUdPm+I = Rm (74.9)
Если обозначить через
UdPm+1=tf . (75.9)
то вместо равенства (74.9) получим:
bV = Rm (76.9)
Тогда решение уравнения (70.9) может быть получено следующим образом: снача-
ла из уравнения (76.9) находим:
V = L-1Rm, (77.9)
а затем из (75 9) определяем:
dPra+I = U-1V . (78.9)
Граничные условия на скважинах задаются в виде производительности источника
или стока, приходящейся на один узел разностной сетки. Если не все границы пласта не-
проницаемы, то можно задавать переток флюида через внешнюю границу пласта при по-
мощи источников, расположенных в граничных узлах пластов.
Изложенный выше метод решения многомерной, многофазной нестационарной
фильтрации в пористой среде может быть использован для создания собственной про-
граммы подсчета запасов газа, нефти и конденсата, а также для прогнозирования показа-
телей разработки газовых и газонефтяных месторождений независимо от емкостных и
фильтрационных параметров и числа пропластков на месторождении.
318
9.4.2. Требования к исходным данным для подсчета запасов газа
различными методами
Подсчет запасов газа, как было указано выше, производится тремя методами: объ-
емным, методом падения пластового давления и путем создаши геолого-математических
моделей. Первые два метода в отличие от метода геолого-математического моделирова-
ния не требуют исходных данных, связанных с фильтрационными параметрами пропласт-
ков, и ограшгчиваются только емкостными параметрами. В частности, при подсчете запа-
сов газа объемным методом необходимы:
— площадь газоносности, что связано с положением газоводяного контакта и ти-
пом залежи, при наличии нефтяной оторочки положение газоводяного контакта заменяет-
ся газонефтяным контактом. Прггчем по этому методу наличие переходной зоны, как пра-
вило, не рассматривается;
— толщина залежи с вычетом неэффективных глинистых, сильно водо-
насыщенных пропластков;
— газонасыщенность продуктивных пластов;
— пористость с проговольным исключением из подсчета запасов газа нгокопорис-
тых пропластков;
— пластовое давление по месторождению и пластовая температура;
— коэффициент сверхсжимаемости газа при осредненных пластовом давлении и
температуре с учетом состава газа.
Перечисленные выше параметры, как правило, осредняются по объему, исходя го
имеющихся результатов лабораторных, геофизических, газогидродинамических и газо-
конденсатных исследований образцов пористой среды, газа, газоконденсатной смеси,
нефти и воды, а также термобарическпх параметров пласта и скважин. В начальной ста-
дии изучения месторождения основным источником пнформацгш являются геофизические
методы исследования имеющихся поисковых и разведочных скважин, результаты лабора-
торных изучений кернового материала го этих скважин и опробования продуктивного ин-
тервала «снизу вверх». По объему информации требуемого объемным методом видно, что
погрешности в определяемых величинах запасов газа заложены в основу метода.
При подсчете запасов газа методом падения пластового давленти необходимы:
— пластовое давление по месторождению на различные даты, осредненное по
объему дренируемой зоны. В качестве зоны дренирования могут быть использованы зоны,
охваченные одной скважтгной, одним кустом, одной УКПГ, или отдельные участки разра-
319
батываемой залежи в зависимости от их ввода в разработку. Но во всех перечисленных
случаях обязательной является одновременность проведения замеров давлений и отборов
на каждом из объектов подсчета запасов;
— отборы газа из зон дренирования. Для замкнутой условно зоны дренирования
между падением пластового давления и отбором газа согласно уравнению материального
баланса существует линейная связь. Нарушение такого характера связи между давлением
и отбором может быть в результате притока или оттока из рассматриваемой зоны газа и
воды (нефти при наличш! оторочки) в процессе разработки, а также в результате фазовых
*
переходов, не учтенных при построении зависимости P/z от QB06- При использовании ме-
тода падения пластового давления не требуются, как в объемном методе, площадь газо-
носности, пористость, газонасыщенность, газоносная толщина и т.д. В неявном виде при
подсчете запасов газа этим методом участвуют фильтрационные параметры, хотя полу-
чаемая на поверхности информация не позволяет определить степень участия отдельных
пропластков и остается неизвестным, какой из них и насколько истощен к данному мо-
менту времени. По имеющейся зависимости между P/z от QB06 оцениваются текущие из-
влекаемые запасы, хотя позднее вследствие внутрипластовых и внутривенных перетоков
эта зависимость может отклониться как в сторону снижения, так и в сторону повышения
темпа падения пластового давления, изменяя при этом ожидаемый объем извлекаемых за-
пасов газа.
Таким образом, используя традиционные методы подсчета запасов газа, проекти-
ровщик может только оценить, допущены или не допущены грубые ошибки при подсчете
запасов газа, представленных ему в качестве известного исходного материала. Поэтому в
связи с разработкой новой технологии подсчета запасов газа с более высокой степенью
точности в проекте должны быть обязательно проверены представленные запасы с приме-
нением геолого-математических моделей.
9.4.3. Исходные данные, необходимые при подсчете запасов газа,
с использованием геолого-математических моделей
При подсчете запасов газа с использованием геолого-математических моделей тре-
буются:
— структурная карта продуктивного пласта по кровле и подошве;
— отметки газоводяного (газонефтяного при налитпш оторочки) в начале разра-
ботки и текущие, если подсчет запасов производится в процессе разработки залежи. По
320
этим данным этот метод подсчета запасов восстанавливает историю разраооткп для адап-
тирования модели к натурным условиям;
— карты равных значений проницаемости, пористости и песчанистости. При от-
сутствии таких карт необходимы осредненные значения этих параметров по залежи в це-
лом, по отдельным ее участкам, по отдельным скважинам, а лучше всего по отдельным
пропласткам, независимо от толщины этих пропластков. Если подсчет запасов газа про-
водится в процессе разработки, т.е. тогда, когда на месторождении пробурено значитель-
ное число скважин, желательно иметь эш данные по каждой скважине и по каждому про-
пластку;
— данные о соотношении вертикальной и горизонтальной проницаемостей по от-
дельным пропласткам, в особенности по низкопроницаемым пропласткам;
— начальное пластовое давление и температуры по каждой скважине и по каждо-
му пропластку;
— начальное распределение газонефтенасыщенности в газовой и нефтяной зонах
залежи;
— толщины переходных зон между газовой и нефтяной, а также нефтяной и водя-
ной частями залежей пли же зависимости капиллярного давления от насыщенности;
— кривые фазовых проницаемостей для газа, нефти и воды. Если таких экспери-
ментальных данных не имеется, то хотя бы необходима информация о характерных зна-
чениях газонефтеводонасыщенностп;
— значение коэффициента упругости пористой среды; .
— минералогический состав коллекторов;
— детальная неоднородность продуктивного пласта по толщине, последователь-
ность залегания пропластков и геометрия их распространения;
— неоднородность залежи по площади, выдержанность отдельных пропластков по
скважинам или хотя бы по зонам;
— подтвержденность параметров пропластков по результатам лабораторных изу-
чений керна, промыслово-геофизических исследований и газогидродинамических иссле-
дований скважин;
— устойчивость продуктивного пласта по пропласткам к разрушению и деформа-
ции при различных депрессиях на пласт, точнее, при различных градиентах давления;
— тепловые свойства газа, нефти, воды, продуктивных пластов и окружающей
ствол скважины среды;
321
— наличие тектонических нарушений и амплитуда этих нарушений, связь продук-
тивных пропластков через тектонические нарушения;
— утол падения продуктивного пласта, тип залежей: массивный или пластовый;
— размеры водоносного бассейна, информация о зоне питания водоносной зоны;
— плотности газа, нефти, конденсата и воды в пластовых и стандартных условиях;
— компонентный состав газа, нефти, конденсата и воды;
— минерализация пластовых вод;
— давление насьпцения нефти газом, воды газом;
— влагосоДержанпе газа, его зависимость от давления;
— давление начала конденсацтш.
— зависимости от пластового давления плотности, вязкости, коэффициента сверх-
сжимаемостп газа и его тешгофпзическпх свойств,
— зависимости объемных факторов нефти и воды от давления;
— зависимости растворимости газа в нефти и воде от давления;
— содержание конденсата в газе от давления,
— расположение эксплуатацпонных и нагнетательных скважин на площади газо-
носности;
— интервалы вскрытия пластов скважинами;
— динамика отбора газа, нефти, конденсата и воды и закачки сухого газа и воды
по скважинам; : = ;
— динамика пластовых давлений по каждой скВажпне;
— накопленная добыча газа, нефти, конденсата и воды по отдельным скважинам;
— коэффициенты продуктивности скважин по каждому пропластку;
— тип и конструкции эксплуатационных и нагнетательных скважпн (с вертикаль-
ными и горизонтальными стволами);
. — интервалы закачки, приемистости отдельных интервалов и наличие гидродина-
мической связи между пропластками
— способ эксплуатации скважин,
— коэффициент извлечения нефти по отдельным скважинам, исходя из удельных
запасов, приходящихся на долю каждой скважины;
— применяемые методы интенспфпкацгш;
— коэффициент эксплуатации скважин;
— текущие состояния скважпн, находящегося в эксплуатацшг, в ожидании ремон-
та, обводненных, низкодебитных и т.д.;
322
— результаты исследования скважин при стационарных и нестационарных режи-
мах фильтрации; '
— запасы газа, нефти, конденсата по категориям для сопоставления величин запа-
сов с запасам! по новой технолопш;
— данные об изменении давления в пласте в газоносной, нефтеносной и водонос-
ной частях залежи;
— контроль за характером изменения основных показателей разработки газовых и
газонефтяных месторождений в целом и по мере возможности по пропласткам;
— критерии технологических режимов эксплуатации скважин, обоснование режи-
мов работы и продолжительности выбранного режима;
— режим залежи в целом и ее отдельных объектов эксплуатации и т.д.
Необходимый объем исходных данных при подсчете запасов газа с использовани-
ем геолого-математических моделей зависит прежде всего от стадии освоенности газовых,
газоконденсатных и газонефтяных месторождений В случае, если месторождение не на-
чато разработкой, то отпадет ряд пунктов, связанных с отбором газа, нефти, конденсата и
воды, изменением пластового давления по зонам, коэффициентом извлечения, накоплен-
ной добычей флюидов, текущим состоянием скважин, способом их эксплуатации, дина-
микой отбора и т.д.
Перечисленные данные в большинстве своем используются для воссоздания исто-
ртш разработки залежи и проверки достоверности созданной модели. Следует особо отме-
тить, что часть исходных данных, необходимых для подсчёта запасов газа с помощью гео-
лого-математических моделей, как правило, не определяется вследствие сложившихся
традиций, связанных с подсчетом запасов объемным методом или методом падения пла-
стового давления. Среди перечисленных необходимых параметров, требуемых для метода
геолого-математгиескогб моделирования, имеются такие, которые практических не под-
даются определению. Так, например, в газовых залежах, состоящих из неустойчивых или
слабоустойчпвых коллекторов, практически невозможно определить параметр устойчиво-
сти, фазовые проницаемости и т.д. Поэтому значительное число параметров для подсчета
запасов газа с использованием геолого-математических моделей Может быть определено
методом экспертных оценок на базе имеющихся многочисленных литературных данных,
полученных путем обобщения этих данных по искомому параметру или же путем оценки
запасов газа для определенного разумного диапазона изменений параметров, не изучен-
ных для данной залежи по различным причинам.
323
9.4.4. Технология подсчета запасов газа с использованием
геолого-математических моделей залежи массивного и
пластового типов
Особенность подсчета запасов газа с использованием геолого-математических мо-
делей заключается в том. что .
— при моделировании используются все данные, получаемые различными мето-
дами исследования скважин, образцов породы и насыщающих пористой среды флюидов,
независимо от их абсолютной величины.
— затем с помощью созданной модели проводятся расчеты разработки, и только в
процессе разработки, в зависимости от емкостных и фильтрационных свойств на разной
стадии разработки залежи или ее фрагмента, включаются отдельные пропластки и, следо-
вательно, происходит изменение величины извлекаемых запасов.
В принципе, если используемые исходные данные: пористость, толщины, газона-
сыщенностп. давления и температуры, составы газа, положения ГВК и т.д. — принимать в
качестве информащш, то можно объемным методом определить геологические (балансо-
вые) запасы газа. Однако по этим запасам невозможно оценить, какие тгз этих запасов и
когда будут участвовать, и, вообще, будут ли все они участвовать в разработке. Иными
словами, знания геологических запасов недостаточно, чтобы предсказать те запасы, кото-
рые будут извлечены в процессе разработки. Кроме того, до настоящего времени не ис-
следовано влияние разлггчных факторов на величину извлекаемых запасов при общем из-
вестном балансовом запасе залежи.
Отмеченные выше особенности метода подсчета запасов газа с использованием
геолого-математических моделей целесообразно показать на примере кшогослойноп не-
однородной залежи. Фрагмент месторождения показан на рис. 6.9 а. б, в. По своим пара-
метрам этот фрагмент достаточно близок к параметрам сеноманских залежей месторож-
дений севера Тюменской области. Показанная схема соответствует % от рассматриваемого
фрагмента, отражающей равномерное размещение по площади газоносности вертикаль-
ных скважин с расстоянием между ними 1500 м. Толщина залежи равна 72 м и состоит из
6 пропластков по 12 м и из 70-метрового водоносного пласта. Последовательность залега-
ния высоко- и низкопроницаемых пропластков задается по-разному с целью выяснения
влияния фильтрационных свойств на степень участия пропластков в процессе отбора газа
из месторождения Отбор газа осуществляется из четырех верхних пропластков, незави-
симо от их последовательности залегания. Проницаемости высокопроницаемых пропласт-
324
в
♦ 50-* 150 •> р» 2W *- р* 300
1 50
1 Г 50
2< Ю
3( 0
Рис 6.9
Схемы фрагментов горизонтальной и наклонной залежей
325
ков приняты К=0,5 мкм2, К=0,25 мкм2, а низкопронпцаемых — К=0,001 мкм2. Пористости
высокопроницаемых газоносных пропластков и водонасыщенной зоны приняты т=0,2, а
пористости низкопронпцаемых были т-0,2 или т=0,04. При изучении влияния величины
запасов газа высокопроницаемых пропластков на степень истощения низкопронпцаемых
были рассмотрены варианты расчета, когда пористости высокопроницаемых пропластков
также принимались т=0,04.
Существенное значение при проектировании ййеет определение степени участия в
разработке низкопронпцаемых пропластков с учетом гидродинамической связи между
пропластками. Для изотропных пластов этот вопрос не должен быть рассмотрен при про-
ектированпи. Проведенные исследования показали, что при параметре анизотропии
.т=Кв/Кг=0,14-0,01 процесс истощения газовой залежи происходит повсеместно по всем
пропласткам. Поэтому в приведенных в.этом разделе примерах величина параметра ани-
зотроппи колебалась 0.01s .v <0,0001. Газонасыщенность газоносной части залежи принята
Sr=0,8, а остаточная газонасыщенность в водоносной зоне залежи Sr<>=0,08. Водонасыщен-
ность водоносной зоны принята SB=0,92, а остаточная SBO=0,2.
Фазовые проницаемости (порог подвижности) для газа равны нулю при Sr<0,l, а
для воды при SB<0,25. Максимальная фазовая проницаемость, равная единице, досттшает-
ся при Sr>0,88 для газа и при SB>0,94 для воды.
Пластовое давление у кровли пласта принято Рпл н=11-2 МПа и увеличивается до
подошвы водоносной зоны согласно закону гравптащш. Пластовая температура принята
равной ТПл=40°С. Пространственная сетка модели состоит по координатам х и у из 5-ти
узлов с размерами 10.50, 150. 240 и 300 м, а по оси z из 7-мп узлов с размерами 12, 12, 12,
12, 12, 12 и 70 метров.
Запасы свободного газа каждого газоносного пропластка были определены объем-
ным методом с учетом толщины, пористости, наклона пластов, газонасыщенности, пло-
щади фрагмента, равной F=750-750=56,25-104 м2, пластового давления каждого пропласт-
ка, пластовой температуры и коэффициента сверхсжпмаемости для этих давлений и тем-
ператур, а также состава пластового газа..
Запасы газа на модели фрагмента в газонасыщенных пропластках должны быть оп-
ределены по формуле:
QH3=
где Qm — начальные запасы газа в газонасыщенных пропластках; рцк „л— плотность газа в
пластовых условиях в ячейке ijk; [Дх, Ду, Дг]^ — размеры ячейки ijk по координатным
326
М N L ’
Е Е Е PiJK Дхук ДУ ук ук
(79.9)
Р
осям; рст — плотность газа при стандартных условиях. Суммирование ячеек проводится в
газонасыщенной зоне пласта выше газоводяного контакта.
Кроме запасов газонасыщенной зоны, в общий баланс запасов входят также запасы
газа, растворенного в воде, и запасы остаточного в водонасыщенной зоне, т.е. ниже кон-
такта газ-вода. Поэтому суммарные запасы газа в рассматриваемом фрагменте будут оп-
ределяться по формуле:
Qsc = Qh3 + QP3 + Qoc3, (80.9)
где Qp3 — запасы газа, растворенного в воде, которые определяются по формуле.
QP3 = QbT, . (81.9)
QB— объем воды в водоносном пласте. Для созданной модели фрагмента Qb=7,11-106m3;
Г — газовый фактор, объем растворенного в воде газа, м3/м3. При условиях рассматривае-
мого примера, т.е. при Pra==ll,2 МПа, газовый фактор равен Г=1,18 м3/м3. Тогда запасы
растворенного газа будут:
Qp3=7,11 • 106-1,18=8,4-106м3.
Приведенное выше пластовое давление отнесено к кровле газоносной части пласта.
У подошвы газоносной зоны Рщ, доходит до 12,0 МПа.
Величина Q0C 3— остаточного неподвижного газа в водонасыщенной зоне — опре-
деляется, исходя из величины газонасыщения водоносного пласта. С учетом того, что
STO=0.08, и пластового давления остаточные запасы газа определены в размере
Qoc 3=89,0-106m3. Однако в процессе истощения залежи эти запасы не участвуют, так как в
исходных уравнениях порог подвижное™ газа выше остаточного газонасыщения и равен
Sr>10%.
Поэтому- в процессе истощения участвуют запасы свободного газа газоносной зо-
ны, равные Qp3=845,31-106M3, и запасы растворенного газа Qp3=8,4-106M3. При допущении
линейной зависимости между количеством дегазированного из пластовой воды газа и пла-
стовым давлением и сроком разработки 20 лет ежегодно вместе со свободным газом до-
бывается Qp3 доб=;Ррз/20=8,4-106/20=0,42-106м3. По сравнещно со свободным газом, добы-
ваемым ежегодно около (точные, значения отборов приведены в таблицах 3.9 и 4.9) 40
noth, кубических метров, добыча растворенного газа составляет около 1%. Поэтому в таб-
лицах 3.9 и 4.9 приведены только запасы свободного газа и коэффициенты газоотдачи оп-
ределены путем отнесения добытого количества газа (в том числе и растворенного) к за-
пасам свободного газа. Это привело к увеличению коэффициента газоотдачи на 0,54-1,0%.
Приведенные в таблицах коэффициенты достигнуты за 20 лет разработки залежи. Если в
этих табшщах над коэффициентом газоотдачи 0. указаны числа, например: 018. 019 и т.д.,
327
то это означает, что данный коэффициент достигнут после 18 пли 19 лет разработки зале-
жи. Все приведенные параметры относятся к залежи массивного типа, т.е. к горизонталь-
ному пласту, представленному фрагментом тгз б-тп газоносных пропластков и одного про-
пластка водоносного толщиной 70 пли 35 м (в варианте 13 н).
В вариантах с наклонными пластами (см. рис. 6.9 б) часть газоносной зоны оказы-
вается в водоносной, т е. ниже ГВК. В рассматриваемом примере ниже газоводяного кон-
такта оказалась ячейка б-го газоносного пропластка с координатами х, у, z соответственно
5, 5, б. Поэтому запасы свободного газа оказались меньше, чем запасы горизонтального
пласта и равны:
Qh.3.h=789,71-106m3,
а запасы растворенного в воде газа незначительно увеличились и оказались равными
Орз.н=8,9-106м3. Общие запасы свободного и растворенного в воде газа на модели фраг-
мента наклонного пласта оказались:
Q3c=Qh3H+Qp3h=789,7 1 • 106+8,9-10«=798,б 1 • 1OW.
Для наклонных пластов коэффициенты газоотдачп, приведенные в таблице 3.9,
также определены как отношение добытого газа к запасам свободного газа, т.е.
P = Qao6/Qh3.h- (82.9)
Таким образом, в процессе истощения участвуют для горизонтальных (массивного
типа) залежей запасы Q3C=853,71- 106м3, а для наклонных — Q3C=798,61- lOW газа.
Все изменения, происходящие с запасам!, приведенными в таблицах 3.9 и 4.9, свя-
заны с изменениями пористости высоко- или шгзкопронпцаемых пропластков.
Результаты расчетов запасов газа с использованием геолого-математических моде-
лей приведены в таблицах 3.9 и 4.9. В таблицах 3.9 и 4.9 приведены шифры вариантов
V-01, V-02 и т.д., где индексы “Н” и “б” соответствуют модели наклонного и горггзон-
тального пластов. Между этими вариантами имеется весьма существенная разница, свя-
занная с вопросом обводнения, т.е. характером продвижения воды в газовую залежь в
процессе ее истощения как краевая или подошвенная. Этим фактором предопределяется
интенсивность вторжения воды в газовую залежь по высокопроницаемым пропласткам.
Для наклонных пластов с пропластками имеющими проницаемости К=0,5; К=0,25 и
К=001 мкм2, интенсивность обводнения будет существенно отличаться от обводнения за-
лежи подошвенной водой.
К
Коэффициент анизотропии в таблицах представлен в виде 1/.т =——, где Кгор и
&вер
Keep — горизонтальная и вертикальная проницаемости.
328
Таблица 3.9
№№ п.п. Кгор/ Keep Пористость пропластков m,доли Прони- цае- мость пропла- стков К, мкм2 Оман, ТЫС. м3/сут ПО пропла- сткам (к=1-4) Рнач» МПа Qian, МЛН. м3 Р2П Г, % Приме- чание
Наклонный пласт
! 2 3 4 5 6 7 .8 9
V01H 100 тк=0,2(к=1-7) Кк=0,5 (к=1,4,7) Кк=0,001 (к=2,5) Кк=0,25 (к=3,6) 1-100 2-0,2 3-50 4-100 £QK=250,2 0,246 789,71 95,67 С подто- ком воды
V02H 1000 н II II 87,78 ч
V03H /100 тк= 0,2 (к=1,3,4,6,7) тк=0,4(к=2,5) 11 11 564,02 РГ,г =99,23 II
V04a 1000 н It 11 и ||~ 95,53 II
V05„ 100 тк=0,2(к=1-7) Кк=0,5 (к=1,4,7) Кк=0,001 (к=2,5) Кк=0,05 (к=3,6) 1-100 2-0.2 3-10 4-100 SQK=210,2 н_ 789,71 88,92 м
V06H 1000 II ft II -11 II 80,07 п
V07„ 100 тк= 0,2 (к= 1,3,4,6,7) тк=0,04 (к=2,5) Кк=0,5 (к=1,4,7) Кк=0,001 (к=2,5) Кк=0,05 (к=3,6) II II 564,02 Р18г =93,09 11
V08H 1000 м 1Г II и 91,55 II 1
V09H 100 тк= 0,2 (к=1-7) Кк=0,25 (к=1,4) Кк=0,001 (к=2,5) Кк=0,5 (к=3,6,7) 1-50 2-0,2 3-100 4-50 SQK=200,2 и 789,71 93,18 II
V10u 1000 II JI И II н 86,79 II
329
/ 2 3 4 5 6 7 8 9
V11H 100 тк=0,2(к=1-7) KK=0,5 OW) Kk=0,001 0=2,5) 10=0,25 (k=3,6) 1-100 2-0,2 3-50 4-100 XQK=250,2 It H 96,73 Без под- тока ВОДЫ
V12„ 1000 II- 87,52 It
V13„ 1 >1 Jt 86,75 Jl_ толщина водоносной части пласта равна 35 м
V14H 104 О 2,4) Ю0,5 01,7) Кк=0,001 02,4) KK=0,l 03) KK=0,25 02,5) 1-200 2-0,4 3-40 4-40 IQK=24O,4 11^ 789,71 47,67 С подтоком воды, тол- щина водо- носной чао- ти пласта равна 70 м
330
Таблица 4.9
№№ п.п. Krop/ Квер Пористость пропластков m, доли Прони- цае- мость пропла- стков К, мкм2 Qh»4j ТЫС, м3/сут ПО пропла- сткам (к=1-4) Рнач, МПа Qian> МЛН. M5 Р2°г, % Приме- чание
Горизонтальный пласт
1 2 3 4 5 6 7 8 9
V016 100 тк=0,2(к=1-7) Кк=0,5 (к=1,4,7) Кк=0,001 (к=2,5) Кх=0,25 (к=3,6) 1-100 2-0,2 3-50 4-100 ZQk-250,2 0,246 845,31 93,99 С подто- ком воды
У02б 1000 _ll_ И it 11 II 85,45 11
V036 100 Шк= 0,2 (к=1,3,4,6,7) тк=0,04(к=2,5) п (t 619,89 P17r =96,59 м
V046 1000 II 94,18
V05fi 100 тк=0,04 (к=1,4) тк=0,2(к=2,3, 5,6,7) 620,15 pI6r =95,59
V06v 1000 It 88,68 н_
V076 тк= 0,04 (к-1,3) тк=0,2 (к=2,4,5,6,7) Кк=0,5 (к=1,3,7) Кк=0,001 (к=2,5) Кк=0,25 (к=4,6) 1-100 2-0,2 . 3-100 4-50 ZQK=250,2 620^7 88,39 к
V08fi тк= 0,04 (к=1,2) тк=0,2 (к=3,4,5,6,7) Кк=0,5 (к=1,2,7) Кк=0,001 (к=3,5) Кк=0,25 (к=4,6) 1-100 2-100 EQk=200 n 620,40 70,63 м
V096 104 тк= 0,04 (к=1,4) тк=0,2(к=2,3, 5,6,7) Кк=0,5 (к-1,4,7) Кк=0,001 (к=2,5) Кк=0,25 (к=3,6) 1-100 2-0,2 3-50 4-100 ZQ«=250^ II 620,15 59,56 tl
331
1 2 5 4 5 6 7 8 9
V106 1000 (k=1, 3,4,5, 6,7); Ю4 (k=2, 5) • " M It П 59,59 It
Vll6 £ (k=5) Jl_ JI II 62,20 *
VI 2r, II II if JI II II pur= =6027
V13e 1000 J1_ 1^ pI4r= =89,55 ll_
V14e ft 104 (K= =<2,4) KK=0,5 (k=1,7) Кк=0,001 (k=2,4) 10=0,1 (K=3) KK=0,25 (k=2,5) II it 845,31 44,50 С подтоком воды, тол- щина водо- носной чао ти пласта равна 70 м
332
Индекс снизу, обозначенный буквой «К», при коэффициентах пористости ш и про-
ницаемости К относится к номеру пропластка, исчисляемого сверху. Так, например, если
в таблицах 3.9 и 4.9 обозначено nik=0,2 (к=1, 3, 4, б и 7) и nik=0,04 (к-2; 5), это означает,
что пропластки (слои) 1, 3, 4, б и 7 имеют пористость 0,2, а пропластки 2 и 5 — порис-
тость 0,04. Если в этих таблгщах обозначено, что Кк=0,5(к=1, 4, 7); Кк=0,25 (к=3 и б) и
Кк=0,001 мкм2 (к=2 и 5), то это означает, что сверху вниз 1-й, 4-й и 7-й пропластки имеют
пронгщаемость 0,5 мкм2; пропластки 3 и б имеют пронгщаемость 0,25 мкм2, а пропластки
2и5 — 6,001 мкм2.
В графе «дебит скважины Q в тыс. м3/сут.» приведены начальные значения четвер-
ти дебита по вскрытым пропласткам. Так, например, в варианте V-01H в таблице 3 .9 в гра-
фе с дебитом приведенные числа 1-100; 2-02; 3-50 и 4-100 означают, что тгз четверти дре-
нируемой скважиной зоны вскрыты четыре пропластка 14-4 и дебит тгз % первого пропла-
стка составляет Qi=100 тыс. м3/сут., из второго Q2 =0.2 тыс.мз/сут (проницаемость этого
пропластка Кг=0,001 мкм2), тгз третьего Qj=50 тыс.м3/сут, а тгз четвертого Q4=100
тыс.м3/сут. Суммарный дебит из четверти зоны дренированття из четырех вскрытых про-
пластков с пронпцаемостями соответственно 0,5; 0,001, 0,25 и 0,5 мкм2 составляет
SQk=250,2 тыс.м3/сут.
В графе «запасы газа» приведены запасы фрагмента горизонтального (массивная
залежь) и наклонного (пластовая залежь), которые обозначены соответственно V-Olg-rV-
14б и V-01h4-V-14h. Как было отмечено, тгзмененпе запасов связано с умышленным сниже-
нием запасов высоко- и нпзкопронтщаемых пропластков путем уменьшения пористости пт
в 5 раз, т е. от т=0,2 до 111=0,04.
В графе р20 — коэффициента газоотдачи приведены его значения за 20 лет раз-
работки для различных вариантов.
В последних графах таблтщ 3.9 п 4.9 приведена характеристика водоносного бас-
сейна. Приведенные в этой графе условия: «без подтока воды» или «с подтоком воды» оз-
начают, что в процессе истощения залежи контур водоносности не подпитывается или
подпитывается внешней водоносной частью бассейна.
В комплекте таблтщ с общим номером «таблтща 5.9» приведены.
— время моделирования, т е. продолжительность работы залежи, к концу которой
установились данные, приведенные: по давлению, насыщенности, разности давлений и
т.д. Так, например, если в шапке напечатано время.1=3б5 сут., то это означает, что через 1
год разработки на месторожденшт будут те результаты, которые приведены в таблтще;
— продолжтггельность разработки сначала. В приведенном комплекте таблицы 5.9
основные показатели даны к концу 1-го года разработки, 5-ти, 10-тп и 20-тп лет;
333
— шаг по времени приведен для случая. если специалисты создадут аналогичную
программу для подсчета извлекаемых запасов с использованием геолого-математических
моделей;
— сетка давлений является одним из основных параметров, получаемых прп под-
счете запасов газа. Под сеткой давлений понимается: по горизонтали пластовые давления,
по ячейкам, по координате х на расстоянии от скважины 10, 60, 210, 450 и 750 м соответ-
ственно, ниже этих цифр с номерам! ячеек напечатано слово «слой К,», «слой Кг” ... и
т.д., что соответствует сверху вниз номеру пропластка. В частности: «слой Кц> — соот-
ветствует пропластку 1 сверху с пористостью nii=0,2 и проницаемости К]=0,5 мкм2 и т.д.
Каждый слой представлен 5-ю строками вниз с координатами ячеек по оси у, находящих-
ся от скважины аналогично координате х на расстоянии 10, 60, 210, 450 и 750 м. По вели-
чине давлений в каждом слое нетрудно оценить степень истощения того или иного про-
пластка. Как видно то таблицы 5.9, через год разработки больше всего истощен первый
пропласток, так как значение давлений в этом пропластке ниже остальных.
Следует обратить внимание на величину давлений в первом и четвертом высоко-
проницаемых пропластках. В четвертом пропластке давление на контуре питания (ячейка
с номером 5 по осям х п у) примерно на 1,4 атм. выше давления в первом пропластке, что
объясняется двумя причинами;
1. пропласток Ki подпитывается только нпзкопроницаемым пропластком Кг и рас-
положен выше остальных.
2. пропласток К4 подпитывается 3-им высокопроницаемым пропластком Кз с про-
ницаемостью К=0,25 мкм2 и нтвкопронтщаемым 5-ым пропластком. Кроме того, у четвер-
того пропластка пластовое давление выше, чем в первом, из-за гнета гравитационных сил.
— Сетка разности давлении показывает разницу между начальным пластовым
давлением пропластка и текущим к концу расчетного времени. В частности, в таблице 5.9
приведена разница между начальным давлением и давлением через 365 суток разработки
залежи. Сетка разности давлений — один из основных параметров, показывающий отста-
вание истощения низкопронпцаемых пропластков в процессе разработки. В рассматри-
ваемом примере через год разработки разности давлений по пропласткам составляют:
ДР1=Рн1-Ртг=15,6 на расстоянш! от скважины 10 м и APi=Phi-Pti=15,1 атм на расстоянш! 750
м; по пропластку К2 ДР2=Рн2-Рт2=9,9 и ДР2=Рн2-Рт2=7,4 атм. соответственно, на расстоянии
10 и 750 от скважины. Для слоя (пропластка) Кз эти разности равны 14,9 и 14,0 атм., т.е.
насколько меньше, чем в первом пропластке, но больше, чем во втором. В четвертом про-
пластке К4 эти разности оказались 15,0 и 14,1 атм. Если рассмотреть разности давлений
334
ВАРИАНТ V03i РЕЖИМ 1
Таблица 5.9|.
жжжжжжжж»жжжж»жжжжжж ПЕЧАТЬ результатов расчетов
НОМЕР ВРЕМЕННОГО СЛОЯ 1 ВРЕМЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ 0.00 СУТ
жжжжжжжжжжжжжжжжжжжж
ШАГ ПО ВРЕМЕНИ 0.000 СУТ
ГОД С НАЧАЛА Р-КИ 0.00 (С ЗАПИСЬЮ ТАБЛИЦЫ)
СЕТКА ДАВЛЕНИЙ (ГАЗ). АТ СЕТКА РАЗНОСТИ ДАВЛЕНИЙ СЕТКА РАЗНОСТИ НЕФТЕНАСЫЩ.
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242.7
242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242 7
242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242.7
242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242.7
СЛОЙ К 2
243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0
243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0
243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243 0 243.0
243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0
СЛОЙ КЗ
243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3
243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3
243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3
243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3
СЛОЙ К 4
243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5
243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5
243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5
243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5
СЛОЙ К 5
243.8 243.8 243.8 243.8 243.8 243.8 243.8
243.8 243.8 243.8 243.8 243.8 243.8 243.8
243.8 243.8 243.8 243.8 243.8 243.8 243.8
243.8 243.8 243.8 243.8 243.8 243.8 243.8
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0 0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
СЛОЙ К 2
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 о.о 00 о.о 0.0 0 0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
СЛОЙ КЗ
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
ЖСЛОЙ К 4
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
СЛОЙ К 5
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙК1
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
о.оо о.оо о.оо о.оо о.оо о.оо о.оо
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0 00 0.00
СЛОЙ К 3
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 О 00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0 00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЕТКА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 2
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 3
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 О.80О
СЛОЙ К 4
0.800 0.800 0.8ОО 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.8Q0 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 5
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
СЕТКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ СЕТКА ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ
1234567 1234567
СЛОЙ К 1 СЛОЙК1
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.000.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 3
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0 20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 2
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0 20
СЛОЙ КЗ
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 4
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0 20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0 20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОН К 5
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
******************************************************************************************* *********
ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ. АТ
242.84 243.00 243.08 243.13 243.15 243.16 243.16 0.00
IN IZI ФАЗА! О0-ДЕВГАЗА!ОЫ-ДЕБ.НЕФТИ! QV-ДЕБВОДЫ! SO-НАКГАЗISN-H АКЯЕФТЬ!ЭТ-НАК.ВОДА! РГ!ЗГ!ЗН!5В!
I I (ЗАДАН.1ТЫС КУБМЮУТ! ТОННГУТ !КУВМСУТ 1МЛНКУБМ I ТЫСТОНН ГГЫСКУБМ! АТА I НАСЫЩЕННОСТИ !
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х= 1 У= 1
I 1 !
I 2!
I 31
! 4 I
I 5 I
! 6 I
I 7 I
31 ГАЗ I 0.1609Е+03
31 ГАЗ I. 0.1034Е+03
3! ГАЗ I 0.7368Е+02
31 ГАЗ I 0.5643Е+02
31 ГАЗ I 0.4797Е+02
31 ГАЗ ! 0.4413Е+02
31 ГАЗ ! 0.4300Е+02
0.2938Е+01 0.3357Е+00
0.1888Е+01 0.2157Е+00
0.1345Е+01 0.1537Е+00
0.1030Е+01 0.1177Е+00
0.8757Е+00. О.ЮООЕ+ОО
0.8057Е+00 0.9205Е-01
0.7850Е+00 0.8969Е-01
0.2420Е-06 0.4418Е-08
0.1555Е-06 0.2839Е-08
0.1108Е-06 0.2023Е-08
0.8484Е-07 0.1549Е-08
0.7212Е-07 0.1317Е-08
0.6636Е-07 0.1211Е-08
0.6466Е-07 0.1180Е-08
0.505Е-09 243.28 0.800 0 000 0.200 I
0.324Е-09 243.28 0.800 0.000 0.200 I
0.231Е-09 243.28 0.800 0.000 0.200 I
0.177Е-09 243.28 0.800 0.000 0.200 I
0.150Е-09 243.28 0.800 0.000 0.200 !
0.138Е-09 243.28 0.800 0.000 0.200 I
0.135Е-09 243.28 0.800 0.000 0.200 I
! ИТОГО: I О.5296Е+ОЗ 0.9668Е+01 0.1105Е+01 0.7963Е-06 0.1454Е-07 0.1661Е-08! ПО СКВАЖИНЕ 11 ! 1 !
текущие запасы ci/сг i добыча ci+c2= 1 закачка i
335
I ГАЗ, МЛН КУБ М ! 289.353/ 0.000 ! ' 0.000+ 0.000= 0.000 I 0.000 I
I НЕФТЬ, ТЫС ТОНН ! 0.000/ .0.000 I 0.000+ 0.000= 0.000 I - !
I КОНДЕНСАТ, ТЫС ТОНН! 5.282/ 0.000 I 0.000+ 0.000= 0.000 ! - I
I ГАЗ В НЕФТИ, МЛН КУЕМ! 0.000/ 0.000 I 0.000+ 0.000= 0.000 ! - I
! ВОДА С ГАЗОМ,ТЫС КУЕМ! - ! 0.000+ 0.000= 0.000 I I
! ВОДА С НЕФТЬЮ,ТЫС КУЕМ! - I 0.000+ 0.000= 0.000 I - I
I ВОДА, ТЫС КУЕМ I - ! 0.000+ 0:000= 0.000 I 0.000 I
СРЕДНЕВЗВЕШ ДАВЛЕНИЕ В ГАЗ.ЗОНЕ=243.282 АТ В НЕФТ.ЗОНЕ= .0.000 АТ
КОЛИЧЕСТВО ВТОРГЩЕЙСЯ ВОДЬ! , ТЫС. КУБ.М = 0.000
I I ! ГАЗ I НЕФТЬ I ВОДА ' I
! ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ. ! ' 292.9505 МЛНКУБМ I 5.5164 ТЫС ТОНН ! 1070.4965 ТЫС КУЕМ I
I ОТОБРАННЫЕ ЗАПАСЫ I 0.0000 МЛНКУБМ ! 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0000 ТЫС КУБ М I
I ДОЛЯ ОТОБР ЗАПАСОВ ! 0.00000 ! 0.00000 ! 0.00000 I
I НЕБАЛАНС (ДОЛИ ЕД.) ! 0.379851Е+02 I 0.399404Е+03 I -0.100000Е+01 I
I НАК. ОТБОР ИЗ ЗОНЫ ! 0.0000 МЛН КУБ М ! О.ОООО ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫСКУБМ !
I ДОЛЯ ОТБОРА ИЗ ЗОНЫ I 0.00000 I 0.00000 ! 0.00000 I
! I ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ МОДЕЛИ ПО ЗОНАМ !
I— >ГАЗА<— I 290.3242-МЛНКУБМ ! 0.0000 МЛНКУБ М ! 2.6263МЛНКУБМ I
I— >НЕФТИ*— I 5.5164 ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН I
!—>ВОДЫ<—! 283.7281 ТЫСКУБМ I 0.0000 ТЫСКУБМ I 786.7687 ТЫС КУБ М I
I SSSSSSSSSSSSS I РАЗНОСТЬ МЕЖДУ НАЧАЛЬНЫМИ И ТЕКУЩИМИ ЗАПАСАМИ ПО-ЗОНАМ I
I— >ГАЗА<— । 0.0000 МЛНКУБМ ! .. 0.0000 МЛНКУБМ I 0.0000 МЛНКУБМ I
I— > НЕФТИ'*— I 0.0000 ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0000 ТЫС ТОНН I
I—>ВОДЫ<—I 0.0000ТЫСКУБМ I . 0.0000ТЫСКУБМ I 0.0000ТЫСКУБМ I
ПЕЧАТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ
ВРЕМЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ 1.00 СУТ
СЕТКА РАЗНОСТИ ДАВЛЕНИЙ
жжжжжжжжжжжжжжжжжжжж
ШАГ ПО ВРЕМЕНИ 0.020 СУТ
СЕТКА РАЗНОСТИ НЕФТЕНАСЫЩ.
жжжжжжжжжжжжжжжжжжж*
НОМЕР ВРЕМЕННОГО СЛОЯ 55
СЕТКА ДАВЛЕНИЙ (ГАЗ). АТ
1 2 3 4 5 6 7 1 2
СЛОЙ К 1
242.2 242.2 242.2 242.2 242.2 242.2 242.2 0.5 0.5
242.2 242.2 242.2 242.2 242.3 242.3 242.3 0.5 0.5
242.3 242.3 242.3 242.3 242.3 242.3.242.3 0.4 0.4
242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 0.2 0.2
СЛОЙ К 2
242.4 242.4 242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 0.6 0.5
242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 0.5 0.5
242.6 242.6 242.6 242.6 242.6 242.6 242.6 0.4 0.4
242.7 242.7 242.7 242.8 242.8 242.8 242.8 0.2 0.2
СЛОЙ К 3
242.6 242.7 242.7 242.7 242.7 242.7 242.8 0.7 0.6
242.8 242.8 242.8 242.8 242.8 242.8 242.8 0.5 0.5
242.9 242.9 242.9 242.9 242.9 242.9 242.9 0.4 0.4
243.0 243.0 243.1 243.1 243.1 243.1 243.1 0.2 0.2
СЛОЙК4
242.9 242.9 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 0.6 0.6
243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 243.0 0.5 0.5
243.1 243.1 243.1 243.1 243.1 243.1 243.1 0.4 0.4
243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 0.2 0.2
СЛОЙ К 5
243.2 243.2 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 0.5 0.5
243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 243.3 0.5 0.5
243.4 243.4 243.4 243.4 243.4 243.4 243.4 0.4 0.4
243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 243.5 0.2 0.2
1 2 3 4 5 6
СЛОЙ К 1
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 3
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
6.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
3. .4 5 6 7
СЛОЙ К 1
0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
0.5 0.5 0.4 0.4 0.4
0.4 0.4 0.4 0.4 0.4
0.2 0.2 0.2 0.2 0.2
СЛОЙ К 2
0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
0.5 0.5 0.4 0.4 0.4
0.4 0.4 0.4 0.4 0.4
0.2 0.2 0.2 0.2 0.2
СЛОЙ К 3
0.6 0.6 0.5 0.5 0.5
0.5 0.5 0.5 0.4 0.4
0.4 0.4 0.4 0.4 0.4
0.2 0.2 0.2 0.2 0.2
СЛОЙ К 4
0.5 0.5 0.5 0.5 0.5
0.5 0.5 0.5 0.4 0.4 0.00 6.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.4 0.4 0.4 0.4 0.4- 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 .0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5 СЛОЙ К 5
0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.5 0.5 0.4 0.4 0.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
ж*
СЕТКА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ СЕТКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ . СЕТКА ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ
1234567 1234567 1-2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1 СЛОЙ К 1 СЛОЙК1
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00.0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800.0.800
СЛОЙ К 2
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.00 0.00 0.00 0.00.0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0,00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 2
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.200.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 3 СЛОЙ К 3 СЛОЙ К 3
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
336
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0 800
СЛОЙК4
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 5
0.798 0.798 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 О 00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0 00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
О 00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 4
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
С ЛОЙ К 5
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0 20 0.20 0.20 0 20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0 20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
ЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖжЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖ
ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ, АТ'
242.43 242.51 242:57 242.61 242.63 242.64 242.64 0.00
IN I Z I ФАЗА I Оа.ДЕБ.ГАЗАЮН.ДЕБ .НЕФТИ! OV-ДЕБ.ВОДЫ! SO-H АКГАЗ !ЗЫ-НАКЯЕФТЫ57-НАК.ВОДА1 PriSTISHISB I
I I 13АДАН.1ТЫС КУБМ/СУГ! ТОНН1СЭТ !КУЕМ!СУГ (МЛНКУБМ I ТЫС ТОНН I ТЫС КУЕМ I АТА .! НАСЫЩЕННОСТИ I
1113! ГАЗ
! 2! 31 ГАЗ
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х= 1 У= 1
0.7144Е+02 0.1306Е+01 0.1493Е+00
0.5703Е+02 0.1042Е+01 0.1192Е+00
0.7348Е-01
0.5843Е-01
0.1342Е-02
0.1067Е-02
! 3! 31ГАЗ I 0.4942Е+02 0.9029Е+00 О.ЮЗЗЕ+ОО 0.5034Е-01 0.9196Е-03
! 4! 31ГАЗ I 0.4536Е+02 0.8288Е+00 0 9478Е-0! 0.4592Е-01 0.8388Е-03
I 5! 3! ГАЗ I 0.4346Е+02 0.7941Е+00 0.9081Е-01 0.4374Е-01 0.7990Е-03
I 6 1 31ГАЗ ! 0.4288Е+02 0.7835Е+00 0.8959Е-01 0.4298Е-01 0.7850Е-03
17 13! ГАЗ ! 0.4298Е+02 0.7852Е+00 0.8979Е-01 0.4298Е-01 0.7852Е-03
0.153Е-03 242.63 0.800 0.000 0.200 !
0.122Е-03 242.67 0.800 0.000 0.200 !
0.105Е-03 242.70 0.800 0.000 0.200 I
0.959Е-04 242.73 0.800 0.000 0.200 !
0.913Е-04 242.74,0.800 0.000 0.200 I
0.897Е-04 242.75 0.800 0.000 0.200 !
0.898Е-04 242.76 0.800 0 000 0.200 !
! ИТОГО: I 0.3526Е+03 0.6442Е+01 0.7368Е+00 . 0.3579Е+00 0.6537Е-02 0.7474Е-03! ПО СКВАЖИНЕ 11 I 1 I
!$$$$$$$$$$$$$$$$$$$ ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ С1/С2 I ДОБЫЧА Cl+C2= I ЗАКАЧКА I
1 ГАЗ, МЛНКУБМ I 289.014/ 0.000 I 0.358 + 0.000 = 0.358 1 0.000
НЕФТЬ, ТЫС ТОНН 1 0.000/ 0.000 I 0.000 + 0.000 = 0.000 1 : -
КОНДЕНСАТ, ТЫС ТОНН! 5.279/ 0.000 I 0.007+ 0.000= 0.007 !
ГАЗ В НЕФТИ. МЛН КУБ М! 0.000/ 0.000 I 0.000+ 0,000= 0.000 !
ВОДА С ГАЗОМ,ТЫС КУБ М! . - I 0.001.+ 0.000= 0.001 I . !
ВОДА С НЕФТЬЮ.ТЫС КУБ М! - I 0.000+ 0.000= 0.000 I
ВОДА, ТЫС КУБМ I - ! 0.000+ 0.000= 0.000 I 0.000 !
СРЕДНЕВЗВЕШ ДАВЛЕНИЕ В ГАЗ.ЗОНЕ=242.975 АТ В НЕФТ.ЗОНЕ= 0.000 АТ
КОЛИЧЕСТВО ВТОРГЩЕЙСЯ ВОДЫ, ТЫС. КУБМ = 0.000
I! $$$$$$$$$$$$$ 1 газ i нефть i бода i
I ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ I 292.6031 МЛНКУБМ I 5.5120 ТЫС ТОНН I 1070.4961 ТЫС КУБМ I
! ОТОБРАННЫЕ ЗАПАСЫ! 0.3579 МЛН КУБМ I 0.0065 ТЫС ТОНН I 0.0007 ТЫСКУБМ !
I ДОЛЯОТОБРЗАПАСОВ! 0.00122 ! 0.00119 ! 0.00000 !
I НЕБАЛАНС (ДОЛИ ЕД.) I -0.291166Е-01 ! -0.322687Е+00 1 -0.513735Е+00 !
I НАК. ОТБОР ИЗ ЗОНЫ! 0.3579 МЛНКУБМ I 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0000 ТЫС КУБМ I
! ДОЛЯ ОТБОРА ИЗ ЗОНЫ! 0.00123 I 0.00000 ! 0.00000 !
I mmssmss 1 текущие запасы модели по зонам
I—>ГАЗА<—I 289.9768 МЛНКУБМ ! 0.0000 МЛНКУБМ I 2.6262МЛНКУБМ I
I— >НЕФТИ<—- ! 5.5119ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0001 ТЫС ТОНН !
I—>ВОДЫ<—! 283.7558 ТЫС КУБМ 1 0.0000 ТЫС КУБМ I 786.7408 ТЫС КУБ М I
I • $$$$$$ ! РАЗНОСТЬ МЕЖДУ НАЧАЛЬНЫМИ И ТЕКУЩИМИ ЗАПАСАМИ ПО ЗОНАМ I
1— >ГАЗА<— I 0.3474 МЛНКУБМ I 0.0000МЛНКУБМ !
I—>НЕФТИ<—I 0.0045ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН !
I—>ВОДЫ<—I -0.0277ТЫСКУБМ ! 0.0000ТЫСКУБМ I
0.0001 МЛНКУБМ I
-0.0001 ТЫС ТОНН !
0.0280 ТЫСКУБМ I
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
1.2 1.2 1.1 1.1 1.1 Е1 1.1
1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1
1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 0.8
СЛОЙ К 2
1.2 1.2 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1
1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1
1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 0.8
СЛОЙКЗ
жжжжжжжжжжжжжжжжжжжж ПЕЧАТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ жжжжжжжжжжжжжжжжжжжж
НОМЕР ВРЕМЕННОГО СЛОЯ 105 ВРЕМЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ 3.00 СУТ ШАГПО ВРЕМЕНИ 0.040 СУТ
СЕТКА ДАВЛЕНИЙ (ГАЗ), АТ СЕТКА РАЗНОСТИ ДАВ ЛЕНИЙ СЕТКА РАЗНОСТИ НЕФТЕНАСЫЩ.
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
241.5 241.5 241.6 241.6 241.6 241.6 241.6
241.6 241.6 241.6 241.6 241.6 241.6 241.6
241.7 241.7 241.7 241.7 241.7 241.7 241.7
241.8 241.8 241.8 241.8 241.9 241.9 241.9
СЛОЙ К 2
241.8 241.8 241.8 241.9 241.9 241.9 241.9
241.8 241.9 241.9 241.9 241.9 241.9 241.9
242.0 242.0 242.0 242.0 242.0.242.0 242.0
242.1 242.1 242.1 242.1 242.1 242.1 242.1
СЛОЙКЗ
242.0 242.0 242.1 242.1 242.1 242.1 242.1
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 О 00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙКЗ
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
337
242.1 242.2 242.2 242.2 242.2 242.2 242.2
242.3 242.3 242.3 242.3 242.3 242.3 242.3
242.4 242.4 242.4 242.4 242.4 242.4 242.4
СЛОЙ К 4
242.3 242.3 242.3 242.3 242.4 242.4 242.4
242.3 242.4 242.4 242.4 242.4 242.4 242.4
242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 242.5 242;5
242.6 242.6 242.6 242.6 242.6 242.6 242.6
СЛОЙ К 5
242.6 242.6 242.6 242.7 242.7 242.7 242.7
242.6 242.7 242,7 242.7 242.7 242.7 242.7
242.8 242.8 242.8 242.8 242.8 242.8 242.8
242.9 242.9 242.9 242.9 242.9 242.9 242.9
1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1
1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 0.8
СЛОЙ К 4
1.2 1.2 1.2 1.1 1.1 1.1 1.1
1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1
1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8
СЛОЙ К 5
1.2 1.2 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1
1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1
1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0
0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 0 8
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0 00 0 00
0.00 0 00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0;00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.0.0 0.00 0.00 0.00 0.00 ООО 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
ЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖ*ЖЖЖЖЖЖЖЖ*»ЖЖЖ**ЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖЖасЖЖ*ЖЖЖЖЖЖЖ
СЕТКА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ СЕТКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ СЕТКА ВОДОНАСЫЩЕННО.СГИ
1 2 3 4 5 6
СЛОЙ К 1
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
С ЛОЙ К 2
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0 800 0 800
0.800 0.800 0.800 0 800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ КЗ
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0 800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 4
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 5
0.797 0.797 0.797 0.797 0 798 0.798 0.798
0.798 0.798 0.798 0.798 0.798 0.798 0.798
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0 799
0.799 0.799 0 799 0.799 0.799 0.799 0.799
7 1 2 3 4 5 6 7 1
СЛОЙ К 1
0.00 0.00 0.00 0.00 о: 00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ КЗ
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0 00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
2 3 4 5 6 7
. СЛОЙК 1
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 С₽20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 2
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0 20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 3
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0 20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 4
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 5
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0 20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ, АТ
241.81 241.89 241.95 241.99 242.01 242.02 242.02 0.00
IN I ZI ФАЗА 1ОЗ-ДЕБ.ГАЗА»ЗК-ДЕБ.НЕФТИ1 QV-ДИ.ВОДЫ! SO-НАКГАЗ 1БН-НАКНЕФТЫБЕ-НАКВОДА! PrlSTISHISB I
। । 13АДАН.1ТЫСКУБМ1СУП ТОНН/СУГ I КУБ М1СУГ I МЛНКУБМ I ТЫС ТОНН ! ТЫС КУБ Ml АТА I НАСЫЩЕННОСТИ I
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х= 1 У= 1
11 3! ГАЗ I I 0.7180Е+02 0.1313Е+01 0.1504Е+00 0.2170Е+00 0.3966Е-02 0.454Е-03 242.01 0.800 0.000 0.200 I
2 1 3! ГАЗ । 1 0.5719Е+02 0.1046Е+01 0.1198Е+00 0 1728Е+00 0.3158Е-02 0.361Е-03 242.05 0.800 0.000 0.200 I
3 ! 31ГАЗ ! ! 0.4948Е+02 0.9050Е+00 0.1036Е+00 0.1493Е+00 0.2728Е-02 0.312Е-03 242.08 0.800 0.000 0.200 1
4 1 31 ГАЗ 1 ! 0.4537Е+02 0.8298Е+00 0.9500Е-01 0.1367Е+00 0.2498Е-02 0.286Е-03 242.11 0.800 0.000 0.200 1
5! 31 ГАЗ ’ I 0.4344Е+02 0.7945Е+00 0.9095Е-01 0.1306Е+00 0.2388Е-02 0.273Е-03 242.12 0.800 0.000 0.200 !
6 ! 3! ГАЗ I ! 0.4285Е+02 0.7837Е+00 0.8972Е-01 0.1287Е+00 0.2352Е-02 0.269Е-03 242.13 0.800 0.000 0.200 I
7 ! 31 ГАЗ I 0.4295Е+02 0.7855Е+00 0.8992Е-01 0.1289Е+00 0.2356Е-02 0.269Е-03 242.14 0.800 0.000 0.200 1
I ИТОГО: I 0.3531Е+03 0.6458Е+01 0.7393Е+00 0.1064Е+01 0.1945Е-01 0.2224E-02I ПОСКВАЖИНЕ И I 1 I
ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ С1/С2 ! ДОБЫЧА Cl+C2= I ЗАКАЧКА I
ГАЗ, МЛН КУБМ I 288.302/ 0.000 I 1.064 + 0 000 = 1.064 1 0.000
НЕФТЬ. ТЫС ТОНН ! 0.000/ 0.000 1 0.000 + 0.000 = 0.000 ! —
КОНДЕНСАТ, ТЫС ТОНН 1 5.271/ 0.000 ! 0.019 + 0.000 = 0.019 1
ГАЗ В НЕФТИ. МЛН КУБ М! 0.000/ 0.000 ! 0.000 + 0.000 = 0.000 1
ВОДА С ГАЗОМ.ТЫС КУБ М! -- 1 0.002 + 0.000 = 0.002 !
ВОДА С НЕФТЬЮ .ТЫС КУБ Ml — 1 0.000 + 0.000 = 0.000 I
ВОДА. ТЫСКУБМ I t 0.000 + 0.000 = 0.000 1 0.000 1
СРЕДНЕВЗВЕШ ДАВЛЕНИЕВГАЗ.ЗОНЕ=242.350 АТ ВНЕФТ.ЗОНЕ= 0.000 АТ
КОЛИЧЕСТВО ВТОРГЩЕЙСЯ ВОДЫ, ТЫС. КУБ.М = 0.000
I I SSSSSStSStStt I ГАЗ I НЕФТЬ I ВОДА I
I ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ I 291.8960 МЛНКУБМ ! 5.5028 ТЫСТОНН I 1070.4949 ТЫСКУБМ I
I ОТОБРАННЫЕ ЗАПАСЫ! 1.0640 МЛНКУБМ I 0.0194 ТЫС ТОНН I 0.0022 ТЫС КУБ М I
I ДОЛЯ ОТОБР ЗАПАСОВ । 0.00363 I 0.00353 I 0.00000 I
! НЕБАЛАНС (ДОЛИ ЕД.) I -0.887756Е-02 I -0.301712Е+00 I -0.264778Е+00 I
I НАК. ОТБОР ИЗ ЗОНЫ I 1.0640 МЛНКУБМ ! 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0000 ТЫС КУБМ I
338
! ДОЛЯ ОТБОРА ИЗ ЗОНЫ I 0.00366 ! 0.00000 I 0.00000 I
I ttttttSSW I ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ МОДЕЛИ ПО ЗОНАМ I
I—>ГАЗА<—I 289.2700 МЛН КУЕМ I. 0.0000МЛНКУБМ ! 2.6260 МЛНКУБМ I
I—>НЕФТИ<—! 5.5028ТЫСТОНН I 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0001 ТЫСТОНН !
I—>ВОДЫ<—I 283.8129 ТЫС КУБ М I 0.0000 ТЫС КУБ М ! 786.6821 ТЫС КУБМ I
! $$$$$ I РАЗНОСТЬ МЕЖДУ НАЧАЛЬНЫМИ И ТЕКУЩИМИ ЗАПАСАМИ ПО ЗОНАМ !
I— >ГАЗА<— I 1.0542МЛНКУБМ I
I—>НЕФТИ<—I 0.0137 ТЫС ТОНН I
I — > ВОДЫ <— I -0.0847 ТЫС КУБ М I
0.0000 МЛНКУБМ I 0.0003МЛНКУБМ !
0.0000 ТЫС ТОНН I -0.0001 ТЫС ТОНН I
0.0000ТЫС КУБМ I 0.0867 ТЫС КУБМ !
ПЕЧАТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ
********************
НОМЕР ВРЕМЕННОГО СЛОЯ 180 ВРЕМЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ 6.00 СУТ ШАГ ПО ВРЕМЕНИ 0.040 СУТ
СЕТКА ДАВЛЕНИЙ (ГАЗ), АТ СЕТКА РАЗНОСТИ ДАВЛЕНИЙ СЕТКА РАЗНОСТИ НЕФТЕНАСЫЩ.
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
240.6 240.6 240.6 240.7 240.7 240.7 240.7
240.6 240.7 240.7 240.7 240.7 240.7 240.7
240.8 240.8 240.8 240.8 240.8 240.8 240.8
240.9 240.9 240.9 240.9 240.9 240.9 240.9
СЛОЙ К 2
240.9 240.9 240.9 240.9 240.9 240.9 240.9
240.9 240.9 240.9 241.0 241.0 241.0 241.0
241.0 241.0 241.0 241.1 241.1 241.1 241.1
241.2 241.2 241.2 241.2 241.2 241.2 241.2
СЛОЙ КЗ
241.1 241.1 241.1 241.2 241.2 241.2 241.2
241.2 241.2 241.2 241.3 241.3 241.3 241.3
241.3 241.3 241.3 241.4 241.4 241.4 241.4
241.5 241.5 241.5 241.5 241.5 241.5 241.5
СЛОЙ К 4
241.3 241.4 241.4 241.4 241.4 241.4 241.4
241.4 241.4 241.4 241.5 241.5 241.5 241.5
241.5 241.5 241.6 241.6 241.6 24 1 6 241.6
241.7 241.7 241.7 241.7 241 7 241.7 241.7
СЛОЙ К 5
241.7 241.7 241.7 241.7 241.7 241.7 241.7
241.7 241.7 241.7 241.7 241.8 241.8 241.8
241.8 241.8 241.8 241.8 241.8 241.9 241.9
242.0 242.0 242.0 242.0 242.0 242.0 242.0
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
2.1 2.1 2.1 2.0 2.0 2.0 2.0
2.1 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0
1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9
1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1:8
СЛОЙ К 2
2.1 2.1 2.1 2.1 2.0 2.0 2.0
2.1 2.1 2.0 2.0 2.0 2 0 2.0
1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9
1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8
СЛОЙ КЗ
2.2 2.2 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1
2.1 2.1 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0
1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9
1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8
СЛОЙ К 4
2.2 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1
2.1 2.1 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0
2.0 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9
1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8
СЛОЙ К 5
2.1 2.1 2.1 2.1 2.0 2.0 2.0
2.1 2.1 2 0 2.0 2.0 2.0 2.0
2.0 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9
1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ КЗ
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 О 00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЕТКА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ СЕТКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ СЕТКА ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ
1234567 1234567 1234567
СЛОЙ К 1 СЛОЙ К 1 СЛОЙ К 1
0.800 0 800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0 20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 020 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 2 СЛОЙ К 2 СЛОЙ К 2
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ КЗ
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0800 0.800
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ КЗ
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0 20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ КЗ
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0 20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 4
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 5
0.794 0.795 0.795 0.796 0.796 0.796 0.796
0.797 0.797 0.797 0.797 0.797 0.797 0.797
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0 00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0 00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 4
0.20 0 20 0.20 0.20 0.20 0.20 020
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 5
0.21 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ, АТ
240.88 240.96 241.02 241.05 241.07 241.08 241.09 0.00
IN I Z I ФАЗА I 0О-ДЕБ.ГАЗАК2Н-ДЕБНЕФТИ1 QV-ДЕБВОДЫ' SG-НАКГАЗ ISN-HAK.HE4TblSV-HAK.B0flAI PriSTISHISBI
I I 13АДАН.1ТЫСКУЕМАЭТ! ТОНН/СУТ 1КУБМЯУТ I МЛНКУБМ I ТЫСТОНН I ТЫС КУБ Ml АТА I НАСЫЩЕННОСТИ I
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х= 1 У= 1
339
I 11 3! ГАЗ I 0.7107E+02 0.1302E+01 0.1493E+00 0.4321E+00 0.7905E-02 0.905E-03 241.07 0.800 0.000 0.200 I
I 2 ! 3! ГАЗ I 0.5681E+02 0.1041E+01 0.1193E+00 0.3442E+00 0.6295E-02 0.721E-03 241.11 0.800 0.000 0.200 I
I 3 1 31 ГАЗ I 0.4929E+02 0.9029E+00 O.1O35E+OO 0.2976E+00 0.5443E-02 0 623E-03 241.15 0.800 0.000 0.200 I
I 4! 31 ГАЗ I 0.4528E+02 0.8293E+00 0.9508E-01 0.2727E+00 0.4987E-02 0.571E-03 241.17 0.800 0.000 0.200 I
! 5 I 31 ГАЗ I 0.4338E+02 0.7946E+00 0.9110E-01 0.2609E+00 0.4771E-02 0.546E-03 241.19 0.800 0.000 0.200 I
! 6! 31 ГАЗ ! 0.4281E+02 0.7840E+00 0.8988E-01 0.2572E+00 0.4704E-02 0.538E-03 241.20 0.800 0.000 0.200 I
I 7! 31ГАЗ I 0.4290E+02 0.7858E+00 0.9009E-01 0.2577E+00 0.4713E-02 0.540E-03 241.20 0.800 0.000 0.200 I
I ИТОГО: ! 0.3515E+03 0.6439E+01 0.7383E+00. 0.2122E+01 0.3882E-01 0.4444E-02! ПО СКВАЖИНЕ 11 I 1 I
ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ C1/C2 ! . ДОБЫЧА С 1+C2= !
ЗАКАЧКА I
I ГАЗ,МЛНКУБМ ! 287.246/ .0.000 I 2.122+ 0.0'00= 2.122 I 0.000
! НЕФТЬ, ТЫС ТОНН I 0.000/ 0.000 I 0.000+ 0.000= 0.000 I - I
I КОНДЕНСАТ. ТЫС ТОНН! 5.259/ 0.000 I 0.039+ Ч>.Й00 = 0.039 I
! ГАЗ В НЕФТИ, МЛНКУБМ ! 0.000/' 0.000 I 0.000+ 0.000= 0.000 I
! ВОДА С ГАЗОМ,ТЫС КУБМ! - ! .0.004+ 0.000= 0.004 I
I ВОДА С НЕФТЫО.ТЫС КУБ Ml - ! 0.000 + 0.000= 0.000 I
I ВОДА, ТЫСКУБМ I - I 0.000+ 0.000= 0.000 ! 0.000 I
I
I
СРЕДНЕВЗВЕШ ДАВЛЕНИЕ В ГАЗ.ЗОНЕ=241.416 АТ В НЕФТ.ЗОНЕ= 0.000 АТ
КОЛИЧЕСТВОВТОРГЩЕЙСЯВОДЫ,ТЫС. КУБ.М = 0.000
I I I ГАЗ ! НЕФТЬ I ВОДА I
I ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ I 290.8362 МЛНКУБМ I 5.4891 ТЫС ТОНН .1 1070.4929 ТЫС КУБ М I
! ОТОБРАННЫЕ ЗАПАСЫ ! 2.1223 МЛНКУБМ I 0.0388 ТЫС ТОНН I 0.0044 ТЫС КУБМ I
I ДОЛЯ ОТОБР ЗАПАСОВ ! 0.00724 I 0.00704 ! 0.00000 !
! НЕБАЛАНС (ДОЛИ ЕД.) ! -0.374307Е-02 I -0.295025Е+00 I -0.182165Е+00 !
I НАК. ОТБОР ИЗ ЗОНЫ! 2.1223 МЛНКУБМ I 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0000 ТЫС КУБ М I
I ДОЛЯ ОТБОРА ИЗ ЗОНЫ! 0.00731 I 0.00000 ! 0.00000 I
! ! ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ МОДЕЛИ ПО ЗОНАМ I.
! — > ГАЗА <— ! 288.2105 МЛН КУБМ ! 0.0000 МЛН КУБ М I 2.6257 МЛНКУБ М I
I— >НЕФТИ*— I 5.4890 ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0001 ТЫС ТОНН I
!—>ВОДЫ<—I 283.8979 ТЫС КУБМ ! 0.0000 ТЫС КУБ М. I 786.5948 ТЫСКУБМ I
I ШШ I РАЗНОСТЬ МЕЖДУ НАЧАЛЬНЫМИ И ТЕКУЩИМИ ЗАПАСАМИ ПО ЗОНАМ I
I— > ГАЗА <— ! 2.1136 МЛНКУБМ I
! — >НЕФТИ*— ! 0.0274 ТЫС ТОНН !
I— >ВОДЫ<— ! -0.1698 ТЫС КУБМ I
0.0000 МЛНКУБМ I 0.0006 МЛНКУБМ !
0.0000 ТЫС ТОНН ! -0.0001 ТЫС ТОНН I
0.0000 ТЫС КУБМ I 0.1739 ТЫСКУБМ I
**ж*жжжж**жж*******ж TTF.VA ТТ-> РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ Ж**ж*жжжжжжж*жжжжжжж
НОМЕР ВРЕМЕННОГО СЛОЯ 505 ВРЕМЯ МОДЕЛИРОВАНИЯ 19.00 СУТ ШАГ ПО ВРЕМЕНИ 0.040 СУТ
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
236 6 236.6 236.6 236.7 236.7 236.7 236.7
236 6 236.7 236.7 236.7 236.7 236 7 236.7
236.8 236.8 236.8 236.8 236.8 236.8 236.8
236.9 236.9 236.9 236.9 236.9 236.9 236.9
СЛОЙ К 2
236.8 236.9 236.9 236.9 236.9 236.9 236.9
236.9 236.9 236.9 237.0 237.0 237.0 237.0
237.0 237.0 237.0 237.1 237.1 237.1 237.1
237.2 237.2 237.2 237.2 237.2 237.2 237.2
СЛОЙ К 3
237.0 237.1 237.1 237.2 237.2 237.2 237.2
237.2 237.2 237.2 237.3 237.3 237.3 237.3
237.3 237.3 237.3 237.4 237.4 237.4 237.4
237.5 237.5 237.5 237.5 237.5 237.5 237.5
СЛОЙК4'
237.3 237.4 237.4 237.4 237.4 237.4 237.4
237.4 237.4 237.4 237.5 237.5 237.5 237.5
237.5 237.5 237.5 237.6 237.6 237.6 237.6
237.7 237.7 237.7 237.7 237.7 237.7 237.7
СЛОЙ К 5
237.6 237.7 237.7 237.7 237.7 237.7 237.7
237.7 237.7 237 7 237.7 237.7 237.8 237.8
237.8 237.8 237.8 237.8 237.8 237.8 237.8
238.0 238 0 238.0 238.0 238.0 238.0 238.0
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
6.1 6.1 6.1 6.0 6.0 6.0 6.0
6.1 6.0 6.0 6.0 6.0 .6.0 6.0
5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9
5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8
СЛОЙ К 2
6.1 6.1 6.1 6.1 6.0 6.0 6.0
6.1 6.1 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0
5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9
58 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8
СЛОЙ К 3
6.2 6.2 6.2 6.1 6.1 6.1 6.1
6.1 6.1 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0
6.0 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9
5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8
С ЛОЙ К 4
6.2 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1
6.1 6.1 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0
6.0 6.0 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9
5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8
СЛОЙ К 5
6.1 6.1 6.1 6.1 6.0 6.0 6.0
6.1 6.1 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0
6.0 6.0 5.9 5.9 5.9 5.9 5.9
5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8 5.8
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 3
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЕТКА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ СЕТКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ СЕТКА ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ
12345.67 1234567 12345 6 7
С ЛОЙ К 1 СЛОЙК1 СЛОЙК1 .
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800.0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
340
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 2
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
. С ЛОЙ КЗ
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 4
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800 0.800
СЛОЙ К 5
0783 0.786 0.787 0.788 0.789 0.789 0.789
0.791 0.792 0.793 0.793 0.794 0.794 0.794
0.798 0.798 0.798 0.798 0.798 0.798 0.798
0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799 0.799
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ КЗ
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00.0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
С ЛОЙ К 2
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 3
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 4
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
СЛОЙ К 5
0.22 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21
0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21 0.21
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20 0.20
ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ, АТ
236.87 236.95 237.01 237.05 237.07 237.08 237.08 0.00
IK (Z! ФАЗА10О-ДЕБ.ГАЗА!С)Н.ДЕБЯЕФТИ107-ДЕБ.ВОДЫ!5О-НАК.ГАЗ!ЗИ-НАК.НЕФТЬ!ЭТ-НАКВОДА1 PTISTISHISB I
I I 13АДАН.1ТЫСКУБМЮУТ1 ТОНН/СУТ (КУБМ/СУТ (МЛНКУБМ ! ТЫСТОНН (ТЫСКУБМ! АТА I НАСЫЩЕННОСТИ I
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х= 1 У= 1
1 ! 3!ГАЗ ! ! 0.7402Е+02 0.1365Е+01 0.1574Е+00 0.1363Е+01 0.2501 Е-01 0.287Е-02 237 07 0.800 0.000 0.200 (
2! 31ГАЗ ! ! 0.5812Е+02 0.1072Е+01 0.1236Е+00 0.1085Е+01 0.1991Е-01 0.229Е-02 237.11 0.800 0.000 0.200 1
3! 3!ГАЗ I ! 0.4972Е+02 0.9165Е+00 0.1057Е+00 0.9386Е+00 0.1722Е-01 0.198Е-02 237.15 0.800 0.000 0.200 !
4 ! 3! ГАЗ 1 0.4531 Е+02 0.8352Е+00 0.9632Е-01 0.8605Е+00 0.1579Е-01 0.181Е-02 237.17 0.800 0.000 0.200 !
5! 3! ГАЗ ! ! 0.4327Е+02 0.7975Е+00 0.9197Е-01 0.8238Е+00 0.1511Е-01 0.174Е-02 237.19 0.800 0.000 0.200 ।
61 3! ГАЗ 1 1 0.4263Е+02 0.7858Е+00 0.9062Е-01 0.8124Е+00 0.1491Е-01 0.171Е-02 237.19 0.800 0.000 0.200 I
7! 3!ГАЗ 1 0.4271Е+02 0.7873Е+00 0.9079Е-01 0.8142Е+00 0.1494Е-01 0.172Е-02 237.20 0.800 0.000 0.200 1
I ИТОГО: I 0.3558Е+03 0.6558Е+01 0.7564Е+00 0.6698Е+01 0.1229Е+00 0.1411Е-01! ПО СКВАЖИНЕ 11 ! 1 I
ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ С1/С2 ! ДОБЫЧА Cl+C2= I ЗАКАЧКА !
I ГАЗ,МЛНКУБМ I 282.679/ 0.000 I 6.698+ 0.000= 6.698 ! 0.000 I
I НЕФТЬ, ТЫС ТОНН I 0.000/ 0.000 I 0.000+ 0.000= 0.000 I - I
! КОНДЕНСАТ. ТЫС ТОНН I 5.208/ 0.000 ! 0.123+ 0.000= 0.123 ! - !
(ГАЗ В НЕФТИ, МЛН КУБМ! 0.000/ 0.000 ! 0.000+ 0.000= 0.000 ! - !
1ВОДАСГАЗОМТЫСКУБМ! - ! 0.014+ 0.000= 0.014 ! - I
! ВОДА С НЕФТЬЮ,ТЫСКУБМ! - I 0.000+ 0.000= 0.000 I - I.
I ВОДА, ТЫС КУБМ I - ! 0.000+ 0.000= 0.000 ! 0.000 !
СРЕДНЕВЗВЕШ ДАВЛЕНИЕВ ГА3.30НЕ=237.412 АТ В НЕФТ.ЗОНЕ= 0.000 АТ
КОЛИЧЕСТВО ВТОРГЩЕЙСЯ ВОДЫ, ТЫС. КУБ.М = 0.000
I ! ШШШВ I ГАЗ ! НЕФТЬ ! ВОДА ।
I ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ I 286.2549 МЛНКУБМ ! 5.4293 ТЫС ТОНН ! 1070.4823 ТЫСКУБМ I
I ОТОБРАННЫЕ ЗАПАСЫ! 6.6977 МЛНКУБМ I 0.1229 ТЫС ТОНН I 0.0141 ТЫС КУБ-М !
I ДОЛЯ ОТОЕР ЗАПАСОВ! 0.02286 ! 0.02228 I 0.00001 !
I НЕБАЛАНС (ДОЛИ ЕД.) I -0.314097Е-03 ! -0.291440Е+00 - ! 0.434802Е-02 I
I НАК. ОТБОР ИЗ ЗОНЫ! 6.6977 МЛНКУБМ ! 0.0000 ТЫС ТОНН I 0.0000 ТЫС КУБМ !
(ДОЛЯ ОТБОРА ИЗ ЗОНЫ! 0.02307 ! 0.00000 I 0.00000 I '
I $$$$$$$$$$$$$ ! ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ МОДЕЛИ ПО ЗОНАМ !
I—>ГАЗА<—! 283.6307 МЛНКУБМ I 0.0000МЛНКУБМ I
!—> НЕФТИ <--! 5.4289 ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН !
|-_>ВОДЫ<—I 284.3119ТЫСКУБМ ! 0.0000 ТЫС КУБ М
2.6243МЛНКУБМ I
0.0005 ТЫС ТОНН (
786.1706ТЫСКУБМ !
! $$$$ I РАЗНОСТЬ МЕЖДУ НАЧАЛЬНЫМИ И ТЕКУЩИМИ ЗАПАСАМИ ПО ЗОНАМ 1
!-—>ГАЗА<—! 6.6935 МЛН КУБ М !
I—>НЕФТИ<—I 0.0876 ТЫС ТОНН I
I — > В О Д Ы <— I -0.5837 ТЫС КУБ М !
0.0000МЛНКУБМ ! 0.0020МЛНКУБМ !
0.0000 ТЫС ТОНН ! -0.0005 ТЫС ТОНН I
0.0000ТЫСКУБМ I 0.5981 ТЫСКУБМ I
341
ПЕЧАТЬ РЕЗУЛЬТАТОВ РАСЧЕТОВ «ж**»*»**
НОЙЕР ВРЕМЕННОГО СЛОЯ 1029 ВРЕНЯ КОДЕЛИРОВАНИЯ 365.00 СУТ ШАГ ПО ВРЕМЕНИ 0.367 СУТ
ГОД С НАЧАЛА Р-КИ 1.00 ВАРИА1
СЕТКА ДАВЛЕНИЙ (ГАЗ) , АТ
1 2 3 4 5 6 7
СЛОЙ К 1
182.8 183.7 186.2 187.3 188.2 189.3 201.3
187.4 188.4 189.5 190.5 191.8 193.6 201.6
194.8 19S.2 195.8 196.6 197.7 199.0 202.9
205.8 205.9 206.1 206.3 206.8 207.3 208.4
220.5 220.5 220.5 220.5 220.6 220.6 220.7
225.3 225.3 225.3 225.3 225.3 225.3 225.3
СЛОЙ К 2
184.7 186.3 187.7 188.8 189.8 191.3 201.8
187.9 188.8 189.8 190.9 192.2 194.0 201.9
195.1 195.5 196.1 197.0 198.0 199.3 203.2
206.1 206.2 206.5 206.8 207.2 207.6 208.7
220.8 220.8 220.8 220.9 220.9 220.9 221.0
225.6 225.6 225.6 225.6 225.6 225.7 225.7
СЛОЙ К 3
186.3 186.7 138.1 189.2 190.2 192.2 201.9
188.1 189.0 190.1 191.2 192.4 194.3 202.0
195.3 195.7 196.3 197.1 198.2 199.5 203.4
206.3 206.4 206.6 206.9 207.3 207.8 208.9
221.0 221.0 221.0 221.1 221.1 221.1 221.2
225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.8 225.9
СЛСЙ К 4
187.2 187.5 188.5 189.6 190.9 193.1 202.0
188.3 189.1 190.2 191.3 192.5 194.4 202.1
195.4 195.7 196.4 197.2 198.3 199.6 203.5
206.4 206.5 206.7 207.0 207.4 207.9 209.0
221.1 221.1 221.1 221.2 221.2 221.2 221.3
225.9 225.9 225.9 225.9 225.9 226.0 226.0
СЛОЙ К 5
188.6 188.9 189.8 190.9 192.2 194.4 202.2
189.4 189.7 190.6 191.6 193.0 195.1 202.3
195.6 195.9 196.5 197.4 198.4 199.8 203.6
206.5 206.7 206.9 207.2 207.6 208.0 209.1
221.3 221.3 221.3 221.3 221.4 221.4 221.5
226.1 226.1 226.1 226.1 226.1 226.1 226.1
СЛОЙ К б
191.6 191.9 192.8 193.9 195.2 197.4 204.7
192.2 192.5 193.3 194.4 195.7 197.8 204.8
198.0 198.4 199.0 199.8 200.9 202.2 206.1
209.0 209.1 209.3 209.7 210.0 210.5 211.6
223.7 223.7 223.7 223.8 223.8 223.9 224.0
228.6 228.6 228.6 228.6 228.6 228.6 228.6
НОИЕР -> V03h <- (С ЗАПИСЬЮ ТАБЛИЦЫ)
СЕТКА РАЗНОСТИ ДАВЛЕНИЙ
1 2 3 4 5 6 7
СЛСЙ К 1
59.9 58.0 56.5 55.4 54.5 53.3 41.3
55.3 54.3 53.2 52.2 50.9 49.1 41.1
47.9 47.5 46.9 46.1 45.0 43.7 39.8
36.9 36.8 36.6 36.3 35.9 3S.4 34.3
22.2 22.2 22.2 22.2 22.1 22.1 22.0
17.4 17.4 17.4 17.4 17.4 17.4 17.4
СЛОЙ К 2
58.4 56.8 55.4 54.3 53.3А 51.8 41.3
55.2 54.3 53.2 52.1 50.^49.1 41.2
47.9,47.6 47.0 46.1 45.1 43.7 39.9
37.0 36.8 36.6 36.3 35.9 35.5 34.4
22.3 22.3 22.2 22.2 22.2 22.1 22.0
17.4 17.4 17.4 17.4 17.4 17.4 17.4
СЛОЙ К 3
56.9 56.6 55.2 54.1 53.1 51.1 41.3
55.1 54.3 53.2 52.1 50.9 49.0 41.2
48.0 47.6 47.0 46.2 45.1 43.8 39.9
37.0 36.9 36.6 36.3 35.9 35.5 34.4
22.3 22.3 22.3 22.2 22.2 22.1 22.0
17.5 17.5 17.5 17.4 17.4 17.4 17.4
СЛОЙ К 4
56.2 55.9 54.9 53.8 52.5 50.3 41.4
55.1 54.3 53.2 52.1 50.9 49.0 41.3
48.0 47.6 47.0 46.2 45.1 43.8 39.9
37.0 36.9 36.7 36.3 36.0 35.5 34.4
22.3 22.3 22.3 22.2 22.2 22.2 22.1
17.5 17.5 17.5 17.5 17.4 17.4 17.4
СЛОЙ К 5
55.0 54.7 53.8 52.7 51.4 49.2 41.4
54.2 53.9 53.0 52.0 50.6 48.5 41.3
48.0 47.7 47.1 46.2 45.1 43.8 40.0
37.0 36.9 36.7 36.4 36.0 35.6 34.4
22.3 22.3 22.3 22.3 22.2 22.2 22.1
17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.5 17.4
СЛОЙ К б
53.6 53.3 52.4 51.4 50.0 47.9 40.6
53.1 52.8 51.9 50.9 49.5 47.4 40.5
47.2 46.9 46.2 45.4 44.3 43.0 39.2
36.2 36.1 35.9 35.6 35.2 34.7 33.6
21.5 21.5 21.5 21.5 21.4 21.4 21.3
16.7 16.7 16.7 16.7 16.7 16.7 16.6
СЕТКА РАЗНОСТИ НЕФТЕНАСЫЩ.
1 2 3 4 5 6 7
елей К 1
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛСЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛСЙ КЗ *
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛСЙ К 4
6.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
О.00 0.00 0.00 0.00 О.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
елей к s
0.00 0.00 0,00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 о.СЮ 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
о.оо о.оо о.оо о.оо о.ею о.ею о.сю
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
елей к б
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
О.СЮ О.СЮ 0.00 0.00 0.00 О.СЮ 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
**********************************************************************************************************************
1
С • "?99
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.769
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.323
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.303
0.789
0.799
0.799
0.800
0.800
0.180
0.264
0.770
0.793
0.796
0.797
0.003
0.003
0.002
0.002
0.001
0.001
2
С. 7??
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.730
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.353
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.202
0.328
0.775
0.793
0.796
0.797
0.003
0.003
0.002
0.002
0.001
0.001
СЕТКА ГАЗОНАСЫЩЕННОСТИ
3
СЛОЙ
О.*7??
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
СЛОЙ
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
СЛОЙ
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
СЛОЙ
0.453
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
СЛОЙ
0.213
0.379
0.777
0.793
0.796
0.797
СЛОЙ
0.003
0.003
0.002
0.002
0.001
0.001
4
К 1
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
К 2
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
К 3
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
К 4
0.460
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
К 5
0.213
0.381
0.778
0.793
0.796
0.797
К 6
0.003
о.ооз
0.002
0.002
0.001
0.001
5
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.786
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.372
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.205
0.342
0.777
0.793
0.796
0.797
0.003
0.003
0.002
0.002
0.001
0.001
6
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.483
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.359
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.251
0.339
0.776
0.793
0.796
0.797
0.002
0.002
0.002
0.002
0.001
0.001
7
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.799
0.799
0.799
0.799
0.800
0.800
0.771
0.781
0.790
0.793
0.796
0.797
0.002
0.002
0.002
0.002
0.001
0.001
СЕТКА НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ
1 2 3 4 5 6 7
СЛСЙ К 1
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 ,0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛСЙ К 2
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
О.Оо 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 3
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00,0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
о.оо 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
О.Оо 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 4
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 О.оо 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛСЙ К 5
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
СЛОЙ К 6
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
1
слей
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
елей
0.23
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
елей
0.68
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
слей
0.70
0.21
0.20
0.20
0.20
0.20
елей
0.82
0.74
0.23
0.21
0.20
0.20
слей
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
СЕТКА ВОДОНАСЫЩЕННОСТИ
2
К 1
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
К 2
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
К 3
0.27
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
К 4
0.65
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
К 5
0.80
0.67
0.23
0.21
0,20
0.20
К 6
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00 1.00
3
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
6.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.55
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.79
0.62
0.22
0.21
0.20
0.20
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
4
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.54
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.79
0.62
0.22
0.21
0.20
0.20
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
5
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.21
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.63
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.80
0.66
0.22
0.21
0.20
0.20
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
6
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0,52
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.64
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.75
0.66
0.22
0.21
0.20
0.20
1.00
1.00
1.00
7
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.20
0.23
0.22
0.21
0.21
0.20
0.20
1.00
1.00
1.00
1.00 1.00
1.00 1.00
1.00 1.00
***** ** «*« »» ******** ** *t* ***** ** ******** ПК *** жж ж»*»*»** жж ж*****»» «ж ************** ******* ******** ***** *************** ♦»
ж**»*»*»»*»******* »«************ «ж*******»*»****»**#»***»****»»»**»* **************************************************
ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ, АТ
178.55 181.29 183.12 184.28 184.93 185.16 0.00 0.00
342
N ! Z • ФАЗА • ОС-ДЕБ.ГАЗА*да-ДЕБ.НЕФТИ! QV-ДЕБ.ВОДЫ! SG-НАК.ГАЗ JSN-HAK.НЕФТЬ’SV-НЛК.ВОДА! РГ ! ST ! SH ! S В
• !ЗАДАН. ’ТЫС КУБН/СУТ» ТОНН/СУТ ! КУБ И/СУТ ! МЛН КУВ Н ‘ ТЫС ТОНН ! ТЫС КУБ Н ! АТА • НАСЫЩЕННОСТИ
СКВАЖИНА НОМЕР 11 КООРДИНАТЫ Х« 1 У» 1
1 ! 1! ГАЗ । 0.2980Е+03 0.5959Е+01 0.7416Е+00 0.1174Е+ОЗ О.2293Е+О1 0.277Е+00 182.80 0.799 0.000 0.201 *
2 * 1! ГАЗ t 0.2407Е+03 0.4801Е+01 0.5948Е+00 0.9240Е+02 0.1800Е+01 0.2Х7Е+00 184.70 0.799 0.000 0.201 '
3 » 1‘ ГАЗ I 0.2179Е+03 0.4338Е+01 0.5355Е+00 0.8293Е+02 0.1612Е+01 0.194Е+00 186.20 0.799 0.000 0.201 ’
4 ‘ 1’ ГАЗ t 0.2162Е+03 0.4298Е+01 0.5293Е+00 0.8214Е+02 0.1S94E+01 0.191Е+00 187.33 0.799 0.000 0.201 !
5 • 1! ГАЗ । 0.2368Е+03 0.4701Е+01 0.5778Е+00 0.8999Е+О2 0.1745Е+01 0.209Е+00 188.26 0.799 0.000 0.201 ’
6 • 1! ГАЗ 0.3023Е+03 0.5993Е+01 0.7349Е+00 0.1143E+G3 0.2213Е+01 0.265Е+00 189.40 0.799 0.000 0.201 •
7 ! 1! — । О.ООООЕ+ОО 0.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ОООЕ+ОО 201.47 0.799 0.000 0.201 ’
ИТОГО: 1 G.1512E+04 0.3009Е+02 0.3714Е+01 0.5792Е+СЗ 6.1126Е+02 0.1353Е+С1 f ПО СКВАЖИНЕ 11 » 1 !
СКВАЖИНА НОМЕР 55 КООРДИНАТЫ X- 1 У- 3
8 ’ ' 4 ! । О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ОООЕ+ОО 195.43 0.799 0.000 0.201 !
9 ! 4! —— । О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ОООЕ+ОО 206.41 0.799 0.000 0.201 !
10 ! 4! — । О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ОООЕ+ОО 221.11 0.800 0.000 0.200 »
ИТОГО: О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО О.ООООЕ+ОО ’ ПО СКВАЖИНЕ 55 ’ 2 •
!$$$МSS$5$$$S$$$ f ТЕКУЩЕЕ ЗАПАСЫ С1/С2 • ДОБЫЧА С1+С2 ж* f ЗАКАЧКА г
в ММ ММ М М М Мм м » ««М « МММ ММ «.М^ МММММММММММММММ мм м — — мм м м м —- — мм мммм МММММММММММ мммммммм МММ ММ ММММММММ мммм «ММММ МММ ММ ММ МММ
! ГАЗ, МЛН КУБ М ! 4727.776/ 0.000 ' 579.159 + 0.00'0 Я 579.159 1 0.000 «
! НЕФТЬ, ТЫС ТОНН ! 0.000/ 0.000 • 0.000 + > 0.000 0.000 i мм 1
! КОНДЕНСАТ, ТЫС ТОНН ‘ 89.984/ 0.000 ! 11.257 + 0.000 № 11.257 1 мм 1
! ГАЗ В НЕФТИ, МЛН КУБ Н ! 0.000/ 0.000 ! 0.000 + 0.000 «5 0.000 1 мм 1
! ВОДА С ГАЗОМ, ТЫС КУБ М ‘ t - 1.353 + 0.000 я 1.353 t мм 1
? ВОДА С НЕФТЬЮ,ТЫС КУБ К! • 0.000 + 0.000 в 0.000 1 мм >
! ВОДА, ТЫС КУБ Н ! « 0.000 + 0.000 = 0.000 i 0.000 •
м««М ^м. м«.^««м м«« м м «М«М« мм м ммммммммммммммм ммммммммммммммм М^^М М М«.^^М М^М М М ММ) м .М.« М ММ м«« м МММ МММММММ Мммм МММММММММММММ МММ
~СРЕДНЕВЗВЕШ ДАВЛЕНИЕ В ГАЗ.ЗОНЕ*216.308 АТ В НЕФТ.30НЕ= 0.000 АТ
КОЛИЧЕСТВО ВТОРГШЕЙСЯ В0Д4 , ТЫС. КУБ.Н « -19.349
ВОДА
ТЕКУИЦЕ ЗАЛАСЫ ' ОТОБРАННЫЕ ЗАПАСЫ ! 4799.4023 НЯН 579.1591 НЛН КУБ Н I 90.0704 ТЫС ТОНН 21983.4922 ТЫС КУБ Н 1.3532 ТЫС КУБ И
КУБ Н ‘ 11.2569 тыс ТОНН
ДОЛЯ ОТОБР ЗАПАСОВ ‘ 0.10765 t 0.11617 0.00006
НЕБАЛАНС (ДОЛИ ЕД.) 0.208823Е-02 1 -0.392957Е+00 -0.142837Е+02
НАК. ОТБОР ИЗ ЗОНЫ ! 579.1591 НЛН КУБ Н * 0.0000 тыс ТОНН 0.0000 ТЫС КУБ Н
ДОЛЯ ОТБОРА ИЗ ЗОНЫ ! 0.10879 । 0.00000 0.00000
’ $$$$$$$$$$$$$ ’ ТЕКУЩИЕ ЗАПАСЫ К ОДЕЛИ П 0 ЗОНАМ
МММ м^.. мм М м м МММММММ .«ММ МММММММММММММ МММММММмм Мммммммм«^мммммммммммм мммммм MMMMMM мм М М М мм ^^«« Мм М м М iMM м М«« мм
! > ГАЗА ! 4743.7378 НЛН КУБ Н ! 0.0000 НЛН КУБ И 1 55.6647 НЛН КУВ Н
! > НЕФТИ < ! 89.9839 ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН 1 0.0865 ТЫС ТОНН
• > ВОДЫ < * 5285.7441 ТЫС КУБ Н ‘ 0.0000 ТЫС КУБ Н 1 16697.7441 ТЫС КУБ И
$$$$$$$$$$$$$ ! РАЗНОСТЬ МЕЖДУ НАЧАЛЬКДКИ И ТЕКУЩИМ ЗАПАСАМИ ПО ЗОНАМ
!----> ГАЗА <---! 580.0864 МЛН КУБ К ! 0.0000 МЛН КУБ Н ’ 0.2808 МЛН КУБ И
!----> НЕФТИ <---! 6.9197 ТЫС ТОНН ! 0.0000 ТЫС ТОНН » -0.0863 ТЫС ТОНН
t----> в оды <---! -80.2925 ТЫС КУБ Н » 0.0000 ТЫС КУБ Н ! 62.3203 ТЫС КУБ Н
ЗАБОЙНОЕ ДАВЛЕНИЕ, АТ
78.52 181.26 183.09 184.26 184.90 185.14 0.00 0.00
343
через 5 лет разработки залежи, то эти разности будут: в первом пропластке 44,8 и 44,4
атм.; во втором 40,2 и 38,2 атм., а в четвертом 43,6 и 42,7 атм. на расстояниях от скважины
10 и 750 м соответственно. Большой практический интерес представляют разности давле-
ний в 5-ом и б-ом пропластках, которые оказались примерно в 2 раза меньше, чем в пер-
вом и четвертом пропластках, что связано с невскрытпем скважиной этих пропластков и
поддержанием Давления за счет водоносного пласта снизу. К концу' разработки, через 20
лет, разности давлений по пропласткам Ki^-K? в среднем составляли: 94,8, 88,5; 93,8; 93,9;
55,4, 53,7 и 51,3 атм. '
%
— Сетка насыщенностей печатается для трех фаз: газ, нефть и вода. Это связано с
тем, что геолого-математическая модель создана для трехфазной системы. Но так как
пример расчета выполнен для газовой залежи, в сетке насыщенностей приведена насы-
щенность по нефти, равной нулю, по всем пропласткам для любого отрезка времени раз-
работки. Если насыщенность водой в процессе разработки по любому пропластку превы-
шает порог подвижности, принятый равным SEn>0,25, то начинается двухфазная фильтра-
ция с заданным’характером проницаемости от величин газоводонасыщенности любого из
пропластков
— В таблице 5.9 приведены значения забойных давлений по вскрытым скважиной
пропласткам с учетом гравитационных сил и потерь давления при движении газа в преде-
лах интервала вскрытия.
— Приведены значения дебптов газа, нефти и воды по пропласткам и суммарные
по всем слоям, а также накопченные отборы по фазам из каждого пропластка и суммарно
из фрагмента.
— Приведены текущие запасы газа и отбора. В случае необходимости закачки су-
хого газа и воды в пласт также объемы закачиваемых агентов.
— Приведены средневзвешенные пластовые давления в газо-, нефте- и водонасы-
щенных зонах
— Приведены среднесуточные за год дебиты газа и конденсата, годовые отборы и
нарастающие отборы с начала разработки фрагмента залежи; текущие ежегодные коэф-
фициенты газоотдачи и средневзвешенные пластовые давления по годам.
Приведенный перечень данных, получаемых с помощью геолого-математических
моделей, невозможно получить любым другим методом. Этот метод является не только
методом для оценки степени участия каждого из неоднородных высоко- и низкопронп-
цаемых пропластков в разработке, но и методом, совмещающим задачи определения запа-
сов газа и прогнозирования показателей разработки многослойных неоднородных пла-
344
стов. Поэтому этот метод должен быть обязательным для использования проектировщи-
ком.
Приведенные выше табличные данные должны быть проанализированы для каждо-
го месторождения пли фрагмента проектируемого месторождения. При этом должны быть
рассмотрены влияния на прогнозируемые показатели следующих факторов.
— параметра анизотротпш х =КВ/КГ;
— запасов газа высоко- и низкопронпцаемых пропластков в разрезе,
— последовательности залегания высоко- и низкопронпцаемых пропластков.
— вскрыл и пропластков скважиной;
— темпа отбора газа го месторождения (фрагмента);
— размеров водоносного бассейна и количества растворенного в воде и в нефпз,
при наличии нефтяной оторочки, газа;
— толщины нгокопронпцаемых пропластков;
— угла падения пластов и др.
Из проведенных в работе [9] исследований следует, что при проекпгровании необ-
ходимо исходить из того, то:
1. При параметре анизотропии х >0,01 пракпгческп все пропластки с пронпцаемо-
стями 0,001<К<0,5 мкм2 истощаются синхронно с одтшаковым текшем, а при прочих оди-
наковых условиях и ухудшении верпткальной проницаемости в 10 раз (х =0,001) извле-
каемые за 20 лет разработки запасы газа снижаются на 8,5%. При снижении запасов низ-
копроницаемых пропластков коне^птые коэффициенты газоотдачи снижаются на 2,3% и
происходит отставание в величинах коэффициентов газоотдачи при снижении запасов вы-
сокопронпцаемых пропластков. Это отставание может доходить до 13%. Если параметр
ангоотроппп равен х=0,0001 мкм2, то пропласток практически не истощается, и поэтому
в разработке участвуют только вскрытые 1-й, 3-й и 4-й пропластки. Пятый пропласток
выполняет роль непроницаемой перегородки, и б-й пракпгческп не участвует в разработ-
ке, хотя проницаемость его равна 1%=0,25 мкм2. При одинаковых значениях параметра
анизотропии коэффициент говлечения го горизонтальных пластов ниже, чем го наклон-
ных пластов.
2. Степень истощения нгокопронпцаемых пропластков существенно зависти? от па-
раметра ангоотропии при х <0,001. При этом абсолютная величина горизонтальной про-
ницаемости является определяющей. При низкой горизонтальной проницаемости пара-
метр анизотропии даже при х «0,01 может оказать существенное влияние на истощение
нгокопронпцаемых коллекторов, и этот фактор должен быть учтен при проекпгровании.
345
Влияние параметра анизотропии при принятых емкостных и фильтрационных параметрах
пропластков оценивается не только коэффициентом газоотдачи, но и перепадом давления
между высоко- и низкопроницаемыми пропластками.
3. При параметре анизотропии л=0,0001 переток из низкопроницаемых в высоко-
проницаемые пропластки практически прекращается.
Большой практический интерес для проектирования разработки представляет со-
отношение запасов высоко- и низкопронпцаемых1 йропластков при одинаковых парамет-
рах анизотропии Из проведенных расчетов следует, что при снижении запасов низкопро-
ницаемых пропластков и х =0,01 коэффициент извлечения растет более интенсивно, так
как основная доля запасов приходится на долю высокопронпцаемых пропластков. Ухуд-
шение параметра анизотропии в 10 раз, т е. при х =0,001, коэффициент газоотдачи повы-
шается на 8,6%, если запасы газа низкопронпцаемых пропластков снижены в 5 раз по
сравнению с запасами высокопронпцаемых пропластков.
Влияние последовательности залегания на степень истощения каждого пропластка
сильно зависит от параметра анизотропии и вскрытия пропластков скважиной. При низ-
кпх параметрах ашгзотропип текущий коэффициент газоотдачи зависит от вскрытия про-
пластков и продолжительности отбора газа из месторождения.
Нпзкопроницаемые пропластки в первое время не успевают участвовать в разра-
ботке, п поэтому коэффициент извлечения соответствует только запасам высокопрони-
цаемых пропластков.
Размеры водоносного бассейна несущественно влияют на коэффициент газоотдачи
и увеличивают газоотдачу примерно на 1%.
Подушенные выше закономерности показаны на рис. 7.9-Я 2.9. Среди этих зависи-
мостей наиболее информативными являются зависимости между падением давления и от-
бором газа для различных параметров пропластков и разностью давлений ДР^Рщ-Р^ в за-
висимости от отбора газа. На рис. 7.9 а, б показаны падение пластового давления в зави-
симости от отбора газа для вариантов V-01H-^V-13H. Аналогичные зависимости показаны
на рис. 8.9 а, б для горизонтального пласта. Из характера изменения давления в зависимо-
сти от отбора нетрудно установить по каждому варианту' величину текущих извлекаемых
запасов. Из рис. 8.9 особенно четко видно, что в зависимости от включения в разработку
низкопронпцаемых пропластков запасы газа увеличиваются (см. варианты V-Обб, V-076,
V-086 и т.д).
На рис. 9.9 а, б и 10.9 а, б показаны перепады давления между высоко- и низкопро-
ницаемымп пропластками залежи пластового типа (наклонные пласты); в частности, меж-
346
ду четвертым (высокопрошщаемым) и пятым (нпзкопроницаемым) пропластками, а также
между первым и вторым пропласткамп. Из рис. 9.9 а, б видно, что перепады давления ме-
жду 4-м и 5-м пропласткамп непрерывно растут. Это вызвано влиянием на 5-й пропласток
нижележащих невскрытых б-го и 7-го пропластков и частичным поддержанием давления
за счет водоносного пласта. Перепады давления между первым и вторым пропластками
сначала резко растут, что связано с интенсивным истощением первого пласта, а затем
сравнительно стабилизируются (см. рис.10.9 а, б варианты V-01H-=-V-llH). Только при
вариантах V-02H; V-06B, V-10H, V-12H и V-13H, после образования перепада б-?10 атм.
начинаются интенсивные перетоки, и первоначальные перепады начинают уменьшаться.
В процессе истощения горизонтального пласта характер изменения перепадов по
вариантам между четвертым и пятым пропласткамп остается таким же, как и у наклонных
пластов. Причем величина перепадов по большинству вариантов (У-02б, V-ОЗб, V-04g, V-
ОббИ V-076, У-09б-г¥-13б) близка или больше 40 атм. (см. рис. 11.9 а, б, в). В частности, по
вариантам ДР=Рз-Р4 доходит до 80 атм. Перепады давления между вторым и первым про-
пластками гораздо ниже и равны 2-ьЗ атм. Только при вариантах V-096*V-136 перепады
между вторым и первым пропластками доходят до 6,0 МПа (см. рис. 12.9 а). На рис. 116
показаны перепады давления между пятым и четвертым (кривая 1) и третьим и вторым
(кривая 2) пропласткамп. Наличие сведении о величинах пластового давления не только
по отдельным пропласткам, но и по каждой ячейке по координатам хну позволяет в лю-
бой момент времени предсказать степень их участия в разработке и назвать величины ос-
таточных запасов в нпх. Это и является главным достоинством использования геолого-
математических моделей для подсчета запасов газа с учетом влияния на величину запасов
различных геолого-гидродинамических факторов. Это преимущество нового делает его
практически незаменимым для подсчета запасов при прогнозировашш основных показа-
телей разработки.
Из приведенных выше результатов, полученных путем использования геолого-
математических моделей месторождений для оценки запасов газа, следует:
1 Для применения этого метода необходима вся геолого-геофизическая, гидроди-
намическая информация о пропластках без осреднений, свойства газа, нефти, конденсата
и воды, термобарическпе параметры газа и т.д.
2 Не следует исключать тгз подсчета любые пропластки, независимо от их емкост-
ных и фильтрационных свойств.
3 Учесть запасы растворенного в подошвенной и контурной воде и в нефти (если
имеется нефтяная оторочка) газа.
347
давление в верхнем пропластке ат
Рис 7.9а
Изменение давления в верхнем пропластке в зависимости от % отбора
для вариантов V01H-> V10H в наклонном пласте
348
давление в верхнем пропластке ат
Рис 7.96
Изменение давления в верхнем пропластке в зависимости от % отбора
для вариантов VllH-s- V13H в наклонном пласте
349
давление в верхнем пропластке ат
Рис8.9а
Изменение давления в верхнем пропластке в зависимости от % отбора
для вариантов VOl^ V08s в горизонтальном пласте
350
давление в верхнем пропластке ат
Рис 8.96
Изменение давления в верхнем пропластке в зависимости от % отбора
для вариантов У09б+ V13® в горизонтальном пласте
351
перепад давления ат
80.00
V08h
60.00
V04h
V06h
40.00
V03k
!V07h
:V09h
20.00
V01h
V05h
0.00
iV02H
iVlta
TTTTTTTTT
100.00
0.00
Г1ГТПТП
20.00 40.00 60.
ТТТТТПТТ
00 80.00
отбор в от запасов
Рис 9.9а
Перепад давления между пятым и четвертым пропластками
для вариантов V01B-5- V10„ в наклонном пласте
352
перепад давления ат
40.00
0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00
отбор в от запасов
Рис 9.9 б
Перепад давления между пятым и четвертым пропластками
для вариантов VI1Н+ V13H в наклонном пласте
353
перепад давления ат
отбор В
от запасов
Рис 10.9а
Перепад давления между вторым и первым пропластками
для вариантов У01нч- V10H в наклонном пласте
354
перепад давления ат
Рис 10.96
Перепад давления между вторым и первым пропластками
для вариантов V11H+ V13H в наклонном пласте
355
80.00
перепад давления ат
60.00
20.00
0.00
V04b ;
iVO6b
iV07b
fyO2bJ
ivwijj
iV05b
VOlb
0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00
отбор в X от запасов
Рис ]].9а
Перепад давления между пятым и четвертым пропластками
для вариантов VOle-s- V07H в горизонтальном пласте
356
перепад давления ат
Рис 11.9b
Перепад давления между 1-пятым и четвертым и 2-третьим и вторым
пропластками для вариантов V086 в горизонтальном пласте
357
перепад давления ат
Рис 11.9 в
Перепад давления между пятым и четвертым пропластками
для вариантов ¥09в* V08e в горизонтальном пласте
358
перепад давления ат
Рис 12.9 а
Перепад давления между вторым и первым пропластками
для вариантов V01g4- VO7g в горизонтальном пласте
359
60.00
перепад давления ат
0.00 20.00 40.00 60.00 80.00 100.00
отбор в % от запасов
Рис 12.9 б
Перепад давления между вторым и первым пропластками
для вариантов ¥09в* V13® в горизонтальном пласте
360
4 Возможно предсказать степень истощения и интенсивность отработки каждого
пропластка и сроки активного включения их в разработку.
5 Достоверно определить извлекаемые запасы газа.
6 С высокой точностью определить положение ГВК и ГНК (если имеется нефтяная
оторочка) на любой стадии разработки месторождения.
7 Достоверно определить пластовое давление в любой точке залежи по толщине и
площади.
8 Рекомендовать оптимальный вариант вскрытия газоносных пропластков.
9 Установить интенсивность отбора газа из залежи.
10 Предсказать опасность дополнительных потерь конденсата в пласте при неверно
выбранной системе разработки неоднородной залежи.
11 Предсказать возможность обводнения залежи по пропласткам и по залежи в це-
лом.
9.5. Категорнйность запасов газа, применяемых при различных методах
подсчета, и ее приемлемость при использовании геолого-
математических моделей месторождений
Принятая в настоящее время категоричность запасов газа базируется на известных
числах разведочных скважин с промышленным притоком газа, на информации о положе-
нии контакта газ-вода (газ-нефть, при наличии нефтяной оторочки); о пористости, газо-
нефтеводонасыщенности пропластков и об эффективной толщине залежи. При примене-
нии метода падения пластового давления категорнйность базируется на информации о ве-
личинах пластового давления по толщине и по площади и о добытом количестве газа и
конденсата. Общепринято, что запасы газа, определяемые методом падения пластового
давления, являются более высокой категорией, чем запасы, определенные объемным ме-
тодом. Как правило, запасы газа, оцениваемые методом падения пластового давления, от-
носят к категортш А, подчеркивая при этом, что эти запасы являются текущими и не ис-
ключена возможность их изменения в процессе разработки. Наиболее современными с
позиции оценки запасов газа по категориям являются положения, заложенные в работе
[82]. В этой работе, так же, как и во всех предыдущих инструкциях ГКЗ и методических
указаниях по классификации запасов газа, допускается произвольный выбор предельных
значений коэффициентов пористости, газоводонасьпценностп объектов, используемых в
361
качестве коллектора. Поэтому в настоящее время нет общепринятых предельно низких
для терригенных коллекторов значений пористости и газонасыщенностп, включаемых в
подсчетные объекты. Как правило, для терригенных коллекторов нижний предел пористо-
сти при подсчете запасов газа для различных месторождений принимается по-разному.
Отметим, что на известных и разрабатываемых в настоящее время месторождениях ниж-
ний предел пористости колеблется в диапазоне 0<ш=0,0б единиц. В то же время при под-
счете запасов газа трещиноватых коллекторов пористость матрицы в диапазоне изменений
0,03<ш<0,05 считается приемлемой величиной. *
В принципе пористость коллектора, точнее ее предельно низкое значение, не
должна являться ограничивающим фактором, решающим вопрос о включении или невк-
лючении в подсчет таких коллекторов. Решающими должны быть параметры газонасы-
щенности и прошщаемостп, порог подвижности флюидов в данной пористой среде. Ис-
ключение 1гз подсчета запасов газа нггзкопористых коллекторов по субъективным рассуж-
дениям специалистов, подстанывающих или утверждающих запасы газа, не может быть
пртгзнано однозначно правильным решением.
Отсутствие в настоящее время узаконенных, общепртгзнанных методов подсчета
запасов с использованием геолого-математических моделей для различных месторожде-
ний газа при подсчете запасов привели к тому, что, несмотря на обновление инструкций
ГКЗ по классификации категории запасов газа, подсчетные параметры, методы их получе-
ния и оценка запасов по этим параметрам остались на уровне 1950-х годов.
Принципиально новым должен быть порядок подсчета запасов газа. Этот новый
порядок должен обязательно включить в себя:
— оценки пористости, газоводонасыщенности всего разреза, независимо от абсо-
лютных вешршн этих параметров;
— оценки вертикальной и горизонтальной прошщаемостп высоко- и низкопрони-
цаемых пропластков;
— последовательность залегания высоко- и низкопронпцаемых пропластков;
— вскрытие скважиной высокопроницаемымп пропласткамп находится низкопро-
дуктивный (низкопрошщаемьш) пропласток,
— оценки балансовых (объемным методом) запасов как высокопорпстых, высоко-
пронпцаемых, так и низкопорпстых (пли высокопористых, но низкопроницаемых, напри-
мер, глинистых с учетом их водонасыщенностей), низкопроннцаемых интервалов про-
дуктивного разреза;
362
— создание геолого-математгиеских моделей фрагментов, число которых должно
быть установлено неоднородностью залежи по площади и структурой месторождения;
— запасы растворенного в воде (в нефти и в воде при наличии нефтяной оторочки)
газа и объемные и упругие параметры водоносного бассейна;
— наличие зонального распространения непроницаемых пропластков или литоло-
гических окон на месторождении;
— создание геолого-математической модели трехмерной, многофазной нестацио-
нарной фильтрации газа (нефти при наличии оторочки) и воды к скважине;
— оценки степени участия нпзкопроницаемых пропластков в общей добыче газа
(нефти) в результате более интенсивного отбора (истощения) из высокопронпцаемых про-
пластков и перетока газа (нефти и воды) тгз нпзкопроницаемых в высокопроницаемые
пропластки, залегающие над и под низкопронпцаемыми;
— оценки времени начала интенсивного перетока, количество перетекающего газа
и характера изменения разности давлений между высоко и нпзкопроницаемымп пропла-
стками;
— оценки продвижения воды (нефти и воды) в газовую часть залежи в зависимо-
сти от типа залежи (массивный или пластовый), от параметра анпзотрошш, от толщины
пропластков, интенсивности отбора газа, расположения скважин и т.д.
На базе перечисленных и других полученных данных утвердить запасы газа в за-
лежи в целом с учетом всех как высокопронпцаемых, так и нпзкопроницаемых пропласт-
ков.
Использование метода падения пластового давления в принципе идентичного ис-
пользованию геолого-математических моделей и отличается от последнего тем, что метод
падения пластового давления не дифференцирует запасы отдельных пропластков, не по-
зволяет однозначно оценить конечные извлекаемые запасы, так как по накопленным в
процессе разработки залежам не представляется возможным определить степень истоще-
ния каждого пропластка, интенсивность перетока газа из нпзкопроницаемых в высоко-
проницаемые, продвижения воды по каждому пропластку и т.д.
Исходя из изложенного выше, следует, что категорнйность запасов газа и их ко-
нечные извлекаемые величины могут и должны определяться только на основе получен-
ных данных с помощью геолого-математических моделей газовых, газоконденсатных и
газонефтяных месторождений.
Теоретические основы подсчета запасов газа газовых, газоконденсатных и газонеф-
тяных месторождений массивного и пластового типов, хотя и близки, но могут? быть раз-
363
делены на три самостоятельных метода создания геолого-математтгаеских моделей, алго-
ритмов и программ расчета. С позиции корректности изложения и краткости разрабаты-
ваемого метода использования геолого-математических моделей целесообразнее предло-
жить один универсальный метод, позволяющий подсчитать запасы газа для газовых, газо-
конденсатных и газонефтяных месторождений. В случае отсутствия в газе конденсата и
нефтяной оторочки на месторождении в такой программе достаточно ввести в программу
нулевые значения по содержанию конденсатов и пропластков, предусмотренных как неф-
тенасыщенные.
♦
По такому принципу разработаны теоретические основы, алгоритмы и программы
расчета предложенных нами геолого-математических моделей для подсчета запасов газа.
364
Глава 10. ОБОСНОВАНИЕ II ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА
РАБОТЫ СКВАЖИН ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ
II ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
10.1. Общие замечания
Технологический режим работы проектных скважнн относится к числу наиболее
важных решении, принимаемых проектировщиком. Технологический режим работы, на-
ряду с типом скважины (вертикальная или горизонтальная), предопределяет их число,
следовательно, наземную обвязку, а в конечном счете, капвложения на освоение месторо-
ждения при заданном отборе тгз залежи. Трудно найти проблему при проектировании, ко-
торая имела бы, как технологический режим, многовариантное и сугубо субъективное ре-
шение. В большинстве случаев отсутствуют какие-либо обоснованные критерии, превы-
шение которых было бы нецелесообразно. Позже на примере обоснования технологиче-
ских режимов работы в условиях разрушения призабойной зоны и наличия возможности
обводнения скважин подошвенной водой будет показано, насколько условны принимае-
мые критерии технологических режимов работы скважин.
Особую трудность вызывает обоснование технологического режима работы гори-
зонтальных скважин. Для обоснования технологического режима требуются, как мини-
мум, два главных элемента: результаты специальных исследований, проведенных для
обоснования режима работы скважин при стационарных режимах фильтрации, и теорети-
ческие основы процессов, происходящих в пласте в условиях деформации, разрушения
пласта, образования пробки, обводнения подошвенной водой, коррозии и т.д., достоверно
описывающих (если это возможно) эти процессы. Низкая степень обоснованности техно-
логических режимов в основном связана с тем, что для большинства факторов такие тео-
ретические основы в настоящее время практически отсутствуют, а имеющиеся теоретиче-
ские основы весьма далеки от описания истинных процессов, происходящих в пласте и в
стволе скважины. От этого и в настоящее время в разных проектах разработки, выполнен-
ных различными организациями, выбранные технологические режимы различаются даже
при одинаковых геологических условиях. Ниже будут рассмотрены наиболее приемлемые
рекомендации по обоснованию технологических режимов работы скважин при возможной
деформации призабойной зоны, разрушении пласта, образовании пробки, обводнении по-
дошвенной водой п коррозии скважинного оборудования.
365
В определенной степени из-за благоприятных физических параметров газа вопросу
научно обоснованной эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин не уделялось
должное внимание, как и другим наукоемким проблемам освоения газовых месторожде-
ний. В имеющихся проектах разработки газовых месторождении коэффициент эксплуата-
ции скважин, хотя и принимается равным 0,84-0,9, фактически всегда очень близок к еди-
нице. В этих проектах разработки в весьма обтекаемой форме отмечается, что необходи-
мо изменять технологический режим работы скважин в процессе разработки. На газодо-
бывающих предприятиях формально режим эксплуатации скважин ежеквартально кон-
тролируется и переутверждается, даже Газпромом. Однако контроль за режимом работы
ведется формально. Трудно привести пример обоснованного технологического режима
работы на действующих газовых месторождениях, учитывающего конструкцию скважины
(вскрытие пласта, способ вскрытия, наличие хвостовика, пакера, клапанов отсекателей,
ингибирования, глушения, конструкции арматуры, переходников), устойчивость газонос-
ных пластов к разрушению, весьма существенного фактора для обоснования режима
скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторождений севера Тюменской области,
наличие зоны многолетней мерзлоты в окружающей ствол скважины среде, многослойно-
стп и неоднородности залежей, последовательности залегания пропластков с различными
емкостными и фтшьтрацпоннымп параметрам!, наличие конденсата в газе, наличие неф-
тяной оторочки и воды (подошвенной пли контурной), влияние продолжительности рабо-
ты фонтанных труб и жидких компонентов на потери давления по стволу во времени, уве-
личение жидкости к концу разработки месторождения, кустового расположения скважин,
отложение солей в призабойной зоне и на поверхности фонтанных труб и друтого сква-
жинного оборудования, подключение скважин в общий коллектор с различными давле-
ниями и температурами газа и т.д.
В целом в имеющихся проектах и рекомендациях выделяются три тенденции в
обосновании технологических режимов работы газовых и газоконденсатных скважин:
1 Режим работы скважины должен соответствовать 104-25-процентному значению
свободного дебита скважин (такой режим был использован на некоторых месторождениях
США).
2 . Режим работы должен соответствовать линейной зависимости между градиентом
давления и скоростью фильтрации, т.е. условию, когда уравнение притока газа описывает-
ся законом Дарси для газа с целью экономии энерпш газа в процессе разработки («энерго-
сберегающий» дебит).
366
3 .Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возмож-
ности деформации, разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной проб-
ки в пределах интервала перфорации, образования конуса подошвенной воды (нефти при
нашгаш оторочки), пщратов в призабойной зоне и в стволе, коррозии оборудования, много-
слойности и неоднородности по параметрам и по устойчивости каждого пропластка, конст-
рукции скважины, давления насыщения, отложения солей, обвязки скважин и т.д.
Выбор первого способа для обоснования технологического режима работы сква-
жин лишен практически теоретических основ, так как этот метод не учитывает механиче-
ских и упругих свойств пористой среды, наличие и близость подошвенной воды, возмож-
ность скважины при выбранном дебите обеспечить вынос примесей и минимальные поте-
ри давления, соответствие давления при выбранном дебите к давлению коллектора, к ко-
торому подключены другие скважины.
Выбор второго способа для обоснования технологического режима работы сква-
жин неприемлем прежде всего потому, что в реальной пористой среде из-за ее макронеод-
нородности по фттльтрацпонным свойствам при любом дебите имеют место линейная и
нелинейная зависимости одновременно. Для того, чтобы во всех каналах имел место закон
Дарси, пористая среда должна быть идеальной, т.е. иметь одинаковые по форме и разме-
рам фильтрационные каналы. В работе [10] на примере реальных скважин показано, что
при любом режиме в пористой среде в зависимости от размеров каналов имеет место и
линейная, и квадратичная зависимость между градиентом давления и скоростью фильт-
рации. Только доля каждого из этих составляющих зависит от фтшьтрацпонных свойств
пористой среды. Использование этого метода приводит к резкому повышению роста числа
скважин, ухудшает экономические показатели разработки, осложняет работу скважин с
точки зрения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом. Этот метод непри-
емлем еще и потому, что при значительных пластовых давлениях, как, например, на Кара-
чаганакском, Астраханском, Оренбургском и др. месторождениях, в любом случае требу-
ется снизить давление на устье скважины до 12-5-16 МПа (максимальное давление аппара-
тов по подготовке газа). При этом теряет смысл условие «энергосберегающий».
Таким образом, для проектировщика остается наиболее объективный способ обос-
нования режима работы скважин — третий способ, который должен быть использован
при прогнозированш! показателей разработки.
По этому способу для обоснования режима работы проектных скважин необходимо
учесть:
367
географические и метеорологические условия района расположения месторожде-
ния, тип, форму, размеры и режим залежи, глубину и последовательность залегания пла-
стов, емкостные и фильтрационные свойства пористой среды, наличие гидродинамиче-
ской связи между пропластками, параметр анизотропии по пропласткам, составы и свой-
ства газа, конденсата, нефти и воды, параметры водоносного бассейна, тип воды — по-
дошвенная или контурная, конструкцию скважины, обвязку скважин, наличие многолет-
ь *
ней мерзлоты в разрезе, устойчивость коллекторов, трещиноватость, направление трещин,
изменение свойств пористой среды и насыщаюпщх ее флюидов от давления, фазовое со-
*
стояние и т.д.
Несмотря на необходимость учета такого количества различного рода факторов,
влияющих на выбор режима работы скважин, к настоящему времени выделены всего б
критериев, соблюдение которых позволяет контролировать устойчивую работу скважины.
Эти критерии являются математическим выражением учета влияния различных групп
факторов на режим эксплуатацш!. Наибольшее влияние на режим эксплуатацш! скважин
оказывают:
— деформация пористой среды при создании значительных депрессий на пласт,
приводящих к снижению проницаемости призабойной зоны, особенно в трещиновато-
пористых пластах;
— разрушение призабойной зоны при вскрыпш неустойчивых, слабоустохгпшых и
слабосцементпрованных коллекторов;
— образование песчано-жидкостных пробок в процессе эксплуатацш! скважин и их
влияние на выбранный режим работы;
— образование гидратов в призабойной зоне и в стволе скважины;
— обводнение скважин подошвенной водой;
—коррозия скважинного оборудования в процессе эксплуатацш!,
—подключение скважин в общий коллектор;
— вскрыше пласта многоппастовых месторождений с учетом наличия гидродина-
мической связи между пропластками
и ДР
Вс?е эти и другие факторы выражаются следующими критериями, имеющими вид:
dP/dR=Const — постоянный градиент, с которым должны эксплуатироваться скважины;
AP=PIBI(t)-P3(t)=Const — постоянная депрессия на пласт;
Р3 (t)=Const — постоянное забойное давление;
Q(t)=Const — постоянный дебит,
368
Py(t)=Const — постоянное устьевое давление;
u(t)=Const — постоянная скорость потока.
Для любого месторождения при обосновании технологического режима работы
следует выбрать один (очень редко два) из этих критериев.
Ниже приведены рекомендацгш по выбору определяющего для данного месторож-
дения фактора и соответствующего кртгтерпя технологического режима. Исходя ггз пере-
численных выше факторов, влияющих на технологический режим работы скважин, при
проекттгровангш разработки газовых и газоконденсатных месторождешш следует учесть
предлагаемые ниже рекомендации.
)
10.2. Основные принципы выбора технологических режимов работы
проектных скважин при проектировании разработки залежи
В каждом проекте разработки решается определенное количество принципиальных
и множество второстепенных вопросов, в которые закладываются принятые принципи-
альные решения. К таким прпнцишгальным вопросам относятся системы разработки, раз-
мещение и тип (вертикальная или горизонтальная скважина) скважин, их технолог!гческпе
режимы, система сбора и подготовки скважинной продукцгш и т.д.
Придание такое, определяющее значение технолопиеского режима, оправдано
тем, что основная задача установления режима работы скважин сводится к обоснованию
дебита проектных скважин В свою очередь дебитом скважин определяются число и об-
вязка скважин. Этим определяются отчасти экономические показатели разработки залежи.
При выборе технолопиескпх режимов работы скважин, проектируемого месторождения,
независимо от того, какие критерии будут приняты в качестве основных, определяющих
режим эксплуатацшг, должны быть соблюдены следующие принципы:
— полнота учета геологической характеристики залежи, свойств флюидов, насы-
щающих пористую среду;
— рациональное использование естественной энерпш залежи;
— выполнение требований закона об охране окружающей среды и природных ре-
сурсов углеводородов — газа, конденсата и нефти;
— полная гарантия надежности работы системы «пласт—начало газопровода» в
процессе разработки залежи;
369
— ^максимальный учет возможности снятия всех ограничивающих производттгель-
ность скважин факторов,
— своевременное изменение ранее установленных режимов, не пригодных на дан-
ной стадии разработки месторождения;
— обеспечение предусмотренного объема добычи газа, конденсата и нефти при
минимальных капвложениях и эксплуатационных затратах и устойчивой работы всей сис-
темы «пласт-газопровод».
10.3. Рекомендации для выбора критериев технологических режимов
работы скважин при проектировании
Для выбора критериев технолопгческого режима работы скважин сначала следует
установить определяющий фактор или группу факторов для обоснования режима эксплуа-
тации проектных скважин. Особое внимание при этом проектировщик должен обратить
на наличие подошвенной воды, многослопностъ и наличие гидродинамической связи ме-
жду пластами, на параметр анизотропии, на наличие литологических экранов по площади
залежи, на близость контурных вод, на запасы и проницаемость маломощных высокопро-
ницаемых пропластков (суперколлекторов), на устойчивость пропластков, на величину
предельных градиентов, с которых начинается разрушение пласта, на давление и темпера-
туры в системе «пласт-УКПГ», на изменение свойств газа и жидкости от давления, на об-
вязку и на условия осушки газа и т.д. Если с учетом необходимых исходных данных, по-
лученных по комплексу' исследовательских работ, и данных опытной эксплуатацш! сква-
жин установлен определяющий фактор, то выбор критерия должен быть:
1. Режим постоянного градиента на стенке скважины, если пласт неустойчивый
пли слабоустойчивый и происходит разрушение призабойной зоны при превышении не-
которого значения градиента давления. Величина градиента, исключающего разрушения
призабойной зоны, определяется двумя способами: специальным исследованием скважи-
ны с целью определения зависимости dP/dR и количеством выносимого песка из скважи-
ны, естественным путем обеспечения выноса песка с забоя соответствующей конструкци-
ей; изучением образцов породы в лабораторных условиях на разрушение. Однако отбор
проб образцов породы в условиях неустойчивости практически невозможен, и поэтому
остаются только промысловые исследования на разрушение и вынос пород.
370
Как правило, разрушение породы в зависимости от устойчивости происходит, на-
чиная от некоторого значения градиента. Если пласт неустойчивый к разрушению, то раз-
рушение начинается при любом градиенте. Так, например, пласты сеноманской залежи
разрушаются практически при любом градиенте давления. В таких случаях для проекти-
ровщика главным становится выбор значения градиента давления. Во всех проектах ме-
сторождений севера Тюменской области в сеноманских отложениях вместо градиента в
качестве критерия использованы постоянные депрессии на пласт. Такой подход к выбору
критериев указывает на недопонимания проектировщиками разницы между депрессией на
пласт и градиентом давления в пласте. Градиент давления при одной и топ же депрессии
на пласт может быть не одинаковым и зависит от свойств пористой среды и фильтрую-
щихся в ней флюидов, как это показано на рис. 1.10. Как видно из этого рисунка, макси-
мальный градиент давления приходится на зону, примыкающую к стенке скважины. Это
означает, что если у стенки скважины обеспечивается устойчивость породы путем выбора
соответствующего градиента давления, то за пределами этой зоны устойчивость к разру-
шению также будет обеспечена. Поэтому проектировщик обязан построить для проектных
скважин по известным данным о параметрах пласта и газа зависимость градиента давле-
ния от радиуса зоны дренирования и установить величину APt для выбранного AR1? где
0,l<AR<0,5 м, а затем сопоставить вешгчину полученного градиента давления с таблич-
ными градиентами, установленными как предельные, превышение которых приводит к
разрушению. Табличные значения предельно допустимых величин градиента давления,
определенные различными исследователями, отличаются друг от друга для одних и тех же
по устойчивости пород. Ниже приведены допустимые значения градиентов давления, ре-
комендованные в работе [8]. Если у проектировщика по проектируемому месторождению
будут более достоверные данные по величине допустимого градиента, то необходимо
пользоваться этими данными.
Предельно допусттгмые градиенты давления в породах с различной устойчивостью
приведены ниже:
dP/dR<0,05 атм/см — в неустойчивых коллекторах,
0,05<dP/dR<0,l атм/см — в слабоустойчивых коллекторах,
0,l<dP/dR<l,0 атм/см — в среднеустойчивых к разрушению коллекторах,
1,0<dP/dR< 1,5 атм/см — в устойчивых к разрушению коллекторах,
dP/dR>l,5 атм/см — в высокоустойчивых, неразрушающихся коллекторах.
Крайне важно при обоснованшг технологического режима работы скважин, исходя
in условий разрушения призабойной зоны пласта, установить характер зависимости колп-
371
Определение градиента давления в пластах с различными проницаемосгями
372
чества твердых примесей в газе прп различных градиентах давления и его изменение во
времени при постоянном градиенте давления в пласте. Следует подчеркнуть, что связь
градиента давления с количеством разрушающейся породы по месторождениям севера
Тюменской области в сеноманских отложениях до настоящего времени не установлена. В
табшще 1.10 приведены значения количества выносимой породы из скважины при раз-
личных депрессиях на пласт на одном из действующих месторождений севера Тюменской
области. Такие данные указывают на недоказанность выбранной депрессии на пласт по
сеноманским отложениям. К сожалению, до настоящего времени на одном из действую-
щих крупных газовых месторождений не установлена количественная связь между де-
прессией и количеством твердых примесей в газе с высокой достоверностью.
В проекте разработки должно быть выбрано только определенное значение гради-
ента давления, если разрушение призабойной зоны начинается практически при мини-
мальной его величине. Естественно, что чем меньше градиент давления, тем меньше дебит
и тем больше число скважин для добычи заданного отбора газа из месторождения. Поэто-
му при проектирован™! следует допускать возможность разрушения призабойной зоны
из-за необходимости установления приемлемого дебита проектных скважин. Такой прин-
цип заложен в большинстве действующих проектов сеноманских залежей газа, хотя абсо-
лютная величина депрессшг с количеством продукта разрушения не увязана до настоящего
времени.
В условиях разрушения призабойной зоны прп любом градиенте давления интен-
сивность разрушения и выноса породы, производительность проектных скважин, выход
тгз строя сква житного оборудования и число скважин должны быть рассмотрены с учетом
как гидродинамики процесса, так и экономических показателей себестоимости добычи
газа при различных количествах продуктов разрушения пртгзабойной зоны и дебитах
скважин.
Следует иметь в виду, что критерий в виде градиента давления в наименьшей сте-
пени изменчив в процессе разработки. Изменение градиента происходит только на позд-
ней стадии разработки, при обводнентш скважин, а также после ремонта скважин. При
режиме эксплуатацш! скважин с постоянным градиентом давления происходит изменение
радиуса скважины, если скважина эксплуатируется с выносом песка, но эти шменения не
влияют на дебит скважины, так как они незначительны.
2. Режим постоянной депрессии на пласт следует использовать, если существует
возможность деформации пласта, приводящей к ухудшению проницаемости призабойной
зоны пли обводнение скважины подошвенной водой.
373
В случае, когда в результате создаваемой депрессии на пласт опасность обводнения
не существует, величину ДР следует определить из зависимости между дебитом скважины
и депрессией на пласт, показанной на рис. 2.10 и построенного по данным исследования
скважин метода установившихся отборов. На рис.2.10 показаны три наиболее типичные
зависимости дебита от депрессии на пласт: кривая 1, когда происходит практически ли-
нейный рост дебита от депрессии, что обычно имеет место в высокопродуктивных зале-
жах, как это имеет место у скважин, вскрывших сеноманскую залежь; кривая 2, когда, на-
чиная с некоторой величины депрессии на пласт, происходит ухудшение фильтрационных
свойств и снижение интенсивности роста дебита с ростом депрессии на илист; кривая 3,
когда скважина вскрывает низко продуктивные пласты и к тому же с ростом депрессии на
пласт существенно снижаются фильтрационные свойства призабойной зоны и поэтому
при очень больших депрессиях на пласт дебит немного снижается, как это имело место на
скважинах месторождения Чпрен. Для наглядности на рис.2.10 каждая типовая зависи-
мость охарактеризована ростом дебита при зафиксированной постоянной величине де-
прессии на пласт AP^Const, AP2=Const и AP3=Const и соответствующих им дебитах AQb
AQ2 и AQ3.
Таким образом, в случае отсутствия опасности обводнения скважины подошвенной
водой проектировщик обязан построить такие зависимости по имеющимся скважинам,
обобщить эти зависимости и выбрать предельные значения депрессии на пласт для про-
ектных скважин и соответствующие им дебиты по скважинам в зависимости от располо-
жения их на площади газоносности и вскрываемых эффективных толщин. Выбираемая
депрессия должна быть увязана с конструкцией скважины, с необходимым давлением в
коллекторе и другими факторами. Это условие особенно важно" для зависимости, выра-
женной 1-й кривой, когда существует возможность увеличения дебита в результате даль-
нейшего незначительного увеличения депрессии на пласт.
Теперь рассмотрим случай, когда режим постоянной депрессии на пласт вызван
наличием и близостью подошвенной воды и возможностью обводнения проектных
скважин. В таких случаях существует возможность определить допустимую депрессию на
пласт в зависимости от вскрытия пласта, положения газоводяного контакта it вертикаль-
ной проницаемости пропластков от ГВК до нижней границы интервала перфорации. Пре-
жде всего проектировщик должен детально ознакомиться с продуктивной характеристи-
кой газоносных пластов с позиции наличия гидродинамической связи между пропластка-
ми, с величиной вертикальной проницаемости этих пропластков н наличием непроницае-
мых экранирующих прослоев, хотя бы локального характера. Наличие таких прослоев или
374
Рис 2.10
Зависимости дебита газовой скважины от депрессии
при различных проницаемостях пласта
375
низкой вертикальной проницаемости практически снимает ограничение на величину до-
пустимой депрессии на пласт, хотя бы для определенной части проектных скважин. Сня-
тие ограничения даже для части скважин имеет важное значение, так как обводнение
скважин подошвенной водой относится к категории факторов, с которыми практически
невозможно бороться. Причем опасность обводнения скважин даже прп соблюдении ве-
личпны допустимой депрессии на пласт, обусловленной наличием подошвенной воды, в
процессе разработки непрерывно усиливается из-за подъема газоводяного контакта. При
зафиксированной нижней границе интервала перфорации подъем ГВК требует периодпче-
ского снижения допустимой депресстпг на пласт. При снижении депрессии на пласт из-за
опасности обводнения и уменьшения толщины газоносного пласта происходит практиче-
ски более интенсивное снижение дебитов скважин. Эти изменения должны быть рассмот-
рены и учтены при прогнозировании показателей разработки. Схематично эти процессы
показаны на рис.3.10, из которого видно, что при постоянной величине вскрытой толщи-
ны 11вс и подъеме ГВК толщина газоносного пласта уменьшается от 1ц, до 1рт, а расстояние
между ГВК и нижней границей интервала вскрытия от lyH-hsc до h^-h^. Чтобы сохранить
первоначальную величину 111Н-1цс. необходимо поднять нижний интервал вскрытия до 11^ и
тогда текущее расстояние между текущим пол ожегшем ГВК, Ipnlpc, будет одинаковым с
начальным Iv-lv Это приведет к снижению дебита только за счет снижения газонасы-
щенной толщины пласта, а величина допустимой депрессии на пласт останется постоян-
ной.
Следует обратить внимание на то, что величина допустимой депрессии на пласт
зависти от свойств воды и газа (нефти при наличии оторочки), положения ГВК и величи-
ны вскрытия, т е. нижней границы интервала перфорации, от вертикальной проницаемо-
сти пласта и активности подошвенной воды. К настоящему времени предложено несколь-
ко методов для определения величин допустимых депрессий на пласт и предельных без-
водных дебитов скважин. Все рекомендованные к настоящему времени приближенные
методы весьма отдаленно описывают физическую сущность процесса обводнения, и в аб-
солютном большинстве случаев прогнозируемые безводные дебиты не совпадают с фак-
тическими дебитами и сроками обводнения скважин подошвенной водой. Причиной тако-
го несовпадения является очень грубая схематизация процесса обводнения. Поэтому ос-
новной задачей проектировщика является оценка диапазона ожидаемых дебитов и депрес-
сий на пласт при наличии подошвенной воды.
Но главным остается проведение специальных исследований для подготовки ис-
ходных данных, используя которые, с помощью геолого-математических моделей можно
376
Рис 3.10
Схема изменения положения газоводяного контакта и степени
вскрытия пласта вертикальной скважиной в процессе разработки
377
с весьма высокой достоверностью определить сроки обводнения скважин и их безводные
дебиты в зависимости от изменения давления на забоях скважин и общего падения пла-
стового давления в зоне дренируемой скважиной. Методики расчета допустимых депрес-
сий на пласт и безводных дебитов будут рассмотрены в пункте 10. 6.
3. Режим постоянного забойного давления при проектировании не часто исполь-
зуется для обоснования режима эксплуатации скважин. Наиболее часто используемый
случат! P3=Const связан с разработкой•недонасыщенных газоконденсатных
месторождений. Такой режим не долговечен из-за того, что по достижении определенной
величины пластового давления во избежание интенсивного снижения дебита скважин он
заменяется другим режимом, более подходящим на данной стадии разработки залежи.
Теоретически продление срока эксплуатации скважин на режиме P3=Const возможно при
поддержаншг пластового давления путем закачки сухого газа или воды в пласт. На режи-
ме P3=Const временно эксппуатщзуются скважины Астраханского газоконденсатного ме-
сторождения.
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 исполь-
зован и при условиях добычи коррозионно-активного газа, когда интенсивность коррозии
связана со скоростью движения газа по стволу скважины с заданной конструкцией. При
этом режиме конструкция скважины должна обеспечить вынос твердых и жидких приме-
сей с забоя и исключить возможность образования песчано-жидкостных пробок. Такой
режим принят в основной массе скважин, вскрывших сеноманскую залежь месторожде-
ний севера Тюменской области. На этих месторождениях допустимая депрессия на пласт,
обусловленная разрушением призабойной зоны, установлена в размере ДРЯ0П=0,5 МПа.
Однако при такой депрессшг на пласт на начальной стадии разработки месторождения де-
биты скважин доходили до 3 миллионов кубических метров газа в сутки. Поэтому- в про-
ектах разработки месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское и др. было уста-
новлено, что с начала разработки скважины будут работать с дебитом Q=1,0 млн.м3/сут, но
при этом в разных скважинах будут разные депрессии на пласт, изменяющиеся в диапазо-
не 0<ДР<0.5 МПа. и в каждой скважине по мере достижения допустимой величины де-
прессшг 0,5 МПа дебит будет снижаться из-за нового режима ДР=0,5 МПа=Сопз1. По
большинству скважин этих месторождений режим Q=l,0.106M3/cyT=Const продолжался
около 10 лет. Принятый по этим месторождениям режим Q=Const нарушался повседнев-
378
но, особенно на начальной стадии разработки этих месторождений, что было связано с
несвоевременным вводом в эксплуатацию предусмотренных проектом скважин, наземных
коммуникаций и установок по подготовке газа. Принятый режим Q=Const в размере
IjO.lOV/cyT искусственно ускорил ввод новых скважин и наземных сооружений, опере-
жающий капвложения на освоение залежи без особой надобности в среднем на 5 лет.
Проектанты и исполнители проектных решений таким способом дополнительно пере-
страховали возможные нарушения по несвоевременному выполнению проектных показа-
телей.
5. Режим постоянной скорости потока, в особенности в интервале перфорации,
используется для обеспечения выноса примесей, поступающих на забой вместе с газом.
Режим постоянной скорости потока по стволу должен быть использован для двух участ-
ков: у интервала перфорации для выноса примесей и у устья скважины, при которой обес-
печивается весьма низкая интенсивность коррозпонно-эррозпонного разъедания фонтан-
ных труб в случае отсутствия защитных ингибиторов. Низкая скорость у интервала пер-
форации, достаточная для удаления примесей, должна быть и»5 м/с. Ниже этого предела
существует опасность образования пробки. Максимальная скорость ближе к устью сква-
жины должна быть и<11 м/с, при которой интенсивность разъедания труб значительно
ниже, чем при скоростях больше 11 м/с. Таким образом, с точки зрения технологии экс-
плуатации скорость движения по стволу должна быть 5<и<11 м/с. Естественно, что с по-
зиции потерь давления по стволу и минимальной коррозии желательно иметь по всей
длине ствола скорость, равную 5 м/с. Однако при этом требуются соответствующие, срав-
нительно большие диаметры обсадных колонн и фонтанных труб. В действующих проек-
тах сеноманских залежей такие размеры в целом соблюдены и приняты Do6c=0,20 м, а
D$OH=0,15 м, что крайне редко встречается в мировой практике.
Соблюдение максимально допустимой скорости в практике проектирования воз-
никло при обоснованш! режима работы скважин месторождении Краснодарского края из-
за наличия в составе газа СО2, Оренбургского месторождения из-за налтгпи СО2 и H2S и
скважин месторождений, в газе которых содержится атомарная ртуть. Отсутствие соот-
ветствующего ингибитора против ртутной коррозии практически заставило в 1970-х годах
главного консультанта по проектированию таких месторождений З.С.Алиева провести
специальные исследования по изучению интенсивности ртутной коррозии от скорости по-
тока и марки металла, используемого в качестве скважинного и наземного оборудования.
Эти исследования показали, что минимальная коррозия происходит при скорости
10<и<12 м/с. Результаты этих исследований и режим эксплуатацшг скважин одного из ме-
379
сторожденип Германии приведены в работе [31]. Разработанные в этой работе рекоменда-
ции остаются пока единственными в этой области, так как по настоящее время не разра-
ботаны ингибиторы ртутной коррозии. Борьба с ртутной коррозией возможна только пу-
тем применения цветных металлов, желательно в порошкообразном впде, что делает раз-
работку таких месторождений нерентабельной.
Соблюдение режима u=Const в пределах интервала перфорации может быть до-
стигнуто не столько работой пласта, сколько конструкцией ствола скважины. Практиче-
ски при любом дебите скважины существует возможность получения скорости, равной 5
м/с. Однако в проекте такую скорость нужно установить после того, как будет определена
продуктивная возможность пласта. Это означает, что проектировщик должен сначала оп-
ределить производительность скважины, а затем выбрать соответствующую конструкцию.
6. Режим постоянного устьевого давления выбтграется, как правило, на непро-
должительный срок и прп этом не с начала разработки месторождения. Использование
режима Ру—Const всегда связано с необходимостью некоторое время поддерживать такое
давление, прп котором работой системы осушки газа будет обеспечена требуемая конди-
ция газа Такая ситуация возникает прп несвоевременном вводе в эксплуатацию дожим-
ных компрессорных станщш. Применение этого режима приводит к снижению дебита
скважин ниже проектных. Такая ситуация возникает почти на всех месторождениях и
приводит к временному уменьшению отбора газа из месторождения, не предусмотренного
проектом
Кроме перечисленных выше критериев, принято прогнозировать температурный
режим работы скважин. Этот режим в качестве критерия требует, чтобы Р3<Рр и Т3>Тр,
что равносильно исключению возможности образования гидратов в призабойной зоне
пласта и Ру<Рр и Ту>Тр что равносильно исключению возможности образования гидратов
в стволе скважины. Обычно возможность образования гидратов в призабойной зоне опре-
деляется только тогда, когда температура газа в пласте сравнительно низкая, чем характе-
ризуются месторождения Якупш на глубинах до 2500-3000 м. Образование же гидратов в
стволе скважин явление обычное. Так, например, гидраты могут образоваться в скважинах
Оренбургского месторождения, где температура газа в пласте равна Т^кЗОЗК. Детально
этот режим; так же, как и другие режимы, будет рассмотрен ниже. Отметим лишь то, -что
обычно температурный режим определяется как второстепенный после выбора одного ггз
6-ти рассмотренных выше режимов. Отчасти это связано с тем, что ограничения, вызван-
ные возможностью образования гидратов, могут быть легко сняты путем ингибирования
380
жважпн против гидратообразования, хотя такое мероприятие обходится разработчику до-
юлнительной затратой средств п повышает себестоимость добычи газа.
Одним из .основных вопросов при проектировании разработки является определе-
ше срока действия (продолжительности) выбранного технологического режима работы
жважпн. Во всех действующих проектах этот вопрос затронут весьма поверхностно и в
шх нет конкретных рекомендаций, когда и по какой причине от режима, установленного
>анее, следует переходить на новый и на какой именно режим работы. Этот вопрос дол-
кен быть выделен отдельным разделом. В настоящее время такая работа выполняется rat-
io новым проектом, либо весьма существенной корректировкой действующего проекта
тримерно к концу периода постоянной добычи газа. В проекте должен быть обоснован
ювый определяющий фактор и выбраны новые критерии п их, численные значения для
ювого отрезка времени от общей продолжительности процесса разработки залежи. На
юздней стадии разработки, как правило, возникают факторы, связанные с обводнением
жважпн и удалением с забоя жидкости, а также , поддержанием на устье необходимого
5авления.
Несмотря на установленные режимы работы скважин в начале разработки и на
юздней стадии, когда выбран новый режим, в проекте должен быть раздел по интенсифи-
кации притока газа к скважине. Методы по интенсификации должны снять ограничения,
такладываемые на режим работы скважин различными факторами. К сожалению, в на-
:тоящее время невозможно снять ограничения, вызванные некоторыми определяющими
факторами, такими, как обводнение скважин подошвенной водой или по «суперколлекто-
эам», разрушение призабойной зоны при вскрытии неустойчивых коллекторов и т.д.
10.4. Обоснование технологического режима работы скважин в условиях
деформации призабойной зоны и разрушения пласта
1. Вертикальные скважины
Обоснование технологического режима работы скважин при проектировантш раз-
>аботки месторождений в условиях значительной депрессии на пласт и, следовательно,
щформацш! пористой среды и разрушения пласта в призабойной зоне относится к про-
блемам, истинное решение которых не существует. Такое состояние проблемы связано с
гем, что до настоящего времени не найдены какие-либо приемлемые методы и техноло-..
ши, позволяющие с надежной точностью определить:
381
— силы сцепления между частицами породы, которые можно оыпо оы сопоста-
вить с градиентом давления, при котором происходит разрушение;
— регламентированные значения градиентов давления, при которых происходит
разрушение пород с различными механическими свойствами и минералогическими соста-
вами в зависимости от легко определяемых параметров, например, от плотности пород,
от глубины их залегания, от минералогического состава, от возраста пород-коллекторов и
Т.д.,
—влияние на устойчивость пород обводнения залежи;
— устойчивость несцементированных, слабоустойчпвых пород к разрушению и т.д.
Отсутствие возможности определения основного параметра — устойчивости пород
— создает безвыходность для достоверного прогнозирования режима эксплуатации сква-
жин в условиях разрушения. Поэтому в имеющихся проектах разработки сеноманских
залежей, из которых добывается около 80% газа в Poccini, степень обоснованности режи-
ма работы скважпн в условиях разрушения весьма низкая. В принципе все месторождения
газа сеноманских отложений разрабатываются на базе проведенных в начале 1970-х годов
весьма малых в количественном отношении исследований, посвященных изучению связи
депрессии на пласт и количества твердых примесей, выносимых газом. Позднее аналогич-
ные исследования проводились и на других месторождениях. О качестве этих исследова-
ний можно говорить, проанализировав данные реальных скважин, приведенные в таблице
1.10. Прежде всего следует отметить, что все эти скважины вскрывают сеноманские отло-
жения и расположены сравнительно недалеко друг от друга в зоне дренирования одной
УКПГ. Устойчивость газоносных пластов не только в пределах зоны дренирования дан-
ной УКПГ, но п всей газоносной площади практически одинакова. Но, несмотря на такую
схожесть свойств пород, результаты исследования по изучению зависимости перепада
давления и количества выносимых примесей оказались глубоко неверными и ошибочны-
ми. При этом как исследователи, так и авторы проекта не выяснили причины, вызвавшие
такие некачественные результаты. Трудно представить, почему не было обращено внима-
ние на результаты исследования скважины 2145 по выносу песка при различных депрес-
сиях на пласт, приведенные в таблице 1.10, когда при ДР^З,27 атм !=30 гр. за 30 минут
работы скважины, а при ДР4=5,18 атм. 4=25 гр., т.е. меньше, чем на первом режиме, за
те же 30 минут работы? Почему скважина 2115 при ДР]=1,04 атм и ДР4=2,53 атм выноси-
ла одинаковое количество песка Q j=Q ^=30 гр за 30 минут, а при депрессии на пласт
ДР3=1.72 атм Q„p 3=25 гр. песка. Аналогичные результаты получены по скважине 2111,
которая при ДР1=1,31 атм выносила песка [=30 гр.; при ДР3=2,58 атм 3=10 гр., а
382
рн ДР5=4,72 атм Qnp 5=100 гр.. Как были обоснованы режимы проектных скважин с таки-
п данными и на основании чего предельная депрессия оказалась атм, когда
рактпческп нет хотя бы элементарных доказательств? Проектировщик был обязан потре-
эвать, хотя бы в период проектирования (обычно на проектирование дается около года),
। несколько недель провести показательные исследования по выносу песка, позволяющие
:тановить зависимость между ДР и количеством примесей. Как может быть установлен
гжпм работы проектной скважины, когда основным фактором, ограничивающим дебит
кважпны, является разрушение призабойной зоны, без качественного изучения опреде-
пощего фактора? Проектировщик должен был составить специальную программу для
оказательных контрольных исследований, обеспечивающих не только разрушение при-
бойной зоны, но и вынос продукции разрушения и качественное отделение этой про-
екции от газа.
Причем для установления количества примеси Qnp от депрессии ДР необходимо
ыло работать на режиме не 30 минут, а значительно большем, чтобы стабилизировались
пносптельно) разрушение и вынос примесей. Прп этом необходимо было учесть про-
пль притока п спускать в скважину соответствующего диаметра фонтанные трубы до
ижней границы интервала перфорации, как это показано на рис.4.10.
Если в условиях разрушения призабойной зоны обоснование технологического ре-
пма сводится к выбору количественного значения градиента давления, то для устойчп-
=ix коллекторов практически прп любом градиенте давления коллектор не разрушается, а
результате существенного снижения давления в призабойной зоне происходит значи-
шьное снижение проницаемости и, следовательно, дебита скважины. Характерная форма
1ВИСПМ0СТП дебита от депресстш прп этом показана на рисунке 2.10 кривой 3. Такие ис-
тедования должны быть проведены для выяснения предельного значения депрессии,
ревышение которой приводит к весьма незначительному увеличению дебита, а также для
азработкп рекомендаций по интенсификации притока газа и нефти к скважине. Как пра-
йс, деформация пласта и ухудшение роста дебита от депресстш имеют место в карбо-
атных, сильно сцементированных и трещиноватых коллекторах. Проведение таких пс-
тедованпй не представляет технические и технологические трудности.
Таким образом, в условиях деформации и разрушения призабойной зоны необхо-
има для обоснования технологического режима работы скважины численная величина
эадпенга давления, что для неустойчивых коллекторов практически невозможно опреде-
ить. Поэтому остается некоторая произвольность при выборе величины градиента без
олжного (из-за отсутствия возможности) обоснования. Следует подчеркнуть еще и то,
383
Рис. 4.10
Схема профиля притока газа к скважине и глубины спуска фонтанных труб
384
Результаты замеров количества выносимых примесей за 30 мин. по скважинам при различных депрессиях
Таблица 1.10
скважин ПараметрьГ--^ 2145 2133 2119 2115 2038 3036 270 2111
APi, атм. 2,27 1,7 3,81 1,04 2,47 2,13 5,39 1,31
Qnpl гр. 30 20 350 30 100 15 15 30
АР2, атм. 2,91 2,44 4,93 1,31 3,30 '2,99 8,00 1,88
Qnpi гр. 15 40 370 20 100 5 20 10
ДРз, атм. 3,85 3,21 3,69 1,72 4,44 4,20 11,69 2,58
Qnp3 Гр. 20 65 400 25 100 5 30 10
ДР4, атм. 3,18 4,53 6,85 2,53 8,03 3,53 13,78 3,39
Опр4 Гр, 25 120 500 30 140 15 40 56
APs, атм. 6,33 3,93 3,95 3,35 3,69 7,45 18,61 4,72
Qnp5 гр. 30 160 350 35 120 20 50 100
АР 6, атм. - 1,24 - 2,28 - 1,38
Оирб гр. - - 20 - 3 - 20
385
что до настоящего времени не разработана ни одна методика, хотя бы весьма приближен-
но описывающая процесс разрушения. Для известной величины градиента, при которой
пласт не разрушается, дебпт скважины может быть оценен по формуле:
Q = a’R^ [-1 +Л/1 + 4Ь*а/а*2 ]/2Ь*, (2.10)
где
а’ = ’ = paiPaT zraTш/2л2Г112Тс1, (3.10)
а, — критический градиент давления, величину которого определяют лабораторными и
• *
промысловыми исследованиями, выражается формулой:
а = ЛР/с1Рдля R = RKp. (4.10)
Дополнительную информацию по технологическому режиму работы в условиях
разрушения можно получить из работы [44], хотя эта информация будет нетехнологичной.
2. Горизонтальные скважины
В горизонтальных скважинах возможность увеличения длины фильтра позволяет
для заданной величины дебита уменьшить депрессию на пласт, т.е. снизить величину
градиента давления вблизи горизонтального ствола. Максимальный градиент давления у
горизонтальных скважин имеет место у перехода от горизонтального положения ствола к
вертикальному, если фонтанные трубы спущены только до конца вертикальной (наклон-
ной) части ствола, и у башмака фонтанных труб, если часть горизонтального ствола также
оборудована фонтанными трубами.
Связь между градиентом давленти и дебитом горизонтальной скважины, вскрыв-
шей полосообразный газоносный пласт, может быть представлена в виде:
ъу
L4h(R)P L216h2(R)P
Учитывая, что допустимый градиент давленти должен быть установлен у стенки
ствола, формулу (5.10) можно представить в виде:
* • + о
-ь,9 ... «но,
L4RtF„
где Рзд — допустимое забойное давление на стенке горизонтального ствола у башмака
фонтанных труб или у перехода от горизонтального к вертикальному положению ствола,
при котором достигается допустимый градиент.
Из уравненти (6.10) критический дебпт горизонтальной скважины будет
386
а1 vai 8КСРЗДЬ/Ь ,
(7.Ю)
где и bj = b*ci/4lV P3R.
(8.10)
Интегрируя уравнение (5.10) сучетом (7.10) и (8.10) получим:
Р*л-Р32д =А1Я-а1 + 7а12-Ь1] 8R2P3flL/b*| + BiI|a1 + -^a12-b1] 8R2P3flL/b*| (9.10)
где значения коэффициентов А! и В] определяются по формулам, приведенным в разделе 8.
Уравнение (9.10) решается численным методом и позволяет находить Рзд, а затем
величину QKT.
10.5. Обоснование технологического режима работы проектных скважин
в условиях возможного образования песчаных пробок
10.5.1. Вертикальные скважины
Одним из отрицательных результатов разрушения призабойной зоны при вскрытии
неустойчивых коллекторов является возможность образования песчаных пробок. Ис-
следованиями, проведенными в работе [8], установлено, что образование песчаной пробки
в вертикальных скважинах влияет на их производительность так же, как несовершенство
скважины по степени вскрытия пласта. На рис.5.10 показано влияние относительной вы-
соты пробки hnp на производительность вертикальных скважин при Кпр=Кпд (кривая 1) и
Кпр-50 (кривая 2). Из этих зависимостей видно, что образование пробки даже с высо-
кой проницаемостью существенно снижает дебит скважины. При одинаковой относитель-
ной высоте пробки hnp =hnp/h разница между дебитами для различных К^, составляет
около 10?zo. Так, например, при hnp =0,3 относительный дебит Q при Кпр=Кпл оказался
Q=0,55, а при Knp=50Kira Q=0,65 от дебита скважины при 11^=0.
Такое сильное влияние пробки на производительность скважины связано с тем, что
поступающий в ствол скважины газ должен двигаться вдоль пробки. Это означает, что по-
ток газа вместо движения по обсадной колонне двигается по сечению намного меньшему,
чем сечение обсадной колонны. Поэтому проектировщик обязан создавать такие условия,
при которых образование пробки будет исключено. В разделе 13 было показано, что ско-
рость движения потока по стволу должна быть и>5 м/с. Если выбранная конструкция
387
Рис 5.10
Зависимость относительного дебита вертикальной скважины
от относительной высоты пробки
1 — при Кпр = Кщ,; 2 — при Кпр = 50К,ш.
388
скважины по всей длине интервала перфорации не обеспечивает такую скорость, то необ-
ходимо выбрать другие параметры фонтанных труб — диаметр и глубину спуска при те-
кущем дебите скважины.
Если в проекте достоверно установлены дебтггы проектных скважин в зависимости
от изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления й пластового давления при
зафиксированных критериях технологического режима, то процесс образования пробки
нетрудно установить по изменению дебита, не предусмотренного проектом.
Влияние пробки на дебит скважины следует оценить по формулам:
1. при полном перекрыло! продуктивного пласта пробкой
Q=[p^-p2] hnpth(b/a)0,5, (10.10)
где hnp — высота пробки. В рассматриваемом случае hnp= h, где h — толщина продуктив-
ного пласта; а и b — коэффициенты сопролшленпя, определяемые по формулам:
а= b= . (11.10)
2. прп часлгчном перекрыло! пласта пробкой относительный дебш будет:
Q = QnP/Q6.np = 1 ~[1-th(b/a)°’5hDp/(b/a)°’5hDp] hnp/h, (12.10)
где Qg Пр — дебш скважин без пробки.
3. прп полном перекрыло! пласта столбом жидкости дебш оценивается по форму-
ле:
p2(l_eDb«) P2J1
Q= 3-£..с(13.10)
aD а
где D = 0,683p[q> + (1 - ф)рж/ргр]/2срТсР; (14.10)
Ф — истинное газосодержанпе потока; ргр — плотность газа в рабочих условиях.
Значение истомного газосодержания может быть заменено расходным газосодер-
жанпем Р, определяемым по формуле:
P=Qn>'(Qn>+Qx)> (15.10)
Qrp — дебш газа при рабочих условиях Рср и Тср по стволу скважины, величину которого
следует определить по формуле:
Qrp — Qct Рат Тср Zcp/PСр Тст, (16.10)
Qct — дебш газа прп стандартных условиях, т е. прп Р„ и ТСт=293К. Значения Рср и Тср оп-
ределяются по формулам:
Рср = (Ру+ Р3)/2 н Рср = (Ту+ Тз)/2. (17.10)
389
Для повышения точности расчетов следует общую глубину ствола L разделить на
элементы ЛЬ, а затем, полученные результаты просуммировать. Величину ргр нужно вы-
числить тгз уравнения состояния:
ргр = рстРсрТст/Рат ZCpTcp. (18.10)
Характеры изменения относительных дебтттов при полном и частичном перекры-
Tini продуктивного интервала песчаной: пробкой показаны на рис.6.10 а и б. Как видно из
рпс.6.10 а, относительный деоит скважины при полном перекрьшпт продуктивного пла-
ста пробкой существенно зависит от толщины пласта, Чем больше толщина газоносного
пласта, тем существеннее влияние пробки, полностью перекрывающей этот пласт. Из
рпс.6.10 б видно, что при частичном перекрыпш продуктивного пласта пробкой чем
меньше толщина пласта, тем ниже влияние частичного перекрытия его пробкой.
Существенное значение при проектировании разработки газовых и газоконденсат-
ных месторождений имеет зависимость высоты пробки от создаваемых депрессий на
пласт. Даже в случае вскрытия устойчивых к разрушению пластов возможность образо-
вания пробки не исключена за счет очищения призабойной зоны от бурового раствора.
Поэтом}' в качестве критерия технологического режима, если использованы все, кроме
dP/dx=Const, следует рассмотреть возможность пробкообразованпя с позиции разрушения
призабойной зоны. Для этого предлагается графическая зависимость между высотой
пробки 11Пр и депрессией ДР на пробку, показанная на рис.7.10.
Кроме того, в проекте необходимо оценить возможность самозадавливанпя экс-
плуатационных скважпн. исходя тгз величины удельного перепада давления на единицу
длины пробки. Удельный перепад на пробку определяется формулой:
R = [Р^о- Р]/[ Рпл- Рз] hnp = [1 - l/ch(b/a)°-5hnp]/ hnp. (19.10)
Разность давлений в формуле (19.10) можно заменить весом материала, из которого со-
стоит пробка. Тогда вместо (19.10) расчетная формула примет вид:
рп 104/! Рпл- Р3] = [1 - l/ch(b/a)° 5Jinp]. (20.10)
Из этого уравнения можно определить высот}' пробки hnp путем его разложения в ряд.
Приближенное решение этого уравнения относительно hnp с точностью 1% имеет вид:
Pnbh^plQ-
Рпл - Рз
2арп104
-bhnp+ 7р- = о.
гпл гз
(21.10)
Откуда
3 -|0,5
)2 2а
^Рп
_104(Рпл-Р3)_ 108(Рпл-Р3):
41 ~ 2Рп
(22.10)
390
Зависимость относительного дебита от относительной проницаемости К/К„р
а — при полном перекрытии пробкой продуктивного пласта с толщиной 1*3 — 1,
5 и 10 м; б — при частичном перекрытии пробкой продуктивного пласта с толщиной
1-М—1; 10; 20 и30 м.
Рис 7.10
Зависимость высоты пробки h„p от депрессии на пласт
1*6 — при 2 а/b = 10; 100; 400; 900; 1500 и 2500.
Точки получены по данным скв. 9 месторождения Газли.
391
Ч2 = 1°4(Р9пл Рз)+ 108(Р.пд2 Рз)2~т • (2310)
2Рп L 4Рп b J
Формула (23.10) может быть использована для расчета критической высоты столба
жидкости, при которой скважгша будет самозадавливатъся. Для самозадавливания сква-
жины необходимо, чтобы на нижней части столба давление Рх=о было равным пластовому,
т.е. Рх=о=Рпл- При этом при х=0 величина коэффициента b будет b = со. Тогда из форму-
лы (23.10) находим:
hnp =104(Рпл - Р3)/рп. ’ (24.10)
Для того, чтобы не работала и верхняя часть пласта толщиной 11, необходимо к 11пр доба-
вить и h; Тогда вместо (24.10) получим:
hnp =11+104(Рпл - Р3)/рп . (25.10)
Предлагаемые формулы должны быть использованы для пробок с пластическими свойст-
вами.
Приведенные выше формулы для определения относительных дебитов скважин,
удельного перепада для разрушения образовавшейся пробки и высоты пластичных пробок
предназначены прежде всего для оценки влияния образования пробки на производитель-
ность, анализа состояния высоты пробки и в определенной степени для разрушения проб-
ки путем создания удельной депрессии на пробку.
Предотвращение возможности образования пробки может быть только двумя пу-
тями: либо созданием такого градиента давления, при котором призабойная зона не раз-
рушится; либо синхронно с разрушением призабойной зоны удаление примесей путем
подбора соответствующей конструкции, т е. диаметра и глубины спуска фонтанных труб.
Такие прогнозные расчеты должны быть проведены для всего периода разработки место-
рождения с учетом характеров изменения дебита и давлений проектных скважин.
10.5.2. Горизонтальные скважины
Условия для устойчивой эксплуатации горизонтальных скважин при возможности
разрушения призабойной зоны и образования пробки намного сложнее, чем вертикаль-
ных. Это связано с значительной длиной горизонтального ствола и низкой скоростью по-
тока ближе к торцу скважины. Поэтом}- при обосновании режима работы горизонтальных
392
скважин неооходимо увязать конструкцию горизонтального ствола, распределение давле-
ния по длине горизонтальной части и дебита (скорости).
В отличие от вертикальных, в горизонтальных скважинах условие разрушения рас-
пространяется не на всю длину ствола, и зона разрушентн зависит от конструкции сква-
жины. Если в горизонтальную часть ствола фонтанные трубы не спущены, то наиболее
опасной зоной с точки зренти разрушения призабойной зоны является начальный участок
гортгзонтального ствола. Если горизонтальный ствол оборудован фонтанными трубами, то
наиболее опасным с точки зрения разрушения является сечение у башмака фонтанных
труб. Таким образом, если освоение залежи будет осуществляться горизонтальными
скважинами, то критическую величину градиента давления нужно определить у начала
горизонтального ствола, когда он не оборудован фонтанными трубами и на сечении у
башмака, если скважина оборудована фонтанными трубами. Эта отличительная черта го-
ризонтальных скважин связана с большой длиной интервала притока и в связи с этим по-
терями давления по стволу. На рис. 8.10 показано распределение давленти и его градиен-
тов вдоль горизонтального ствола. Интенсивность роста градиента давленти к начальному
участку горизонтального ствола при отсутствии фонтанных труб и к башмаку фонтанных
труб при оборудовании скважины фонтанными трубами намного меньше темпа роста гра-
диента прп фильтрации газа к вертикальной скважине. Темп роста градиента давленти по
стволу горизонтальной скважины предопределяется потерями давленти по стволу при
движении газа.
Величину градиента давленти по стволу горизонтальной скважины следует отрегу-
лировать конструкцией скважины. В принципе один и тот же дебит из горизонтальной
скважины можно получить двумя путями: удлинением ствола и, следовательно, снижени-
ем депрессии на пласт по горизонтальному стволу, что приведет к режиму работы без раз-
рушения пртгзабойной зоны; увеличением градиента давления и уменьшением длины го-
ризонтального ствола. В вертикальных скважинах такая возможность ограничена. Интен-
сивность роста градиента к башмаку фонтанных труб более высока, чем интенсивность в
скважинах, не оборудованных фонтанными трубами, так как при движении газа по за-
трубному пространству потери давленти выше потерь при движении газа по трубам.
Величину градиента давленти по длине горизонтального ствола можно определить
по формуле:
dP/dL=a приЬ=0 и отсутствии фонтанных труб,
dP/dL]=ai при Li=0 и наличии фонтанных труб.
393
Распределение давления и его градиента по длине горизонтального ствола
а — необорудованного фонтанными трубами; б — оборудованного фонтанными трубами.
394
Для критического значения градиента давления дебиты горизонтальных скважин
будут определяться формулами:
— без фонтанных труб
Qkp
-а + л/а2 +Ь -8К2Р3бЬ/ь*;
(26.10)
— с фонтанными трубами
Qkp
— а + -Ja2 + Ь| 8RCР3бI4 /b ,
(27.10)
где a = a7 4RcP3fl, Ь = Ь*а/4К2Рзд, = b\/4R2P3a . (28.10)
Значеши градиентов давленти а и а.) должны быть определены экспериментально,
а затем сравнены с критическими градиентами давлений, определенных для неустойчи-
вых, слабоустойчивых, среднеустойчпвых, устойчивых и сверхустойчивых пород. Обычно
для расчетного определенти градиента давленти используют заданную величину дебита и
приближенную формулу притока газа к скважине. Такие расчеты неприемлемы для гори-
зонтальных скважин, так как из-за значительной длины фильтра (горизонтальная часть
ствола) забойное давление существенно изменяется по длине. Это означает, что для опре-
деленти распределенти давленти по стволу скважины необходимо совместное решение
двух уравнений: двпженти газа по стволу и притока газа к горизонтальному стволу. При-
чем при наличии в горизонтальной части ствола скважины фонтанных труб эти уравнения
должны быть написаны для участков от нуля до Li и от Lj до L, как это показано на рпс.
8.10 б. Ниже приведены уравнеши двпженти газа по стволу горизонтальной скважины и
притока газа к стволу, имеющие вид:
1. для горизонтальной скважины, не оборудованной фонтанными трубами:
dP_XPaTQ2 , PaTQdfQ).
2DpF2 F2 p J ’
(29.10)
p J (cU )
(30.10)
где p — плотность газа, определяется из уравненти состояния газа:
Р = ратТстР/РатгТпл; (3 Г. 10)
F — площадь поперечного сеченти горизонтального ствола, определяемая из равенства
F = ttD2/4; (32.10)
D — внутренний диаметр обсадной колонны.
Д.ля решения поставленного вопроса используем результаты, рекомендованные в
»
работе [10]:
395
.2 _ р2 = + В( И = ~А+к+4В(РпЛ-Р2)Г5
пл At. I At. ) А£ 2В
(33.10)
Р — давление на стенке горизонтального ствола в интервале 0<€ <, L.
С учетом (31.10)4-(33.10) распределение давления будет определяться формулой:
dP/ctf =
^Рат Parz>PnnQP
л2С4Тст
16PaTPaTzTnJtQ2 2
7?D4Tct
D At.
(34.10)
Система обыкновенных дифференциальных уравнений (33.10) и (34.10) является
нелинейной и не имеет простого аналитического решения. Поэтому ее следует решать
численно, например, методом Рунге-Кутта. Определив таким образом распределение дав-
ления по длине ствола, нетрудно найти критическую вешгчину градиента давления, пока-
занного на рис.8.10 а и б.
2. Для горизонтальной скважины, оборудованной фонтанными трубами
(см.рис.8.10 б). При такой конструкции общий дебит скважины будет равен:
Qo6~Qoli "i’Ql-l1 ? (35.10)
где Q0L1 — дебит участка, перекрытого фонтанными трубами; QL_L[ — дебит участка от
башмака фонтанных труб до торца скважины. На участке L-Li справедливы уравнения,
полученные для скважины, не оборудованной фонтанными трубами. Обозначим давление
у башмака через PL . Тогда вместо уравнения (33.10) и (34.10) получим:
dPL , А£ =
— Ql L. +2 — Qll
D ц А£ 1
810ь-Ь,Рь-Ц
2s!QLl-Ill ’
dQL_L1 fa = А + [А2 + 46^ - Г }/2В
(36.10)
(37.10)
где
81=8ратРат2Тпл/ %2D4Tct .
Как и в предыдущем случае, система из уравнений (36.10) и (37.10) решается чис-
ленно, например, методом Рунге-Кутта при граничных условиях:
= L Ql-L] = о и € = Ц PL-L, - = Рбаш-
Второй участок, где газ прггтекает в затрубное пространство между обсадной ко-
лонной диаметром D и фонтанными трубами dH в интервале 0<€ <, L{, сначала нужно оп-
ределить эквивалентньш диаметр кольцевого пространства d3K:
d3K=[D2 - d2f’5
(38.10)
396
н гидравлический диаметр dr.
dr = D - dH
(39.10)
Далее система уравнений притока газа к затрубному пространству и потерь давле-
ния при движении газа по затрубному пространству будет иметь вид:
dP0L! _ dQoLi S2Q()LtP0Li .
[_D-dH^°L1 d£ J2s2Qo2Li-Po4 ’
= a + [A2 + 4Bfe - P2L1 )f5 |/2B,
где P0L1 — давление на стенке горизонтального ствола в интервале 0<£ < Lx,
Qol — распределение дебита на участке 0L}.
s2=8paTPaTzTnn/K2 (d - d2 .
(40.10)
(41.10)
(42.10)
Для граничных условий £ - 0, Q0Lj = 0 и £ = Ln P0Li = Р6аш эта система так же, как
в предыдущем случае, решается только численно, для чего можно использовать метод
Рунге-Кутта.
Найденное таким образом распределение давления позволит вычислить величину
критического градиента давления у башмака фонтанных труб, где давление имеет мини-
мальное значение. Следует подчеркнуть, что величина критического давления для различ-
ных конструкций скважины, но одинаковых дебитов будет разной. Это и является основ-
ной задачей при проектировании разработки газовых месторождений с неустойчивыми
коллекторами, когда конструкция горизонтальной скважины должна обеспечить мини-
мальный градиент давления при запланированном дебите газа.
10.5.3. Удаление из горизонтального ствола примесей, поступающих
к скважине в условиях разрушения призабойной зоны
Возможность накопления продукции разрушения в горизонтальном стволе сущест-
венно отличается от возможности в вертикальных скважинах. В вертикальных скважинах
требуется, чтобы скорость выталкиваемой частицы была выше скорости падения. Для
вертикальных скважин векторы скорост подъема и падения частиц направлены только
вверх и вниз. В горизонтальном стволе векторы скорости потока направлены вниз и по
горизонтали. Кроме того, профиль горизонтального ствола имеет зигзагообразный вид, и
поэтому по длине ствола имеются участки, где существует наибольшая опасность накоп-
397
пения примесей. Такая возможность усиливается еще и тем, что если скважина оборудо-
вана фонтанными трубами, то во избежание накопивши твердых примесей в нижней час-
ти ствола эти трубы должны быть оборудованы центраторами. Такие центраторы только
снижают опасность накопления частиц в нижней части ствола, но не исключают полно-
стью. Опасными с точки зренгы накопления твердых примесей по стволу являются места
установки центраторов.
Исходя пз вышеизложенного, при проектпроВайпи разработки месторождений с
использованием горизонтальных скважин необходимо обосновать профиль горизонталь-
ной части ствола. С позиции возможного разрушения призабойной зоны и образования
песчаных пробок наиболее целесообразным профилем горизонтального ствола является
профиль, показанный на рис.9.10 а и б. Если дебит скважины пз зоны отсутствия фон-
танных труб не обеспечивает вынос примесей, то необходимо длину фонтанных труб Li
увеличтпъ практически до длины горизонтальной части ствола L, приняв ее всего на не-
сколько метров меньше L. Такой профиль следует использовать и в том случае, если су-
ществует опасность обводнения скважины подошвенной водой, исходя пз того, что прп
оборудованшт скважины фонтанными трубами минимальное забойное давление имеет ме-
сто у башмака фонтанных труб.
В случае отсутствия опасности обводнения скважины подошвенной водой целесо-
образнее использовать профиль, показанный на рис.9.10 б. Такой профиль более эффек-
тивный, гак как частицы стекаются вниз не только за счет вектора скорости по затрубному
пространству, но и частично за счет гравитационных спл.
Наиболее часто образование пробки в горизонтальном стволе происходит в зоне,
где отсутствуют фонтанные трубы, и в нижней части участка, оборудованной фонтанны-
ми трубами В первом случае влияние этой пробки на дебит скважины может быть рас-
смотрено, как в формуле (35.10) QL_L1 » 0, и тогда дебит скважины будет определяться,
как Qo6=Qol- Во втором случае дебит скважины может быть определен, как пз половины
поверхности участка, т.е. Q0L[ / 2, хотя при этом возможны значительные погрешности. В
целом такая проблема для газовых горизонтальных скважин еще не изучена.
398
Рис 9.10
Возможные конструкции горизонтальной скважины в условиях
разрушения призабойной зоны и образования пробок
а — при наличии; б — при отсутствии подошвенной воды.
399
10.6. Обоснование технологического режима работы скважин
при возможности их обводнения подошвенной водой
10.6.1. Вертикальные скважины
Прежде всего при проектированы! разработки газовых, газоконденсатных и газо-
нефтяных скважин надо исходить из того, что как для*скважин залежей массивного типа,
так и при контурных частях залежей пластового типа существует возможность обводне-
ния подошвенной водой. Причем для залежей пластового типа опасность обводнения
скважин, расположенных в приконтурных частях залежи (см.рис. 10.10 а и б), значитель-
но выше опасности обводнения приконтурных скважин, так как горизонтальная прони-
цаемость, как правило, больше вертикальной, т.е. Krop>KBep. Точное решение проблемы
обводнения скважин подошвенной водой практически невозможно, так как для этого не-
обходимо учесть нестационарность процесса конусообразования, неоднородности порис-
той среды по толщине и по площади, параметр анизотропии по каждому пропластку, раз-
личие законов фильтрацш! газа и жидкости (воды или нефти при наличии нефтяной ото-
рочки), изменение физических свойств газа, жидкости и пористой среды в процессе разра-
ботки, фазовые прошщаемостп и их изменения в процессе разработки, капиллярные и
гравитационные силы и т.д. Исходя из невозможности учета перечисленных и других
факторов, проектировщик должен отметить сложность достоверного установления техно-
логического режима работы скважин при возможности их обводнения подошвенной во-
дой I! оценить возможность обводнения различными методами. Далее в процессе разра-
ботки месторождения изучить по промысловым данным ход процесса обводнения отдель-
ных скважин и кустов. На основании этих данных установить истинный характер обвод-
нения скважин.
В целом к настоящему времени предложено несколько методов определения так
называемого предельного безводного дебита, обеспечиваемого при поддержании в сква-
жине допустимой депрессии на пласт. Однако постановочно такой подход к вопросу экс-
плуатацшг скважин без обводнения допускает очень большую неточность. Она связана с
тем, что практически все приближенные методы определения безводной эксплуатации га-
зовых скважин допускают стационарность процесса образования конуса подошвенной во-
ды, т.е. предполагается, что при создании депресстш на пласт образуется конус воды под
дном скважины с высотой Ah=const, и если выбранную депрессию сохранить неизменной,
то дальнейшего увеличения Ah не происходит. Поэтому все предложенные приближенные
400
б
Схемы зон расположения вертикальных скважин, когда пластовая
вода рассматривается как подошвенная
а — на залежи пластового; б — на залежи массивного типов.
401
методы позволяют оценить дебпт скважины только на данный момент времени. В проекте
нужно отметить, что предлагаемые безводные дебиты текущие, и они будут изменяться в
процессе разработки в зависимости от подъема ГВК', изменения свойств газа, воды и по-
ристой среды, изменения газонасыщенной толщины пласта, относительного вскрытия,
пластового давления и т.д.
Таким образом, для обоснования технологического режима работы скважин в ус-
ловиях возможного обводнения подошвенной вод<3й имеются два основных направления
работ:
1. Приближенная оценка текущего безводного дебита газовых скважин, вскрывших
изотропные и анизотропные пласты с подошвенной водой.
2. Численное определение безводного или, точнее, просто дебита скважины с уче-
том продвижения воды, путем использования геолого-математической модели скважины,
вскрывшей однородные и неоднородно-многослойные пласты с подошвенной водой.
Ниже изложено обоснование технологического режима работы скважин прибли-
женными методами. Изложение нескольких приближенных методов вызвано тем, что все
они имеют положительные и отрицательные черты и в целом носят оценочный характер.
а Для определения безводного дебита согласно работе [53] следует пользоваться
формулой:
Qn6 = 2 лк112рвРплй*/|.1Рат, (43.10)
где Qn6 — предельный безводный дебит скважины, к — горизонтальная проницаемость
пласта; рЕ — плотность воды в пластовых условиях; Рпл — пластовое давление; g — вяз-
кость газа при Рпл и Тпл. q* — безразмерный предельный безводный дебпт, определяемый
тгз рис 11.10 и зависящий от
р = Rq^k/Ks)0’5 nh = hBC/h, (44.10)
Ro—условный радиус, в пределах которого образуется конус воды. Величину Ro
можно принять равной:
Ro = 4h. (45.10)
Главные недостатки этого метода заключаются в пренебрежении температурной
поправкой, Тст/Тпл, коэффициентом сверхсжимаемости z, нелинейности закона фильтра-
цип для газа и т.д. Примеры расчета Qn6 по этой формуле приведены в таблице 2.10.
б. Для определения безводного дебпта по величине допустимой депрессии, полу-
ченной П.А.Чарным при условии у<0,4(11-Ьв) и пересчитанной нами для газовой скважины
( см.рис. 11.10), следует использовать формулы:
402
Рис 11.10
Зависимость безразмерного предельного безводного дебита q*
от относительного вскрытия пласта h
403
•АРД0П :РПЛ - Р, = [o,OO16(h - hB)(l- р)[50Рпл -(h-hB)(l- р)рв] }/щ(Рпл + Р3), (46.10)
т с учетом нелинейности фильтрации газа в пористой среде безводный дебит будет:
Qn6= - А + ^А2 + 4ВДРДОП(РПЛ + Р3
2В,
(47.10)
где А и В — коэффициенты фтшьтрационного сопротивления, учитывающие степень
вскрытия пласта скважиной, т.е.
А= pzPaTTnjI[lnRK/Re +С1]/лкЬТст ;
В = PaTPaTzTn„[l/Rc - 1/RK + С2]/2я2Л2Т„ ,
(48.10)
(49.10)
где Ci и С2 — коэффициенты несовершенства скважины по степени вскрытия, значения
которых определяются по формулам (10.8), (11.8).
Прп допустимой депрессии на пласт, вычисленной по формуле (46.10), были опре-
делены предельно безводные дебиты тех же скважин, которые использовались для Qng по
формуле (43.10). Результаты расчетов приведены в таблице 2.10. Эта методика так же, как
предыдущая, показывает, что максимальный безводный дебш4 будет иметь место при
вскрыли! пласта 11в=0 (см рис. 11.10). Такой вывод противоречит закону сопроптвления в
случае неполного вскрытия пласта. Естественно, что при 1^=0 приток газа в лучшем слу-
чае будет донным. При донном вскрыши пласта дебит скважины составляет не более 1%
от дебита, получаемого из вертикальных скважин, вскрывших пласт полностью, т.е. от де-
бита совершенной скважины. В формуле (46.10) параметр ip учитывает степень вскрытия
пласта и определяется из зависимости щ = f(li/Rc и h=hB /h), показанной на рис. 12.10.
Недостатки этого метода идентичны недостаткам формулы (43.10).
в. Отмеченные в пунктах «а» и «б» недостатки методов были частично учтены в
работе [8]. По этой методике также остались: стационарность процесса, отсутствие двух-
фазной переходной зоны, замена трехмерной фильтрации двухмерной, неучет сопрошв-
ления между ГВК и дном скважины и т.д. Но в отличие от предыдущих методов учтены
нешшейность фильтрации и влияние несовершенства по степени вскрытия на линейный и
квадратичный 'члены уравнения притока.
Согласно этой методике предельный безводный дебш определяется по формуле:
Qn.6.= a Q *Rc , (50.10)
2b
где a =aHC%RK/Rc; b (5110)
Q* — безразмерный безводный дебш скважины, определяемый по формуле:
404
Рис 12.10
Зависимость \|/ от h при h/Rt= 50,100, 250 и 1000 соответственно
405
406
Результаты расчетов предельных безводных дебитов различными методами
Таблица 2.10
№№ сква- жины 2 F hB1 м РцЛ5 атм. Яцс бис h Рв, кг/м3 V Q* Предельный безводный дебит, тыс. м3/сут.
по (47) по (43) по (50)
У-93 51 34 46,5 0,80 0,00338 0,670 1020 0,25 0,050 180 480 125
У-100 79,5 40 46,4 0,32 0,00036 0,504 СС 0,18 0,185 1097 9553 510
У-100 в 60 40 46,6 0,60 0,000105 0,670 сс 0,25 0,140 443 2190 272
У-102 71 51 46,7 0,58 0,000933 0,720 сс 0,27 0,110 306 3743 210
У-102 в 32 9 46,7 0,33 0,004400 0,280 сс 0,12 0,130 359 3393 104
У-150 96 85 46,9 0,335 0,001140 0,880 сс 0,38 0,025 196: 2082 188
БВ-30 24 14 48,0 0,76 0,000500 0,580 сс 0,24 0,063 181 335 106
Od-174 150 50 194,3 4,40 0,003900 0,330 1180 0,10 0,170 1376 2300 450
сс сс сс сс 7,40 0,003300 0,330 сс 0,10 СС 1188 1380 380
Ою-ИО 350 125 193,0 2,00 0,002800 0,360 сс 0,08 сс 3514 11350 1000
сс сс 82 СС СС сс 0,230 сс 0,05 0,190 5000 12485 900
сс 205 125 СС сс сс 0,610 сс 0,17 0,120 1253 2983 740
сс 205 82 СС сс сс 0,400 сс 0,11 0,160 2130 3977 690
— R
Q’=hln^
h
-l + ^l + K0/h(lnR/h)2
(52.10)
h— относительное вскрытие пласта;
h=hB/h;
R— относительный радиус контура питания, определяемый R=RK/RC;
Ко — параметр, определяемый по формуле:
Ко = 4b*AP^on/a*2Rc ;
(53.10)
(54.10)
А Рд0П— допустимая депрессия на пласт при налпчшг подошвенной воды, определяемая
согласно работе [8] по формуле:
А Рдоп" [Рпл - Рз доп] [Рпл + Рз.доп] = 0,1 [(11 - 11в)(р В - Prp)g] /Т], (55.10)
где рв, ргр - плотности пластовой воды и газа в рабочих условиях; g — ускорение силы
тяжести; ц — высота столба жидкости, обеспечивающая 0,1 МПа. При больших пласто-
вых давлениях формула (55.10) может быть заменена на:
А Р20п= 2РПЛ gh(l - К)(Рв - Рп, )/л = Dx (56.10)
где D = 2Pnngh(pB-prp)/T] их=1-й. (57.10)
аис и Ьис — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определенные по ре-
зультатам исследования скважин, вскрывших пласт толщиной h на величину lig. Если
имеющиеся скважины вскрывали пласт иными 11в, то при определенгаг значений аис и вис
следует внести поправки через коэффициенты несовершенства Ci и Oz.
При небольших пластовых давлениях величиной ргр можно пренебречь. Кроме то-
го, можно пренебреги, и величиной 1/RK в формуле (51.10). По формуле (50.10) были вы-
числены безводные дебиты тех же скважин, которые были использованы при определении
Qn6 по формулам (43.10) и (47.10). Результаты расчетов приведены в таблице 2.10.
Из сравнения предельно безводных текущих дебитов скважпн различными мето-
дами следует, что:
— методика расчета по формуле (43.10) практически не ставит ограничение на
производительность скважпн;
— методика (47.10) при пспользовангш ее с уметом нелинейного притока газа к
скважине дает более объективную оценку дебита, но, судя по безводным дебитам скважин
Ор-174 и0р-170, завышаются примерно в три раза;
407
— методика (50.10) занижает предельно безводные дебпты скважины и, тем не
менее, более близка к истине, чем другие методы, так как хорошо согласуется с
реальными дебптами Оренбургских скважин.
Кроме того, метод, предложенный в работе [8], более объективно описывает про-
цесс изменения предельного безводного дебпта в зависимости от степени вскрытия пласта
и величины допустимой депрессии на пласт.
Согласно этой методике, чем меньше степень вскрытия и при этом чем больше ве-
личина допустимой депрессии на пласт, тем меньше предельно безводный дебит скважи-
ны (см. кривую 5 на рпс.13.10). Это означает, что несовершенство скважины в этой облас-
ти является определяющим, а величина депрессии на пласт — второстепенной. С увели-
чением степени вскрытия пласта Qn6 резко растет до некоторой величины. Затем по мере
увеличения степени вскрытия h предельно безводный дебит начинает интенсивно падать.
Это означает, что за пределам! 0,5<h<l влияние допустимой депрессии на пласт стано-
вится определяющим. Оно связано со степенью вскрытия через равенство (55.10). Поэто-
му увеличение hB приближает величину ДРдоп к нулю, и в то же время за счет этого увели-
чения hE коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта практически не влияет
на производительность скважины. Сравнение зависимостей из рис. 11.10 и 13.10 указывает
на логичность методики, предложенной в [8].
В болыпинстве случаев вертикальные и горизонтальные проницаемости пород раз-
личаются, причем, как правило, КВ<КГ. Низкая вертикальная проницаемость с одной сто-
роны снижает опасность обводнения скважин подошвенной водой, но с другой стороны
ухудшает подток газа пз невскрытой части пласта. Поэтому параметр анизотропии снижа-
ет предельный безводный дебит скважины. Одним пз наиболее приемлемых методов оп-
ределения предельно безводных дебптов скважин, вскрывпшх анизотропные пласты, яв-
ляется метод, предложенный в работе [8]. Согласно этому методу Qng определяется по
формуле:
Qn.6. = a*hRcQ*lnR/2b* , (58.10)
где Q* = -l +[l + Kox/hlnRln(R-x-x)f’5 (59.10)
Ко = 4b* D.v /a*2Rc. (60.10)
x — параметр анизотропии, равный х — (Кв/Кг)°>5. Остальные обозначения иден-
тичны с обозначениями формул (50.10)-г(57.10). По этпм формулам следует оценить пре-
дельные безводные дебиты проектных скважин не только с позиции возможности обвод-
408
Рис 13.10
Зависимость предельного безводного дебита вертикальной скважины
от относительного вскрытия пласта при параметрах анизотропии:
1 — 1,5; 2 —0,5; 3 — 0,1; 4 — 0,01.
409
нения проектных скважпн, но и с позиции, насколько параметр анизотропии снижает про-
изводительность скважпн за счет ухудшения подтока газа тгз невскрытой части пласта.
На рис. 13.10 показаны зависимости предельно безводного дебтгга скважины для
различных значений параметра анизотропии. Проверка достоверности предложенной для
анизотропного пласта формулы для определения Qn,6. была произведена при х=1
(см.крпвую Г).
>5 *
10.6.1.1. Учет изменения параметров пористой среды, флюидов и
положения ГВК при прогнозировании предельных безводных
дебитов проектных скважпн
Предложенные выше методы оценки предельно безводных дебптов пригодны
только для текущего момента времени. Однако в процессе разработки изменяются свойст-
ва газа, воды, пористой среды, толщина газоносного пласта, положение ГВК, пластовое
давление и т.д. Эти хгзмененти должны быть учтены при прогнозхцзованип показателей
разработки. Параметры, которые входят в расчетные формулы для определения предельно
безводных дебптов, зависят от давленти, а давление — от отбора газа тгз залежи в процес-
се разработки. Эти параметры определяются по следующим формулам:
a*(t)= p(P)z(P)PaTTnjI/xrKTCTh(t); (61.10)
b’(t)= paTPaTZTnJI/2K^TCTh2(t); (62.10)
D’(t) = 0,2 [pB -prp(P)]PIft(t)h(t); x(t) = 1 - h(t), (63.10)
Kp(t)= 4b*(t)D*(t)/a*2(t)Rc , (64.10)
где h(t) = hB /h(t). Если в процессе разработки по мере подъема ГВК, т.е. по мере изме-
нения h(t), изменяется и вскрытая толщина пласта (это зависит от проектировщика, если
он хочет сохранить наиболее оптимальную величину Ноп), то необходимо синхронно с
уменьшением h(t) уменьшить и hB(t).
С учетом формул (61.10)-ь(64.10) предельные безводные дебиты скважин, вскрыв-
ших изотропные п анизотропные пласты, будут определяться тгз равенств
Qn6 = a*(t)RcQ*(t)/2b*(t) — изотропный пласт, (65.10)
Qn6 = a\t)h(t)RcQ^(t)lnR/2b*(t) — анизотропный пласт, (66.10)
410
где Q * (t)— безразмерный безводный дебит скважины, вскрывшей изотропный пласт, оп-
ределяемый по формуле:
Q’H(t) = h(t)ln А
-l + -Jl + K;(t)/^(t)[hiR/K(t)f
(67.10)
Q^(t)— безразмерный безводный дебит скважины, вскрывшей анизотропный пласт с
подошвенной водой, значение которого должно быть определено по формуле:
Q* (t) = -1 + | + Ko(t>(t)/h(t)lnRln[R“x - x(t)ph(t)p’5. (68.10)
Значения свойств газа ц(Р) и z(P) определяются согласно методам, изложенным в
пунктах 5.14 и 5.15. Текущее пластовое давление в процессе разработки Рпл(0 может
быть определено либо из уравнения материального баланса согласно разделу 11, либо с
помощью геолого-математической модели залежи или ее фрагмента в зоне расположения
проектной скважины.
Изменение газонасыщенной толщины пласта h(t) в процессе разработки также
можно определить двумя способами:
— путем использования приближенных методов расчета продвижения подошвен-
ной пли контурной воды в газовую залежь и регулярным контролем промысловыми ис-
следованиями газовых и пьезометрических скважин;
— созданием геолого-математической модели скважины, куста или участка дрени-
руемого скважинами УКПГ с учетом срока ввода новых скважин, кустов и соседних
УКПГ. Контролем качества достоверности изменения h(t) должно служить воссоздание
истории разработки залежи или ее фрагментов. Такой способ прогнозирования изменения
h(t), при соответствующих исходных данных, использованных прп моделировании, обла-
дает очень высокой достоверностью.
Таким образом, при выполнении в проекте соответствующих расчетов величин
ц(Р), z(P), Рпл(0, h(t), а также ргр(Р) и рв(0 прогнозируется характер изменения QnsCO с
приемлемой для проекта точностью. Слова «приемлемой точностью» в данном случае оз-
начают, что имеется целый ряд исходных данных, в настоящее время практтгческп не оп-
ределяемых лабораторными и промысловыми исследованиями. К таким параметрам отно-
сятся прежде всего вертикальные проницаемости каждого пропластка, фазовые прони-
цаемости в вертикальном направлентш по пропласткам, газоводонасыщенностн этих про-
пластков, степень истощения каждого пропластка и перепада давления между Никит и т.д.
Ниже в качестве примера приведены результаты прогнозных расчётов по опреде-
лению предельно безводных дебтггов скважин одной пз УКПГ газового месторождения
411
севера Тюменской области. Предварительные расчеты по изменению коэффициентов
фильтрационного сопротивления а и b в процессе разработки приведены в пункте
8.2.2. Расчеты выполнены по формуле для изотропного пласта с использованием натур-
ных измерений 11(f), а затем воспроггзводством исторшг разработки месторождения с по-
мощью геолого-математической модели участка каждого УКПГ с учетом их взаимодей-
ствия. Результаты этих расчетов по УКПГ-1,2 и 3 приведеныв таблице 3.10, а подъем ГВК
в зоне дренируемой УКПГ-2 показан на рис.14.10.
Таблица 3.10
№№ УКПГ Г оды 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004
1 Ъ / лпод / /-^тек 1,0'445 2.044,0 5,4/425 10402 1637,4 23/342 3031 3727 4524
2 ^под / /^тек 02503 0,7/50 3548,7 82473 13345,7 191438 253.418 3140 3838
3 ^под / / ^тек 0.7,30 3.28,8 6,127,6 9,6263 13,4'24,8 17,4233 21621,7 2620 3018,4
На рис. 15.10 показаны тгзменения предельно безводного дебита скважин при под-
вижном (сплошные линии) и неподвижном контактах газ-вода. Если в проекте разработки
безводного дебиты определены без применения геолого-математических моделей, то та-
кие прогнозные расчеты для «средней» проектной скважины необходимы, так как эти за-
висимости показывают минимально возможные дебиты скважин. Весьма показательной
является зависимость предельного безводного дебита от тгзменения пластового давления с
подвижным и неподвижным контактами газ-вода. При построентпг линии 2, показанной на
рис. 16.10, текущее вскрытие пласта скважиной 11в в процессе разработки сохранено без
тгзмененпй, т.е. hB=const Поэтому по мере приближения контакта газ-вода к нижней гра-
нице интервала перфорацгпг предельно безводный дебит интенсивно снижается, что явля-
ется результатом снижения с такой же интенсивностью допустимой депрессии на пласт
АРдоп = 0,1[рв ~ Prp (Р)] [h(t) - hB Ь/т] • В случае, когда контакт газ-вода неподвижен, про-
исходит снижение дебита только из-за снижения пластового давления. Аналогичные кри-
вые для анггзотропного пласта показаны на рис. 17.10.
412
Годы разработки
Рис 14.10
Изменение подъема контакта газ—вода по УКПГ-2 в процессе разработки
Рис 15.10
Зависимость предельного безводного дебита вертикальной скважины от
относительного вскрытия пласта при подвижном (сплошные линии) и
неподвижном (пунктирные линии) контактах газ—вода
Ь5 при Рщ. = Р„, 30,2; 25,7; 21,9; 18,1 и 14,4 МПа.
413
Qn.6„ тыс. мУсут.
Рис 16.10
Зависимость предельного безводного дебита скважины
от пластового давления
1 — при неподвижном; 2 — подвижном контакте газ — вода.
Рис 17.10
Зависимость предельного безводного дебита скважины
от пластового давления для различных значений параметра анизотропии
1-х=1иЬо = 5Ом2-х = О,5иh(t);3 -х = 0,1 иh(t).
414
10.6.1.2. Рекомендации по повышению предельного безводного дебита
проектных скважин
Сохранение предельных безводных дебптов скважин на уровне начального их зна-
чения и при возможности увеличения Q„6 является одной из основных задач проектиров-
щика. Исходя пз показанных на рис. 13.10 зависимостей, нетрудно установить, что для
любой скважины, независимо от параметров вскрываемого пласта, существует возмож-
ность выбрать такое вскрытие, при котором Qn6 будет максимальным. Степень вскрытия
пласта скважиной, при которой Qn6 будет максимальным, следует считать оптимальной —
Еоп- На этом рисунке указаны значения относительного оптимального вскрытия кривых
14-5, при которых Qn6=Qn6 мах-
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 соз-
дание искусственного непроницаемого экрана между контактом газ-вода и дном скважи-
ны, точнее, нижней границей интервала перфорации.
1. Определение hon для получения Qn6 мах-
В проекте должен быть рассмотрен один из двух методов определения hon, пред-
ложенных в работе [31]: графический и аналитический.
Согласно графггческому методу по известным коэффициентам фильтрационного
сопротивления а* и Ь*, толщины газоносного пласта, пластового давления, плотностей во-
ды и газа в пластовых условиях, задаваясь произвольными значениями hB в диапазоне
0<hB<h, следует строить зависимости Qng от h • По полученным зависимостям, проведя ка-
сательную, параллельную оси абсцисс (ось 1Г), определить точку соответствующую h оп,
как это показано на рис. 13.10.
Согласно аналитическому методу уравнение (50.10) пли (58.10) следует продиффе-
ренцировать по 11. Затем полученное уравнение приравнял, к нулю и из этого равенства
искать величину толщины h, которая будет соответствовать 11оп- Однако, как показали ис-
следования, проведенные З.С.Алиевым в работе [8], такие матемалгческие выкладки с
уравнениями (50.10) и (58.10) не позволяют определить величину hon аналитически. По-
этом}’ предлагается приближенный метод определения hon аналипгаескпм путем с точно-
стью до ±«7%. Эта формула имеет вид:
110п= 0,55 < 0,6h+a^Tyb*Pn]g[pB
-ftp(P)l" [оА+а^^Р^Рв-р^Р^-О^Л2 >.
(69.10)
415
Обозначения в формуле (69.10) аналогичны прежним.
10.6.1.3. Определение величины оптимального вскрытия пласта на стадии
проектирования разработки
При проектщюваншг разработки газовых и’газоконденсатных месторождений ве-
личина вскрытия газоносного пласта, как правило, выбщэается интуитивно. Такой подход
если оправдан в большинстве случаев, то недопустим при возможности обводнения сква-
жпн подошвенной водой. При наличии подошвенной воды и опасности обводнения сква-
жин ею следует заблаговременно определить и рекомендовать оптимальную величину
вскрытия на стадии проектировании. При этом надо исходить из того, что любое место-
рождение имеет определенную геометрическую форму и может быть отнесено к залежам
массивного или пластового типов, показанных на рис. 10.10.
При угле наклона залегаши кругового изотропного пласта массивного типа или
прпконтурной части залежи пластового типа, равным р, толщина газонасыщенного пласта
от контура до купола будет определяться по формуле:
H(R) = (ROT-R)tgp, (70.10)
где Rh-— радиус внешнего контура газоносности, R — переменный радиус.
При R=RKr толщина газоносной части пласта h(RKr)=0. Если месторождение имеет форму
эллипсоида с разными углами наклона вдоль продольной и поперечной осей, то измене-
ние h(R) следует определить по направлениям, где предусмотрено размещение проектных
скважин.
Оптимальная величина вскрытия пласта проектными скважинами должна быть
приближенно определена по формуле:
(71Ю)
или графоаналитическими методами, изложенными выше. При этом в зависимости от
места размещении проектной скважины величина h должна быть заменена на h(R), опре-
деляемую из равенства (70.10).
416
10.6.1.4. Изменение оптимальной величины вскрытия пласта в процессе
разработки залежи
В предыдущем пункте речь шла об определении текущей оптимальной величины
вскрытия пласта. В процессе разработки по мере подъема ГВК уменьшается газонасы-
щенная толщина пласта h, и поэтому при постоянной величине йв разность между
Ah(t)=h(t)-lig непрерывно уменьшается. Эта разность предопределяет величину допусти-
мой депрессии на пласт. Если синхронно с уменьшением во времени h(t) уменьшить hB(t),
то можно добиться постоянства ДИ, а следовательно, снизить темп падения величины до-
пустимой депрессии на пласт. Как видно тгз формулы (55.10), темп снижения депрессии на
пласт зависит не только от непостоянства ДИ, но и от падения пластового давления. По-
этому с сохранением Дй постоянной в процессе разработки как можно дольше сохраняет-
ся замедленный темп падения ДРдоп, а следовательно, и дебитов скважин. На рис. 18.10 по-
казан характер первоначально установленной величины hon при подъеме контакта газ-вода
в процессе разработки фрагмента газового месторождения. Кривая 1 получена для случая,
когда h(t), т.е. газонасыщенная толщина, в процессе разработки уменьшается в результате
подъема ГВК, но вскрытая толщина пласта скважиной hg остается постоянной. Поэтому
определенная в начале разработки hOn н приближается к единице, т.е.
honn=hB/h(t) икогда hB =h(t) h опт= 1. (72.10)
Кривая 2 получена для случая, когда одновременно с h(t) синхронно уменьшается
hB(t). Тогда первоначальное отношение h <>п н сохраняется постоянным, т е.
h опт=hB /h(t) - const. (73.10)
В проекте при неизбежности подъема ГВК в процессе разработки необходимо ре-
комендовать режим работы проектных скважин с постоянным h опт = const, что позволит
практически до конца разработан избежать обводнения скважин подошвенной водой.
В качестве примера на рис. 19.10 показан вариант технологического режима рабо-
ты скважины одного из месторождений севера Тюменской области. Синхронный подъем
hB(t) осуществляется путем установки стакана из цемента или из других веществ.
417
h
Рис 18.10
Изменение первоначального оптимального вскрытия пласта в процессе разработки:
1 — при hon/ h(t); 2 — при hon/ h(t).
418
10.6.1.5. Увеличение предельного безводного дебита газовых скважин
путем создания искусственных непроницаемых перегородок
Создание искусственной непроницаемой перегородки между нижней границей
перфорации и контактом газ-вода затрудняет попадание подошвенной воды к скважине из
зоны с наибольшей высотой конуса воды. Схематично такая перегородка показана на
рис.20.10. Основным параметром экрана является не толщина, а его радиус Rn. Для искус-
ственно созданной перегородки с радиусом, равным Rn, предельно безводный дебит сква-
жины, вскрывшей пласт с подошвенной водой, следует определить по формуле (за преде-
лами перегородки):
Qn6= a*Q*Rn/2b*,
(74.10)
где Rn — радиус искусственно созданной непроницаемой перегородки; Q*— безразмер-
ный безводный дебит скважины с перегородкой радиуса Rn, определяемый по формуле:
Qn = hlnM-1 + 71+Konx/h(lnRn/h)2
h L
Rn = RK/Rn и Kon = 4b*D/a*2Rn.
(75.10)
(76.10)
В пределах перегородки (см .схему на рис.20.10) приток газа будет"описываться по
формуле:
PRn - рз = aiQn6 InRn/Rc + biQ^p
_1____1_
4RC Rn
(77.10)
Совместным решением уравнений (74.10) и (77.10) приток газа к скважине с искус-
ственной перегородкой получена формула для определения предельного безводного деби-
та скважины
1 1 Rn-1
h Rn-x h
(78.10)
a= a In
(80.10)
На примере расчета предельного безводного дебита скважины с искусственной пе-
регородкой показана зависимость Qn6 от радиуса перегородки Rn на рис.21.10. Из
419
Qn.6., тыс. м7сут.
Рис 19.10
Изменение предельно безводного дебита скважин различных УКПГ в процессе
разработки и его регулирование путем изменения
Схема скважины с непроницаемой перегородкой между интервалом
перфорации и контактом газ — вода
420
рис.21.10 видно, что в интервале Rc<Rn<10 м предельный безводный дебит интенсивно
растет примерно в б раз, а дальнейшее увеличение Rn приводит к менее интенсивному
росту Qn6. Это отчасти связано с тем, что при больших радиусах перегородки зона I про-
пускает через себя Qn6 с большими потерями давления. Поэтому целесообразнее создавать
перегородки радиусом не более 10 метров.
Объем экранггрующей жидкости (цементный раствор, высоковязкая жидкость —
нефть или гель, смолы и т.д.) для создания перегородки должен определяться, исходя из ба-
ланса:
иж = л hn (ma, R„ - R*), (82.10)
где hn — толщина перегородки, Rn, Rc — радиусы перегородки и скважины; а* — газона-
сыщенность зоны закачки пакерующей жидкости; m — пористость.
Приемистость жидкости, закачиваемой для создания непроницаемой перегородки,
может быть определена по формуле:
Q ж = 2 тгКЬп [1 - ехр(аР3 - Рпл )]/ацж In Rn , (83.10)
где цж — вязкость закачиваемой жидкости; a — характеризующий зависимость прони-
цаемости от давления коэффициент.
Естественно, что при закачке жидкости нельзя гарантировать образование идеаль-
ной формы круга радиусом Rn. Такое может быть только в идеально однородном пласте с
одинаковыми формами и размерами каналов. Поэтому в проекте следует заложить коэф-
фициент удачностп таких операций в проводимых скважинах.
10.6.2 . Горизонтальные скважины
При вскрытии нефтегазоносных пластов вертикальными скважинами между степе-
нью вскрытия, создаваемой на пласт депрессией, величина которой непосредственно свя-
зана с вскрытием и дебитом скважины, имеется жесткая связь. В вертикальных скважинах
с увеличением степени вскрытия уменьшается величина допустимой депресшш на пласт и
величины коэффициентов несовершенства по степени вскрытия. Но существенное
уменьшение допустимой депрессии приводит к снижению безводного дебита. Уменьше-
ние степени вскрытия пласта приводит к увеличению депресшш на пласт и еще более ин-
тенсивному увеличению коэффициентов несовершенства, и поэтому происходит умень-
шение безводного дебита.
421
Рис 21.10
Зависимость предельного безводного дебита скважины от радиуса перегородки
422
В горизонтальных скважинах, вскрывших пласты с подошвенной водой, дебит
скважины зависит в большей степени от длины горизонтального ствола и в меньшей — от
величины допустимой депрессии на пласт. Поэтому безводные дебиты горизонтальных
скважин даже при весьма незначительных депрессиях на пласт могут быть большими.
Одной из основных особенностей горизонтальной скважины является распределе-
ние забойного давленти по горизонтальному стволу. Если в горизонтальную часть сква-
жины не спущены фонтанные трубы (см. рис.8.13 а), то минимальное забойное давление
будет у начала горизонтального ствола, и, следовательно, допустимая депрессия на пласт
должна быть определена, исходя из величины забойного давленти в начале горизонталь-
ного участка.
Если горизонтальная часть ствола оборудована фонтанными трубами
(см.рис.8.13 б), то величина допустимой депрессии на пласт должна быть определена, ис-
ходя из величины забойного давленти у башмака фонтанных труб.
Для определения безводного дебита горизонтальной скважины, полностью
вскрывшей полосообразный пласт с подошвенной водой (см.рис.22.10), допустим, что по-
тери давленти в горизонтальном стволе незначительны и ими можно пренебречь. Тогда
предельный безводный дебит горизонтальной скважины, расположенной на произвольном
расстоянии от кровли анизотропного пласта, будет определяться (см.рис.22.10) по форму-
ле:
2 L? +4Ь-(р2 - р2 jF’5 - я-
+4b»Vn^ MJ—(8410)
Если горизонтальный ствол расположен на произвольном расстоянии от кровли, то
*
a
a;= —
L vh;
2
, _. , Rc I RK - vh:
vhj + R. In-----5--- + 1
Rc + vhj) Rc + vh.
Ъ*
bi= — 4- k n
21? vhj ( Rc
Rc+vhi vhj j RK-vh;
Rc + vhj J Rc + vhj
Если горизонтальный ствол расположен у кровли пласта, то
a b
ai = 7T— nbi= , , ;
LRC 2I?R2
* r
a 2
T[v(h-2RC)
v(h-2RC) + RC In
Rc
Rc+v(h-2Rc)
RK-v(h-2Rc)j
Rc+v(h-2Rc)j
(85.10)
(86.10)
(87.10)
(88.10)
423
Схема расположения горизонтального ствола и образования
конуса подошвенной воды
424
RK-v(h-2Rc)
R. + v(h-2Rc)l2
>, (89.10)
b 2 R Rc + v(h-2RC) v(h-2Rc)
2L2 [v(h~2RC)|_ Rc Rc+v(h-2Rc)
а* = ргРатТпл/кТст; b* = paTPaTzTnJI/6TCT. (90.10)
Значение (Р2Л - P) в формуле (84.10) определяется из выражения:
Р2Л - = ДР(2РПЛ - ДР) , (91.10)
где Рзд — допустимое забойное давление при наличии подошвенной воды у начала гори-
зонтального ствола, когда скважина не оборудована фонтанными трубами пли у башмака
труб, если горизонтальный ствол оборудован фонтанными трубами.
Величина ДР согласно схеме, показанной на рис.22.10, будет определяться форму-
лой:
ДР = (рв - Prp)gh2, (92.10)
где рв — плотность пластовой воды; Ргр — плотность газа в пластовых условиях; g — ус-
корение свободного падения; 11 — толщина пласта от контакта газ-вода до горизонтально-
го ствола.
По формуле (81.10) с учетом (92.10) были определены безводные дебиты при ис-
ходных данных: RK=500 м; Rc=0,l м L=300 и 500 м; Рпл=14,б МПа; 11=10 м; а*=б,29б;
b*=0,0239; v =1 для различных 112. Результаты расчетов показаны на рис.23.10. Достовер-
ность изложенного приближенного метода была проверена путем численного точного ре-
шения задачи о фильтрации газа к горизонтальной скважине, вскрывшей полосообразный
пласт (см.рис.22.10). Полученные результаты для одинаковых условий, для численного и
аналитического решения показаны на рис.24.10. Сравнение этих результатов показывает,
что безводные дебпты, рассчитанные аналитическим методом, превышают безводные де-
биты, рассчитанные численным методом, максимум па 5%, и поэтому формула (84.10) ре-
комендуется для определения текущего безводного дебита горизонтальных скважин.
10.7. Температурный технологический режим эксплуатации скважин
Природные газы, представляющие собой смесь различных компонентов, при нали-
чии влаги и определенных давлениях и температурах образуют гидраты, свойства которых
изложены в пункте 5.1.10. Пз компонентов природного газа самостоятельно образуют
гидраты метан, этан, пропан, изобутан, азот, диоксид углерода, сероводород и меркапта-
ны. При движении газа происходит изменение давления и температуры, что приводит к
425
Qn.6
Рис 23.10
Зависимость безводного дебита горизонтальной скважины от
расстояния между стволом и ГВК при L = 300 и 500 м
Рис 24.10
Сравнение величин предельного безводного дебита горизонтальной скважины,
полученного приближенным и точным методами на различных стадиях
разработки залежи при различных расстояниях между стволом и ГВК
426
образованию гидратов на участке, где величины Р и Т соответствуют условию гидратооб-
разования. Это не означает, что для образования гидратов обязательно движение газа и
изменение термодинамических условий. В мире существуют газогидратные залежи, ос-
воение которых имеющимися методами в настоящее время нерентабельно.
Свойство газа образовывать гидраты должно быть учтено при обосновантш техно-
логического режима работы проектных скважин. При этом необходимо исходить из из-
менений давленгй и температуры в системе «контур питания скважины — начало газо-
провода», прогнозируемых в проекте разработки за весь период эксплуатации месторож-
дения, а также из результатов экспериментов по определению условий гидратообразова-
ния. Эти условия для газов различных месторождентш могут быть определены при из-
вестной относительной плотности или при известном составе газа по отдельным компо-
нентам из графических зависимостей, показанных на рис.20.5 и 21.5. Для газов, содержа-
щих сероводород, условия гидратообразования могут быть определены из графической
зависимости, показанной на рис.22.5 а. Анализ результатов исследований, посвященных
изучению влияния различных факторов на образование гидратов, показывает, что одним
из компонентов, заметно влияющих на эти условия, является наличие в газе пропана. Учет
влияния наличия пропана в составе газа на условие гидратообразования осуществляется
согласно графику, показанному на рис.22.5 б.
Обобщение экспериментальных данных для газов различных месторождений по-
зволило предложить эмпирическую формулу для определения равновесной температуры
гидратообразования, имеющую вид:
Tp = algP.±b, (93.10)
где а и b коэффициенты, определяемые экспериментально для каждого месторождения.
Значения этих коэффициентов для наиболее крупных и типовых месторождений приведе-
ны в таблице 6.5.
В принципе нетрудно установить наиболее уязвимые с точки зрения образования
гидратов места. К ним относятся призабойная зона пласта и ствол скважины. Повышенное
внимание при проектировании следует обратить на возможность образования гидратов
при небольших дебитах скважин, сравнительно низких пластовых температурах газа и
высоких давлениях, а также на наличие в окружающей ствол скважины среде зоны много-
летней мерзлоты.
На имеющихся в СНГ месторождениях температура газа в пласте колеблется в
пределах 12°<Т<142°С, а давление доходит до 80 МПа. Естественно, что при сравнительно
низкой температуре газа в пласте, как, например, на Среднеботуобинском месторождении
427
— ТПЛ=12°С, и высоком давлении опасность образования гидратов возникает непосредст-
венно в пласте, так как создание депрессии на пласт вызывает дополнительное снижение
температуры газа в призабойной зоне. Поэтом}' на таких месторождениях температурный
технологический режим работы скважпн является определяющим.
При проектировании разработки месторождений с высокой температурой газа в
пласте, как, например, на месторождениях Астраханское, Карачаганакское и Шатлыкское,
где температура газа в пласте Тпл>80°С, возможность образования гидратов в системе
«пласт-скважина» исключена. Следовательно, расчеты по безгпдратному режиму работы
пласта и скважины могут быть не проведены.
Надо запомнить, что, как правило, расчеты по температурном}' режиму проводятся
не для того, чтобы, обнаружив возможность образования гидратов, ограничить произво-
дительность проектных скважин, а для того, чтобы определить возможное место образо-
вания гидратов и дать рекомендации по предотвращению гидратообразования. К таким
рекомендациям относятся как изменение режима работы скважпн (дебита, давления,
конструкции), так и использование различных ингибиторов — поглотителей влаги в газе.
Выбор ингибитора зависит от состава газа и термодинамических условий, а также эконо-
мических показателей применяемых ингибиторов.
10.7.1. Оценка возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта
Для определения возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта
необходимо использовать уравнения: движения газа в пласте, распределения температуры
при снижении давления и уравнения равновесного гидратообразования.
Прежде всего, надо исходить из того, что при работе скважины наибольший пере-
пад давления в пласте имеет место у стенки скважины. Следовательно, самая низкая тем-
пература газа в зоне, дренируемой скважиной, будет у стенки, и оно будет самой опасной
зоной с точки зрения образования гидратов.
С глетом изложенного приведены основные уравнения по распределению давления
п температуры в пласте
(94.10)
(95.10)
-10,5
P(R)= Р2Л -^Qln^L-blQ2ln| 1--L
К. (К Kj
ai = цгРатТпл/лк11Тст; bi = paTParzTroi/27i2£h2TCT;
где
428
Q — проектный дебит скважины, задаваемый, исходя из фильтрационных свойств пласта;
R — переменный радиус, тгзменяюпцшся в пределах RC<R<RK. В случае, когда R=RC, id
формулы (94.10) можно определить забойное давление в скважине со «сник-эффектом»,
равным нулю, и параметром анизотропии, равным единице.
Распределение температуры газа в пласте с приемлемой точностью определяется
по формуле:
T(R)=Tnn-Di [Pnn-P(R)]ln[l + GCpT/7chCnR2] /nRn/R, (96.10)
где Di — коэффициент Джоуля-Томсона, определяемый согласно разделу 5.1.7 для пла-
стовых условий; P(R) —давление, определяемое по формуле (94.10); G—дебит скважи-
ны в кг/час. Для используемого при расчете распределения давления Q в тыс.м3/сут может
быть переведен в G по формуле:
G = 54pQ, (97.10)
р — относительная плотность газа; Ср — изобарная теплоемкость газа в пластовых усло-
виях. Так как в пласте давление и температура в зоне, дренируемой скважиной, изменяют-
ся от Р3 до Рпл и от Т3 до Тдл, то под пластовыми условиями можно принимать средние
значения давления Рср=(РПл+Рз)/- и температуры Тср=(ТПл+Т3)/2, а по этим значениям вы-
числить Ср(Рср, Тер). Следует отметить, что при небольших депрессиях на пласт (в преде-
лах нескольких атмосфер) найденное по средним Рср и Тср значение Ср будет весьма близ-
ко к истинному. При больших депрессиях на пласт Ср следует определить по элементам
зоны с радиусом RC<R<RK. Чем больше число элементов, тем ближе определяемая Ср к его
истинной величине.
При R=RC по формуле (96.10) можно найти потери температуры в результате сни-
жения давления при пуске скважины в работу с дебитом Q:
ДТ = Тпл-Тз = Тпл-Di[Pnn-P3(Rc)] ln[l + GCpT/7ihCnR2] /nRn/R. (98.10)
Таким образом, в пласте, в частности у стенки скважины, где существует макси-
мальная опасность образования гидратов, находят Р3 и Т3.
Согласно формуле (93.10) равновесная температура гидратообразованпяв условиях
Р3 и Т3 будет определяться равенством:
Tp = algP3+b. (99.10)
Если полученная температура ТР<Т3 при полученном Р3, то это означает, что гидра-
ты в призабойной зоне не будут образовываться. Если ТР>Т3 при заданном Р3, то необхо-
димо периодически закачивать в призабойную зону антигидратные ингибиторы.
429
10.7.2. Оценка возможности образования гидратов в стволе скважнн
Для определения возможности образования гидратов в стволе скважины следует
исходить из наличия или отсутствия в окружающей ствол скважины среде многолетней
мерзлоты. При проектщюваннп разработки, как правило, в пределах площади проекти-
руемого месторождения имеет место только один из вариантов: либо многолетняя мерзло-
та в разрезе отсутствует, либо имеется. Но для образования гидратов наличие или отсут-
ствие мерзлоты обусловливает выбор методики расчета распределения температуры газа
по стволу скважины. Причем для горизонтальных скважин вариант с наличием мерзлоты
по окружающей горизонтальный ствол скважины среде исключается.
10.7.2.1. Оценка возможности образования гидратов в стволе при отсутствии
в разрезе многолетней мерзлоты
Для выяснения возможности образования гидратов в стволе при отсутствии в раз-
резе многолетней мерзлоты распределение давления по стволу определяется по формуле:
Рх = [pje2s + l,377ta2pT2pQ2 (e2s -1)/ d5 ]°’5, (100.10)
где Px — давление на глубине х при отсчете от устья скважины; Ру —устьевое давление;
d — внутренний диаметр фонтанных труб; Тср — средняя температура газа в интервале от
устья до глубины х и определяется по формуле Тср=(Ту+Тх)/2. Для расчета Рх значение Тх
можно найти из прямой, соединяющей Т3 и Ту, отрезав эту прямую горизонтальной лини-
ей, проведенной от глубины х; Q — дебит скважины; zcp— коэффициент сверхсжпмаемо-
стп, определяемый одним из методов, изложенных в разделе 5.1.4
s = 0.03415 px/zcpTcp , (101.10)
где Zcp — является функцией Рср=(Ру+Рх)/2 и Тср=(Ту+Тх)/2.
Распределение температуры газа по стволу должно быть определено по формуле:
/„ Ч 1_е-а(Н-х)
Тн.х = тпл - Г(Н - х) - ДТе-“(н-х) + ------
а
где TM — пластовая температура газа; Г — геотермический градиент температуры, опре-
деляемый по формуле:
Г = СГпл-Тнс)/(Н-Ннс), (103.10)
430
где Тис — температура нейтрального слоя на глубине Ннс от устья скважины; Н-х — глу-
бина скважины, на которую рассчитывается температура при отсчете от начала коорди-
нат, расположенного условно на середине этажа газоносности. Та глубина для температу-
ры, которая принята как Н-х, соответствует глубине х для давления, так как при расчете
распределения давления отсчет идет от устья, где известно давление Ру, а при расчете рас-
пределения температуры отсчет идет от забоя, где известно Тпл; ДТ — потери температу-
ры в пласте m-за создаваемой депрессии на пласт, определяемые по формуле (98.10);
а — параметр, определяемый по формуле:
a = 2Tt%n/GCpf(T), (104.10)
где %п — теплопроводность горных пород, значение которой приведено в таблице 4.7.
При наличии в разрезе пластов с различными минералогическими и литологиче-
скими составами и насыщенностями величину %п следует определить как среднюю из
выражения:
(105.10)
%ni — теплопроводность i-ro пласта с толщиной К Значение G следует определить по
формуле (97.10); Ср — теплоемкость газа, соответствующая термобарическим парамет-
рам сечения на глубине х от устья, т е. Рх и Тн.х; f(x) — безразмерная функция времени
для необсаженных скважпн, определяемая по формуле:
илп 1'(т) = In 1 +
+ Xn/acRc . (106.10)
В обсаженных скважинах функцию f(r) следует определять по формуле:
f(r)= %п — lni- + —In 1 +
Ч Ккол Ч I
t7IanT
R?
+ ^п/^КОЛ^С ’
(107.10)
ап — коэффициент температуропроводности пород, м2/с, значение которого приведено
для различных пород в таблице 4.7; ас — коэффициент теплоотдачи на стенке скважины,
о«ол — коэффициент теплоотдачи на внутренней стенке колонны; Хс — теплопроводность
заполнителя заколонного пространства.
Для случая, когда проектная скважина оборудована фонтанными трубами, а в ре-
альных условиях скважины оборудуются фонтанными трубами обязательно, значение
функции f(x) определяется формулой:
— In ^- + — In
Rc
RKon
+--In 1 +
Ч I
(108.10)
R*
431
где лС] —теплопроводность заполнителя межколонного (затрубного) пространства; %т —
коэффициент теплоотдачи на стенке фонтанных труб. Значения коэффициентов %с, лкол и
определяются согласно [25].
а; = %ф Re0’8 Pr°’43/2R3 , (109.10)
где Re и Рг — соответственно числа Рейнольдса и Прандтля, определяемые по формулам:
Re = 2G/nR3^ , Рг=ЦфСф/Хф, * (110.10)
G — расход газа; Хф — теплопроводность флюида заполнителя; Сф — объемная теплоем-
кость заполнителя; Цф — динамическая вязкость флюида заполнителя; Rs — эффективный
радиус канала в круглой трубе, равный истинному значению ее радиуса. При движении
флюида по кольцевому пространству с внешним и внутренним радиусами Ri и R2 вместо
R3 имеем:
R3=Ri-R2 (111.10)
При дебитах, характерных для газовых скважин, слагаемыми, связанными с вели-
чинами %i, обычно пренебрегают ввиду их малости.
По величине температуры самым опасным сечением ствола является устье, где
ТУ<ТХ<Т3, а по величине давления — забой скважины, так как Р3>Рр>Ру. Поэтому для на-
хождения глубины, где возможно образование гидрата, следует строить зависимости Р (х),
Т(н-х) и Tp=f(P).
Такая зависимость, построенная для скважины одного пз месторождений, показана
на рис.25.10. Заштрихованная зона является областью, где гидраты образуются и не раз-
лагаются. Если такие термодинамические условия в стволе имеются, то необходима пода-
ча ингибитора в ствол скважины через ингибиторный клапан.
10.7.2.2. Оценки возможности образования гидратов в стволе при наличии
в разрезе многолетней мерзлоты
При наличии многолетней мерзлоты в разрезе возможность образования гидратов
определяется путем использования уравнения распределения давления по стволу (100.10)
и распределения температуры газа по стволу имеющего вид:
— в зоне отсутствия многолетней мерзлоты
г \ 1 - Г Р-Р А
Т =Т -ГУН-Я А - АТе_0‘'н-Ннм^ 4- Г-D 3 нм_л
1км !пл 1(П Л1е + ~ 1 ^н-Ним й „ — >
а ( Н-Пнм СР
(112.10)
432
Рис 25.10
Определение возможности и глубины гидратообразования
по стволу вертикальной скважины
433
где Г — геотермический градиент температуры в зоне, где отсутствует многолетняя мерз-
лота. Величина Г в этом случае должна быть определена пз соотношений:
(113.10)
н-н,-,
Тнм — температура земной коры на глубине Н-Ннм. соответствующей нижней границе
мерзлоты. На территории России эта граница доходит до глубины 1300 м. Ннм — глубина
нижней границы мерзлоты при отсчете от устья Скважины; ДТ— потери температуры в
пласте за счет снижения давления на забое. Значение а в зоне отсутствия мерзлоты опре-
деляется по формуле (104.10). — коэффициент Джоуля -Томсона, определяемый
для условий зоны отсутствия мерзлоты. Согласно формуле величина D, зависит от давле-
ния, температуры и состава газа.
Ц^ТпкТО/РпкСр, (114.10)
где Рпк, Тпк — псевдокритические давление и температура газа, определяемые по таблич-
ным данным, исходя пз состава газа; 1(Ц) — функция, определяемая графтпгескп в зави-
симости от приведенных давления и температуры. Так как в зоне отсутствия многолетней
мерзлоты давление изменяется от Р3 до Рнм. а температура — от Т3 до Тнм, для вычисления
f(Di) необходимы хотя бы средние значения давления и температуры РСр=(Р3+РНмУ2 и
ТСр=(Т3+ТНм)/2. По этим же термобарическпм параметрам определяется изобарная тепло-
емкость газа Ср; А — термический эквивалент работы и равен А=1/427.
После нахождения распределения давления по всему стволу и температуры до
нижней границы мерзлоты необходимо вычислить распределение температуры в зоне
мерзлоты, используя прп этом формулу:
1 _ р амх
Тх = Тнм-Гмх+-------
х
Р-Р А
Г -Dx-^--р
м х х Ср Н
(115.10)
где Гм — геотермический градиент температуры мерзлой зоны, определяемый по формуле:
ГМ = (ТНМ-ТНС)/ (HHM-hHC), (116.10)
hHC — глубина нейтрального слоя, Тнс — температура нейтрального слоя, х — расстояние
от сечения Ннм к устью, на котором определяется искомая температура Т; Dx — коэффи-
циент Джоуля-Томсона для участка от Ннм до х (в направлении к устью скважины);
Рнм. Рх — соответственно давление на глубине нижней границы мерзлоты и на расстоянии
х от нижней границы мерзлоты, р — поправка на среднегодовую температуру
Р = [(ТМ -Тсг)/Тсг]2. где Т„, Тсг — соответственно температуры мерзлого грунта и
среднегодовая поверхности почвы; ам — коэффициент, определяемый по формуле:
434
aH = 2TzXM/GCpfH(T), (117.10)
— коэффициент теплопроводности мерзлых пород, значение которого определяется из
рис. 11.7 в зависимости от плотности пород. Функции fM(t) для зоны мерзлоты должна
быть определена по формуле:
Гм(т) = 1пГ1 + 7лХмт/смК* ,
(118.10)
где См — теплоемкость мерзлых пород, значение которой определяется по табличным
данным или из графика, показанного на рис. 12.7.
10.7.2.3. Оценка возможности образования гидратов в стволе
наклонных скважин
Расчеты по оценке возможности образования гидратов в наклонных скважинах
идентичны расчетам, изложенным для вертикальных скважин. Отличительной чертой ме-
тода расчета распределения давления и температуры является только то, что формула для
определения давления по наклонному стволу будет иметь вид:
Рх= [p2e2s-‘+6HQ2] ‘ (119.10)
где s„ = 0,03415 pHBX/zcpTcp , (120.10)
Нвх — вертикальная глубина сечения х от устья скважины; ZcP — средний коэффициент
сверхсжимаемости на участке от устья до глубины х по вертикали.
Второе слагаемое в уравнение (119.10) в отличие от первого слагаемого, связанно-
го с давлением столба газа и зависящего только от вертикальной глубины, отражает дав-
ление, связанное движением газа, и поэтому зависит от длины пули движения. Поэтому в
параметр 6 н входит не глубина х по вертикали от устья, а длина L от устья до глубины х:
0н= 1,377a4pT*p(e2St - l)/d5, (121.10)
где sL = 0,03415 pL/zcpTcp, (122.10)
L — длина наклонного ствола от устья до глубины х по вертикали.
Если скважина наклонная, начиная от устья, то формулы (119. ЮХ(122.10) спра-
ведливы для любого сечения ствола, а если ствол скважины сначала вертикальный, а за-
тем искривляется и получает постоянный угол наклона, то вешгчину L следует определить
по формуле:
435
Lo6 = U+LBCK+LB, .(123.10)
где Le,LMck, Lh — соответственно длины участков вертикальной, искривленной и строго
наклонной частей ствола. При расчетах распред еленти давлеши на вертикальном участке
ствола длина LB будет равна глубине х; на искривленном участке — L06=LB+ALBCK (в
нижней границе искривленного участка Lor=LE+LBr.K) и наклонном участке длина Log будет:
Log = LB+ LHCK + ALH. (124.10)
При расчетах распределеши температуры газа по наклонному стволу формула для
определен!и: Тх в случае отсутствти мерзлоты в разрезе будет иметь вид:
и т '1 1 — е-1Х(^об-Ьх) Р — Рт т д
тх = Тпл - Г (Lo6 - Lx) + 4Te-<o6-L^ + -------- Г - DL L —-------,
a 05 x Lo6-Lx C
(125.10)
где L06 — общая длина ствола; Lx — длина ствола от забоя до сечеши глубиной х по вер-
тикали. Остальные обозначеши по сущности такие же, как и расчеты распределеши тем-
пературы по вертикальной скважине.
При наличш! в разрезе многолетней мерзлоты распределение давленти по стволу
будет таким же, как и в случае отсутствты мерзлоты, и рассчитывается по формуле
(119.10). Распределение температуры газа по стволу рассчитывается ниже зоны многолет-
ней мерзлоты по формуле:
/т т \ 1 — е-^об-Чм) Р — Рт т д
т =т _ Г Н с - I 1 + ЛТе_“^б-Ьнмг 4- _________— Г - Пт т 06 нм - ——
1ВМ Тпл 1 (Лоб Ьнм)ЧА1е + 1 uLo6-LHM Т _Т г ’
a [_ ьоб ьнм Щ _
(126.10)
где LBM — расстояние от забоя (от середины интервала перфорацтпт) до любого сеченти
ниже нижней границы мерзлоты. В пределах мерзлоты температура газа по стволу будет
определяться равенством:
1—е
тнм = Тпл - Г (х) + +-----
ам
, ab(l^M+x) Р —р Д
м Чш т t с*
ьнм Л _
— р, (127.10)
где Ь^т — расстояние от забоя до нижней границы мерзлоты при отсчете от забоя, т.е. ко-
гда начало координат находится на сечении соответствующей середине интервала перфо-
рации. х — расстояние от нижней границы многолетней мерзлоты до произвольного сече-
ши. В предельном случае х = L06 - L'^ вместо Тх получим Ту.
Для наклонных скважин, так же, как и для вертикальных, условие образоваши
гидратов по стволу будет определяться из графика зависимости Рх= f(x) и Тх= f(x), а так-
же Tp=f[Px (х)], который показан на рис.25.10 для вертикальных скважпн.
436
В заключение следует отметить, что условие образования гидратов в горизонталь-
ном стволе практически можно не рассматривать в проекте разработки, если температура
газа в пласте превышает 20°С. Такое благоприятное условие с точки зрения безгидратного
режима в горизонтальных стволах связано с тем, что в горизонтальных стволах снижение
температуры происходит только за счет потерь давления прп движении газа от торца до
переходной зоны, где ствол ггз горизонтального положения переходит в вертикальное. По-
этому прп пзученгпг возможности образования гидратов в горизонтальных скважинах сле-
дует условие гпдратообразования искать не в горизонтальной части ствола, а в вертикаль-
ной, используя при этом формулы, приведенные выше для наклонных и вертикальных
скважин. При этом в качестве отправной точки по величине давления и температуры сле-
дует использовать их значения в начале горизонтальной части ствола.
10.7.3. Снятие ограничения дебита скважин при возможности
образования гидратов
Выше было показано, что температурный режим работы газовых и газоконденсат-
ных скважин определяется в основном, исходя пз возможности образования гидратов в
призабойной зоне и в стволе скважин, а также в некоторых случаях тгз условия отделения
влаги в газе на промысловых установках. Возможность образования гидратов при боль-
ших пли меньших дебитах, устанавливаемых по другим факторам, влияющим на произво-
дительность скважин, но создаюпцгм условия для образования гидратов, может быть ис-
ключена путем применения ингибиторов гпдратообразования, изменения конструкции
скважины, позволяющей снизить теплообмен между стволом скважины и окружающей ее
средой, т.е. путем создания теплоггзолированных конструкций; спуска в скважину нагре-
вательного оборудования и т.д. Известно, что одним ггз основных факторов, обусловли-
вающих возможность образования гидратов, является наличие в газе влаги.
Влагосодержание газа характерггзуется концентрацией воды в паровой фазе систе-
мы газ-вода. Влажность газа выражается весом паров воды в единице объема газа при
стандартных условиях в виде г/м3 или кт/1000 м3. Влажность газов зависит от давления,
температуры, состава газа, количества солей, растворенных в воде и т.д.
Определение влагосодержания газов не представляет особой трудности и произво-
дится: экспериментально, по аналитическим формулам и по номограммам. При необхо-
димости ввода ингибитора гпдратообразования расход ингибитора определяется, исходя
пз известной велгпшны влагосодержания газа. Основными ингибиторами, применяемыми
437
в газовой промышленности. являются метиловый спирт (метанол), хлористый кальций,
гликоли: этиленгликоль, диэтиленгликоль и трпэтиленглпколь.
В случае применения хлористого кальция необходимо учесть, что при весовой
концентрацшг хлористого кальция более чем 35% происходит выделение из раствора кри-
сталлов при температуре, близкой к 0°С. С целью снижения коррозионной активности
раствора хлористого кальция необходимо добавлять в него различные вещества. Гликоле-
вые ингибиторы также меняют свою характеристику в зависимости от их концентрации. С
понижением температуры водных растворов гликолей и давления вязкость их сильно воз-
растает. Применение того или иного ингибитора гидратообразования снижает температу-
ру гпдратообразованпя, снимая тем самым огрангменпя, вызванные температурным ре-
жимом работы скважин. Характер снижения температуры гидратообразования различны-
ми ингибиторами в зависимости от их концентрации показан на рис. 26.10.
При выборе ингибитора гидратообразования основными критериями являются спо-
собность ингибитора понижать температуру гпдратообразованпя, стоимость пнгибггтора,
растворимость его в воде, температура замерзания водных растворов, вязкость, поверхно-
стное натяжение, летучесть, а также возможность регенерации ингибиторов в промысло-
вых условиях с минимальными потерями ингибитора. Величина понижения равновесной
температуры ДТ определяется для метанола, этиленгликоля и диэтиленгликоля по форму-
ле: AT = KG/[M(100-G)] (128.10)
где G — весовая концентрация отработанного ингибитора, %; М — молекулярная мас-
са ингибитора; К — коэффициент, определяемый экспериментально.
Значения М для метанола, ЭГ и ДЭГ соответственно равны 32; 62; 106, а значения
К соответственно 1295, 1220 и 2430.
Для хлористого кальция величину ДТ можно определить из эмпирической форму-
лы вида:
ДТ = 0,0275 (G)2. (129.10)
Количество ингибитора гпдратообразованпя, вводимого в скважину, определяется,
исходя тгз влагосодержания газа в пластовых и устьевых условиях, прогвводнтельности
скважины и необходимой концентрации ингибитора по формуле:
Qhh= G2(W1-W2)/(G1-G2), (130.10)
где Qhh — расход нелетучего ингибитора, кг/1000 м3; Wj, W2 — влагосодержание газа до
ввода ингибитора в пластовых и устьевых условиях, G]-G2 — массовые концентрации
свежего и отработанного ингибитора.
На установках регенерацшг получают метанол с концентрацией <96%.
438
ДТ, град.
Рис 26.10
Характер снижения температуры гпдратообразования различными
ингибиторами в зависимости от их концентрации
1 — хлористый кальций; 2 — метанол; 3 — триэтиленгликоль; 4 — диэтиленгликоль;
5 — этиленгликоль.
439
Расход ингибитора гпдратообразования с учетом влагосодержания газа, концен-
тращш ингибитора. количества пнпгбптора, растворенного в углеводородном конденсате
и переходящего в газовую фазу, следует определять по формуле:
G„ =WC2/(Ci - С2) +[(100-C2)(g„+ &)]/ (Cj - С2), (131.10)
где G„ — расход ингибитора, кг/1000 м3; W — влагосодержание газа кг/1000 м3, Ci, С2 —
начальная и требующаяся для предупреждения гпдратообразования концентрации инги-
битора, масс gH и gK — количество ингибитора, переходящее в газовую фазу и раство-
ренное в углеводородном конденсате соответственно, кг/1000м3.
Концентрацию -ингибитора, обеспечивающую требуемое снижение температуры
гпдратообразования, следует определить из графика, показанного на рис.26.10, а количе-
ство ингибитора, переходящего в газовую фазу, по формуле:
g„ = aC2-10-3 , (132.10)
где а — коэффициент распределения, т.е. отношение содержания метанола в газовой фа-
зе, необходимого для насыщения газа, к концентрацш! метанола в растворе, определяется
по формуле:
а = 0,0197Р-°’7-ехр[0.0654Т - 11,28], (133.10)
Р — давление в системе, МПа, Т — температура в К.
Значение gK определяется по формуле:
gK = 0,01CKqK, (134.10)
Ск — растворимость ингибитора в конденсате, масс %; qK — удельный выход нестабиль-
ного конденсата, кг/1000 м3.
Прп наличии в продукции скважины пластовой минерализованной воды необходи-
мо подобрать такую концентрацию, метанола (в масс %), при которой не будет происхо-
дить выпадение кристаллической соли из-за ингибирования. Экспериментально установ-
лено, что при изменении содержания солей в воде в диапазоне 0<Gc<20% масс, и содер-
жание метанола в пластовой воде от 0 до 25% температура гпдратообразования снижается
на 23°С. Эти результаты показаны на рис. 27.10.
Суточный расход ингибитора определяется по формуле:
Gcyi = Gn-Qr, (135.10)
где Qr — дебит газа в тыс.м3/сут.
Ввод ингибитора в скважину осуществляется в основном в затрубное пространст-
во, когда скважина работает по фонтанным трубам. Другие методы, способствующие сня-
тию ограничения дебита скважины, связанные с температурным режимом работы (забой-
ные нагреватели, теплоизолированные стволы скважин, гидрофобные покрытия фонтан-
440
Рис 27.10
Понижение температуры гидратообразования газа от минерализации воды при раз-
личном содержании метанола в пластовой воде
1^-6 — соответственно при содержании СН3ОН 25, 20, 15, 10, 5 и 0%.
441
ных труб), пока не получили штцюкого применения, что связано в основном с тем, что
большинство месторождений, для которых температурный режим является одним из
главных факторов при установленшг технологического режима работы скважины, откры-
ты сравнительно недавно.
Предложенные выше методы определения условий гидратообразования и снятия
ограничения, вызванные гпдратообразованпем, должны быть использованы проектиров-
щиком, если температурный режим работы скважгшы является основным и определяю-
щим при выборе технологического режима эксплуатации проектных скважпн.
10.8. Технологический режим эксплуатации газовых скважпн при наличии
в составе газа коррозионно-активных компонентов
Процесс коррозтш скважинного и промыслового оборудования.
Одним из основных факторов, влпяютщтх на технологический режим эксплуатации
газовых скважпн, является наличие коррозпонно-активных компонентов в составе газа и
пластовой воды. К коррозионно-активным компонентам в газе относятся углекислота, се-
роводород. ртуть и др. При наличии влаги в продукции скважины СОг и H2S вступают с
металлам! в химическую реакцию и вызывают коррозию скважинного оборудования. На-
личие органических кислот в пластовой воде — муравьиной, уксусной, пропионовой и др.
также вызывает коррозию металла. Интенсивность коррозтш зависит от давления и темпе-
ратуры среды, концентращш агрессивных компонентов в газе, количества влаги в продук-
ции скважины, характеристики металлов скважинного и промыслового оборудования,
конструкции скважины, степени и характера минерализации воды, состава конденсата,
режима движения газожидкостного потока и др. В целом процесс коррозтш на газодобы-
вающих объектах связан с большим числом отдельных и взаимосвязанных факторов, де-
тальное изучение которых является весьма сложной задачей.
Учет всех факторов, влияющих на технологический режим эксплуатации скважины
при наличии коррозионно-активных компонентов в газе, практически невозможен. По-
этому для выбора технологического режима таких скважпн целесообразно рассмотреть
основные факторы, вызывающие интенсивную коррозию оборудования и приводящие к
ограничению их производительности. К таким факторам относятся: концентрация корро-
зионно-активного компонента в газе; давление и температура среды; минерализация воды;
режим и скорость потока; техническая характеристика применяемого оборудования.
Причем концентрация коррозионно-активного компонента в газе и минерализация воды
442
не регулируются. Поэтому при выборе технологического режима эксплуатации газовых и
газоконденсатных скважин необходимо исходить пз возможности применения коррозион-
но-стойкого оборудования с учетом изменения величин давления, температуры и скорости
потока по пути движения продукции скважины. При наличии коррозионно-активных ком-
понентов из известных критериев технологического режима эксплуатации газовых сква-
жин приемлемым является режим постоянной скорости потока. Для одноступенчатой
фонтанной колонны максимальная скорость потока будет у устья скважины. Режим по-
стоянной скорости потока на устье скважины является менее эффективным и приводит к
интенсивному увеличению числа скважин при заданном годовом отборе из месторожде-
ния. Поэтому приемлемость этого режима должна устанавливаться путем сравнения раз-
личных вариантов, осуществимых при наличии коррозионно-активных компонентов в
составе газа, в частности: с закачкой ингибитора в скважину, использованием оборудова-
ния в коррозионно-стойком исполнении, изменением конструкции скважины в процессе
разработки и др. Оптимальный технологический режим эксплуатации скважин в условиях
коррозии оборудования устанавливается путем сопоставления технико-экономических
показателей различных вариантов.
10.8.1 Влияние углекислого газа на процесс коррозии
Связь между интенсивностью коррозии и агрессивностью среды, вызванной нали-
чием СОг, устанавливается парциальным давлением углекислоты и кислотностью водного
концентрата. К настоящему времени предложено несколько критериев, связываюпщх ин-
тенсивность коррозии с величиной парциального давленти СОг.
В частности, предложены три категории интенсивности коррозии: весьма незначи-
тельная коррозия — при парциальном давлении СОг менее 0,05 МПа; возможная корро-
зия, но существенно зависящая от температуры и других параметров среды — при парци-
альном давлении 0,054-0,2 МПа, и интенсивная коррозия — при парциальном давленти
более 0,2 МПа. Проведенные исследования показывают, что, кроме парциального давле-.
нти СОг, интенсивность коррозии зависит от температуры газа и кислотности воды PH. С
учетом перечисленных параметров газа и воды по коррозионной активности залежи могут
быть разделены на следующие группы:
— сверхвысокая коррозионная активность при парциальном давлении СОг более
0,7 МПа, РН=5 и скорости коррозии более 4,5-10’3 м/год;
443
— повышенная коррозионная активность прп парциальном давлении СОг 0,334-0,7
МПа. РН=4,84-5,5 п скорости коррозии (2,54-4,5). 10-3 м/год;
— средняя коррозионная активность, парциальное давление СОг 0,14-0,3 МПа, РН
более 5,5 и скорость коррозии (14-2) -10'3 м/год;
— слабая коррозионная активность, парциальное давление СОг менее 0,1 МПа, РН
около 6,5 и скорость коррозшг (0,054-0,1) -10‘3 м-'год.
Прп составлении данной классификации не учтено влияние температуры на интен-
сивность углекислотной коррозпп. Установлено, что при низких парциальных давлениях
СОг на скорость коррозии влияние температуры незначительно, а прп больших парциаль-
ных давлениях весьма существенно. Установлено также, что максимальная интенсивность
коррозшг достигается при температуре 3334-353 К. При пзмененгш температуры от 283 до
353 К и парциального давления СО2 от 1,0 МПа до 5,0 МПа интенсивность коррозии уве-
шгчивается в среднем в 12 раз.
В процессе разработки газовых и газоконденсатных месторождений парциальное
давление СО2 снижается, а объем водного конденсата увеличивается. Поэтому при прак-
тически постоянной скорости потока и температуре газа интенсивность коррозии в целом
снижается. Анализ мест интенсивных разрушений показывает, что повышенная коррозия
характеризуется изменением режима движения и направления потока. Изменение харак-
тера режима газожидкостного потока в фонтанных трубах путем использования уплотни-
тельных колец между торцами труб приводит к снижению интенсивности коррозии в два
раза. Данные месторождений Краснодарского края показывают, что интенсивность корро-
зии тройников и катушек составляла в начале разработки этих месторождений (44-7).!О-3
м/год, уплотнительных колец фонтанной арматуры (74-8). 10-3 м/год, корпусов задвижки
(44-7).10’3 м/год, внутренняя поверхность фонтанных труб (0,24-1,0).!О-3 м/год и резьбовые
соединения этих труб около 4.10'3 м/год. Результаты экспериментов показывают, что прп
заданной концентрации углекислоты увеличение давления среды приводит к увеличению
интенсивности коррозии. Прп углекислотной коррозшг существенное значение имеют ми-
нерализация и количество поступающей в скважину пластовой воды.
10.8.2. Влияние сероводорода на процесс коррозпп
Наиболее агрессивным компонентом в составе природного газа, вызывающим ин-
тенсивную коррозию скважинного и промыслового оборудования, является сероводород.
444
Значительное количество сероводорода содержится в газе Оренбургского, Карачаганак-
ского, Астраханского, Урта-Булакского, Хаузанского, Денгизкульского и др. месторожде-
нии. Характерной чертой сероводородной коррозии является растрескивание.металла. При
наличии водного раствора сероводорода большинство сталей при напряженном состоянии
быстро разрушается. Воздействие сероводорода на металл в присутствии воды приводит к
образованию сульфида железа и атомарного водорода, часть которого проникает в металл
и делает его хрупким и непрочным. Содержание во влажном газе сероводорода более
0,005 г/м3 способствует заметной коррозии оборудования. Основным фактором, опреде-
ляющим интенсивность сероводородной коррозют, является парциальное давление серо-
водорода в газе. С увеличением температуры среды при заданной концентрации H2S ин-
тенсивность коррозии увешгчивается. Проведенные наблюдения за интенсивностью кор-
розии, вызванной наличием сероводорода в газе, привели к неоднозначному выводу о ха-
рактере интенсивности сероводородной коррозии с увеличением температуры. Отмечено,
что при снижении температуры общая сероводородная коррозия увеличивается. Несмот-
ря на многочисленность выполненных работ, влияние различных факторов на сероводо-
родную коррозию изучено недостаточно. Это связано с тем, что большинство работ по-
священо исследованию отдельных образцов металлов или сплавов при весьма ограничен-
ном числе других факторов, влияющих на интенсивность сероводородной коррозии. Ус-
тановлено, что с ростом прочности металла на разрыв и текучесть опасность сульфидного
растрескивания металла увеличивается. '
Значительно сложнее изучение степени и характера коррозии при наличхш в газе
одновременно сероводорода и углекислого газа. На газовых месторождениях Западного
Узбекистана, Восточной Туркмении содержание в объемных процентах сероводорода it
углекислого газа примерно одинаково и равно 2^-5%. При определенном парциальном
давлении СОг его разрушающая способность может быть сравнима с коррозией, вызван-
ной сероводородом. При равном содержании СОг и H2S влияние углекислого газа на ин-
тенсивность коррозии по сравнению с коррозией, вызванной сероводородом, невелико.
Экспериментальные исследования, проведенные на месторождениях Урта-Булак и Ден-
гпзкуль с образцами различных марок сталей, показали, что на этих месторождениях, не-
смотря на примерно равное содержание в составе газа СОг и H2S, разрушение образцов
происходит в результате действия сероводородной коррозии.
445
10.8.3. Влияние пластовой воды на коррозию
Кошгчество поступающей в скважины воды при заданной концентрации углеки-
слоты в газе предопределяет кислотность среды. При заданной концентрации СОг с уве-
личением объема воды в продукцгш скважины кислотность среды PH увеличивается, что
приводит к заметному снижению интенсивности коррозии. Опыт работы скважпн Бере-
занского, Майкопского и др. месторождений с различным количеством воды в их продук-
цгш полностью подтвердил отмеченную выше закономерность. При нашгчпп конденсата в
газе с высоким парциальным давлением СОг присутствие пластовой воды может усилить
интенсивность коррозтш. Интенсивность углекислотной коррозтш зависит и от солевого
состава пластовой воды. Наличие в воде большого количества гидрокарбонатов заметно
подщелачивает среду, снижая этим кошгчество углекислоты, а следовательно, и интенсив-
ность коррозтш. Анализ данных эксплуатации месторождений Краснодарского края пока-
зал, чо при известной конценграцтш СОг в газе поступление пластовой воды щелочного
характера снижает пнтенстгвность углекислотной коррозтш. Воды жесткого характера
меньше вшгяют на процесс углекислотной коррозтш, чем щелочные. В условиях высоких
температур и давлентгй присутствие в пластовой воде органических кислот при, наличии в
газе углекислоты является одной тгз основных причин, усиливающих интенсивность кор-
розтш скважггнного и промыслового оборудования, что должно быть учтено при проекти-
ровании разработки залежи.
10.8.4. Влияние скорости потока на интенсивность коррозии
Экспериментальные исследованггя и промысловые наблюдения показывают, что
при известной концентрации коррозионно-активного компонента — углекислоты, серово-
дорода. ртути и др., одним тгз основных факторов, влияющих на тгнтенстгвность коррозтш,
является скорость потока газа. В отличие от таких факторов, как концентрация коррози-
онно-акттгвного компонента, количество влаги в продукцгш скважгшы, содержание орга-
нических кислот в воде, давление, температура и др., скорость потока является регули-
руемым фактором. По составу пластового газа и воды, продуктивной характеристики га-
зоносных коллекторов нетрудно выбрать такую конструкцию эксплуатационных скважин,
которая обеспечит необходимую скорость потока газа, огранггчивающую интенсивность
коррозии. Вешгчина скорости потока, обеспечивающей оптимальньш технологический
446
режим эксплуатации газовых скважин при наличии коррозионно-активных компонентов в
ее продукции, изучена не полностью. Поэтому отсутствуют определенные критерии, свя-
зывающие скорость потока с интенсивностью коррозии.
Доказано только то, что с увешиенпем скорости потока интенсивность коррозии
растет.
Например, для скважин месторождений Краснодарского края величина -критиче-
ской скорости потока принята равной 11,0 м/с. Эта величина не исключает коррозию в це-
лом, но при скорости потока меньше или равной этой интенсивность коррозии значитель-
но ниже, чем при скоростях, превышающих 11,0 м/с. Критическую величину скорости,
найденную для некоторых месторождений Краснодарского края, нельзя распространять й
на другие месторождения СНГ, так как даже при одинаковой концентрации коррозион-
но-активного компонента существует достаточно много других факторов, которые в опре-
деленной степени влияют на величину критической скорости потока. В каждом конкрет-
ном случае необходимо устанавливать для рассматриваемого месторождения свою кргпи-
ческую скорость потока, учитывая конструкцию и производительность скважин. Измене-
ние скорости потока в стволе скважины зависит от ее конструкции, давления и темпера-
туры. В качестве критерия необходимо использовать скорость потока у устья, величина
которой не должна превышать критическую. Если в скважину опущена комбинированная
колонна, то по тгзвестному дебиту скважины, длине и диаметру фонтанных труб, а также
давлению и температуре газа на устье определяется давление на переходном сечении. За-
тем, зная диаметр нижней части комбинированной колонны, по формуле (136.10) опреде-
ляют величину скорости. При этом Ру, Ту и zy заменяют на соответствующие величины
для данной глубины. В целом, в зависимости от выбранной конструкции фонтанной ко-
лонны, величины давления, температуры на устье и переходном сечении, а также от деби-
та скважины, возможны следующие варианты: критическая скорость достигает своего
значения на сечении перехода от одного диаметра к другому- или у устья скважины; ско-
рость не достигает своего критического значения по стволу.
Из сложенного следует, что основная цель при проектировании разработки газо-
вых и газоконденсатных месторождении с коррозионно-активным компонентом в составе.
газа сводится к установлению такого технологического режима эксплуатации и выбору
соответствующей конструкции фонтанной колонны, при которых скорость потока всегда
меньше критической по всей длине ствола скважины. При этом предполагается, что при
разработке данного месторождения отсутствуют другие, более приемлемые варианты раз-
работки залежи. Примером названного случая является наличие паров ртути в составе
447
пластового газа и отсутствие в настоящее время апробированных ингибиторов в борьбе с
ртутной коррозией.
Прп заданной скорости потока интенсивность коррозии зависит от режима газо-
жидкостного потока и условий, вызывающих конденсацию паров воды, конденсата. Если
фонтанные трубы гладкие и структура потока не меняется в местах стыковки труб, то ин-
тенсивность коррозпп увеличивается по мере увеличения скорости потока. При этом по
мере снижения давления и температуры потока от забоя к устью скважины увелтгчивается
и конденсацггя паров воды. Для заданной концентрации коррозионно-активного компо-
нента с увеличением количества конденсационной воды при одинаковых скоростях пото-
ка интенсивность коррозшг уменьшается. На интенсивность коррозии существенно влияет
абразивный процесс, вызываемый твердыми частицами, выносимыми потоком газа. В
значительной степени интенсивность коррозшг зависит от напряженного состояния фон-
танных труб и характеристики металла, пз которого онп изготовлены.
В настоящее время аналитическая зависимость между интенсивностью коррозшг и
факторами, вызывающггми коррозшо (концентрацггя агрессивного компонента в газе, ко-
лггчество влаги, температура и давление, характерпстггки прггменяемьгх металлов и степе-
ни ггх напряжешгя, скорость потока), не установлена. Поэтому такая зависггмость на каж-
дом месторожденшг должна быть установлена экспергшентально. В зависимости от полу-
ченных результатов разрабатываются мероприятия по сниженггю интеныгвностгг корро-
зшг путем прггменешгя анпгкоррозпонных ингибиторов, выбора соответствующей марки
.металла с коррозпонно-стойкой характерпстггкой, сшгжешгя скорости потока и напряже-
шгя промыслового п скважггнного оборудованггя и др.
Целесообразность проведешгя разлггчных меропрггяпгй по увелггчешпо производи-
тельности газовых скважин при наличшг в составе газа коррозпонно-активных компонен-
тов обосновывается технггко-экономггческггми расчетами.
10.8.5. Установление технологического режима эксплуатации скважин при
наличии в газе коррозпонно-активных компонентов
При определеншг основных показателей разработки газовых и газоконденсатных
месторождешгп с коррозионно-активным компонентом в составе газа необходимо устано-
вить крипгческую велггчггну скорости потока. Сложность механизма коррозшг, связанного
с фпзическггми, хггмггческггми и термопщродггнамггческггмн процессами, не позволяет ус-
448
тановить приемлемую для практических расчетов аналитическую связь между интенсив-
ностью коррозии и составом движущегося потока, изменением давления, температуры,
скоростью, заданной конструкцией и характеристикой металлов, используемых при обу-
стройстве промысла. Это предопределяет необходимость экспериментального определе-
ния в промысловых условиях величины критической скорости потока.
При установленной по результатам опытов величине критической скорости дебит
скважины определяется по формуле:
О = °KPd
0,052Tyzy ’
(136.10)
где икр — критическая скорость потока, превышение которой приводит к резкому уве-
личению интенсивности коррозии, м/с; d — внутренний диаметр фонтанных труб, 10'2 м;
Ру — устьевое давление, МПа; Ту — устьевая температура, К; zy — коэффициент сжи-
маемости газа при Ру и Ту.
Для заданной скорости и,<р и конструкции скважины изменение дебита газа во вре-
мени связано с изменением Ру, Ту и Zy в процессе разработки. Таким образом, для под-
держания технологического режима эксплуатации скважин при постоянной скорости не-
обходимо определить характер изменения Ру во времени. Для этого используем основные
уравнения, по которым определяются показатели разработки газовых и газоконденсатных
месторождений.
Уравнение материального баланса, используемое для определения текущего пла-
стового давления:
р (t) ~~ пл(йтпл]Г РпЛнО^Г^л доб О'^'ПЛ
‘arQn-QWlXP^T™)
(137.10)
где а г — коэффициент газонасыщенности порового пространства; QH — начальный объ-
ем порового пространства; Рплн— среднее начальное пластовое давление; Рат — атмо-
сферное давление; Од0б(1) — количество добытого газа за время t; г(Рпл н, Тпл),
z [ Рпл (t), Тпл] — коэффициенты сверхсжимаемости при РПЛн и Рпл (t) соответственно.
При газовом режиме величина QB(t)=O и поэтому уравнение (137.10) принимает
вид:
р /, >. _ Рплнг[Рпл(1),Тпд] _ РатРдоб 6-Хпл2[Р плн МДпл]
a naW т=----------—т-------------— “—т----------• цэо.хи/
2(Рплн,Тпл) arTCTQH
Найденные в зависимости от режима залежи значения среднего текущего пласто-
вого давления для упруговодонапорного режима из уравнения (137.10) или для газового
449
режима из уравнения (138.10) приравниваются к контурному давлению скважин и исполь-
зуются при расчете протока газа к ним, т.е.
P™(t)-P32 * *(t)=aQKp+bQ*p. (139.10)
Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений определяются по ре-
зультатам испытания при стационарных режимах фильтрации.
Для заданной конструкцшг скважины и деозца, вычисляемого по известным и
Ру, забойное давление определяется по формуле:
Р3 = [p2e2s +6Q^pJ/2. (140.10)
где 2s = 0,0683 pL/zcpTcp; 6 = 0,01413-10-1°XT2pz2p (e2S-l)/d5 , (141.10)
% — коэффгпщент гидравлического сопротивления; zcp — коэффициент сверхсжимаемо-
сти при Рср и Тер, ТСр — средняя температура газа в стволе скважины; р — относительная
плотность газа; L — длина фонтанных труб.
Обозначив через а = d2/0,052Tyzy, (142.10)
и совместно решая уравнения (136.10), (139.10) и (140.10) с учетом (141.10), получим
формулу для определенги устьевого давления Py(t) при заданной скорости потока па-
раметров пласта а. в и скважины 6 в виде:
(actuKp J2 + 4 [e2s + (b + 0>х2и2р ]р2л (t)
2 [e2s + (b + б)а2и2р ]
Из формулы (143.10) видно, что при заданных постоянных значениях а , Ь, 6, икр
изменение Ру связано в основном со снижением пластового давлении в процессе разработ-
ки Найденное таким образом значение Py(t) во времени используется для определенги
QKp(t) по формуле (136.10).
Порядок расчета технологического режима эксплуатацшг при заданной постоянной
скорости, обусловленной наличием в составе газа коррозионно-активного компонента,
следующий:
— по возможному пли заданному отбору газа пз месторождеши и режиму’ залежи,
используя уравнение материального баланса, определяют Рпл(1);
— найденное значение текущего среднего пластового давления используется в
уравнении притока газа к скважине (139.10);
— используя уравнение движения газа по вертикальным трубам (140.10), значение
забойного давления в уравнении (139.10) заменяется устьевым давлением. Кро-
ме того, значение Ps из аналога формулы (136.10) заменяется также устьевым
- ааик_
кр
(143.10)
450
давлением и критической скоростью потока. Полученное при этом уравнение
решается относительно Py(t);
— по формуле (143.10), используя обозначения, выраженные формулами (141.10)
и (142.10), при известных а, Ь, а и 0 определяется изменение устьевого
давления во времени;
— по известному Py(t), диаметру фонтанных труб, устьевой температуре, zy и и,,,
устанавливаются режим эксплуатации скважины и ее производительность;
— при наличии ступенчатой колонны фонтанных труб приведенный выше поря-
док расчета производится для сечения с критической скоростью на соответст-
вующей глубине.
В соответствии с изложенной методикой прп газовом режиме залежи и исходных
данных: 0^=10 м/с; d=63.10-3 м, Ту=300 К; L=1500 м: р=О,б; л=0,016;
а=0,0б (МПа)2/(т.м3/сут) и Ь=0,0002 (МПа)2/(т.м3/сут)2 были рассчитаны изменения ос-
новных показателей разработки месторождения. Результаты расчетов приведены в табли-
це 4.10.
Приведенные в таблице 4.10 данные показывают, что режим постоянной скорости
потока на устье приводит к интенсивному снижению дебпта скважины.
Выбор ба,, эффективного технологического режима эксплуатации связан с необходимо-
стью применения труб с коррозионно-стойким покрытием, бурением скважин большого
диаметра с целью замены в процессе разработки фонтанных труб меньшего диаметра на
трубы с большим диаметром, а также использованием ингибиторов коррозшг.
В условиях образования песчаной пробки, столба жидкости пли гидратообразова-
ния технологический режим, обусловленный определенной величиной скорости потока на
устье, может оказаться практически непригодным. Поэтому прц необходимости выбора
режима постоянной скорости потока следует проверять возможность образования пира-
тов и пробок в стволе скважины. В условиях пгдратообразования устьевые давление и
температура, получаемые при режиме постоянной скорости на устье, должны быть не
меньше, чем равновесные давление и температура пгдратообразования.
451
Таблица 4.10.
Результаты расчетов основных показателен при заданной скорости потока
Время разработ- ки, сут. Рпл(0, МПа Py(t), МПа QkpO)» тыс. м3/сут. P7(t), МПа АР(0, МПа Приме- чание
0 15,0 11,0 333 14,4 0,6 икр=10 м/с
730 12.5 9,2 272 12,0 0,5
910 10,0 7,3 • 213 9,5 0,5
1210 7,5 5,5 152 7,1 0,4
1760 5,0 3,6 100 4,7 0,3
2200 1,8 48 2,3 0,2
10.8.6. Влияние атомарной ртути на технологический режим эксплуатации
газовых скважин
Атомарная ртуть в составе природного газа встречается нечасто. В мире известно
несколько газовых месторождении, открытых в отложениях ротлпгендеса. (свиты меди-
стых песчаников), в газах которых имеется атомарная ртуть. Наличие атомарной ртути в
незначительном количестве обнаружено в продукции скважин, вскрывших свиту меди-
стых песчаников Шебелинского месторождения. Значительное кошптество ртути содер-
жу гтс я в газе Голландского месторождения Гронинген.
Согласно опублтжованным данным в составе газа этого месторождения содержит-
ся ISO-109 г/м3 ртути. Пластовое давление равно PM=30 МПа, а температура Т=373 К.
Парциальное давление ртути значительно ниже давления насыщения, и поэтому предпо-
лагается, что в пласте в жидком виде ртуть отсутствует. Получаемая вместе с газом ртуть
отделяется от газа на установках низкотемпературной сепарации при Рс—7,4 МПа и Тс=
261 К, после чего в газе остается около 40.10’9 г/м3 ртути. Такая концентрация значительно
превышает максимально допустимую концентрацию ртути в газе, подаваемом потребите-
лю. Для обеспечения требуемой кондиции газа после установок низкотемпературной се-
парации установлены 80 угольных фильтров-сепараторов для дополнительного очищения
газа от ртути. Эти фильтры-сепараторы позволяют снизить содержание ртути в газе до
1ж4.10’9 г/м3, что значительно ниже допустимой концентрации, установленной органами
здравоохранения в размере qpT< 12* 10-9 г/м3.
452
В газе одного из месторождений в отложениях свиты медистых песчаников содер-
жится атомарная ртуть. Основными компонентами газа являются метан, этан, азот и ге-
лий. Газ низкокалорийный и по величине теплотворной способности близок к городскому
газу, получаемому из бурого угля. Начальное пластовое давление равнялось Рпл=43,0
МПа, а температура Т=399 К. Средняя глубина залегания залежи L=3400 м. Незначитель-
ное содержание углекислого газа исключает возможность углекислотной коррозии сква-
жинного и промыслового оборудования.
Получаемая вместе с газом вода в основном относится к конденсационной. Физи-
ко-химические свойства пластовой воды изучены по пяти скважинам месторождения, а
конденсационной воды — по всем эксплуатируемым скважинам. Пластовая вода высоко-
минерализованная. Общая минерализация пластовой воды равна 320-350 гр/л, а плотность
рв-1,24-103 кг/м3. В соответствии со степенью минерализации воды, полученной из от-
дельных скважин, эти скважины условно можно разделить на три группы: скважины с
чисто конденсационной водой; скважины с незначительной минерализацией и скважины с
существенной минерализацией добываемой воды. Анализ состава газа из отдельных сква-
жин и воды, добываемой вместе с газом, имеет весьма важное значение для выявления
причин коррозии скважинного и промыслового оборудования. Если интенсивная коррозия
происходит в скважинах, продукция которых практически не имеет углекислого газа, яв-
ляющегося коррозионно-активным компонентом, и высокоминерализованной воды, спо-
собной тал ке вызвать коррозию, то единственной -причиной коррозии оборудования явля-
ется наличие ртути в газе.
Количество ртути, получаемой тгз скважин, расположенных на разных частях зале-
жи, колеблется в широких диапазонах. Количество ртути, добываемое вместе с газом, со-
ставляет 86-110 мг/м3.
Исследованиями установлено, что в пластовой воде содержится атомарная ртуть
230 мг/м3 и ионная ртуть 530 мг/м3.
Установлено, что содержание ртути в пластовых газах перед началом разработки
месторождения изменялось по площади. В частности, в пластовом газе из скважины I со-
держание ртути при Рпл=42,7 МПа и Тпл=404 К составляет 33,8-10'6 кг/м3; из скважины 2
при Рпл=42,6 МПа и ^=388 К составляет 12,9-10 6 кг/м3 и из скважины 3 при Рпл=43,1 МПа
и Тпл=401 К составляет 29,500-10’6 кг/м3. Снижение давления и температуры влияет на со-
держание ртути в газе. Существенное снижение давления приводит к повышению содер-
жания ртути в газе. При одновременном снижены! температуры и давления происходит
снижение содержания ртути в газе. Поэтому отделение ртути целесообразнее производить
453
согласно схеме, принятой на месторождении Гронинген при Т=261 К с использованием
угольных фильтров-сепараторов. Для получения температуры Т= 261К необходим ввод
холодильных машин.
Коррозия скважинного и промыслового оборудования была обнаружена при смене
из-за негерметичности задвижки фонтанной арматуры. Ко времени контроля скважина
работала 430 дней с дебитом 600-650 тыс м3/сут. Диаметр фонтанных труб составлял
0,062.10’3 м. При проверке оказалось, что внутренняя поверхность задвижки очагами, а
плашки задвижки и уплотнительные кольца сплошь разъедены коррозией на глубину
(З-ьб). 10’3 м. Поэтому фонтанные трубы были подняты для контроля за их состоянием.
Проверка состояния фонтанных труб показала, что фонтанные трубы подвержены корро-
зии от устья до глубины 1725 м. Причем у устья скважины из общей толщины труб
сплошным образом разъедена коррозией половина, т е пз 0,0055 м толщины разъедено
0,0027 м. При глубине спуска фонтанных труб 3415 м напряжения, возникающие у устья
скважины, оказались близкими к предельно допустимым для данной толщины. Поэтому
при наличии ртутной коррозии необходимо проведение контрольно-исследовательских и
щэофилактических работ за состоянием скважин. При этом должны быть учтены:
— продолжительность работы скважины;
— производительность скважины и ее конструкция;
— давление, температура и скорость газа у устья скважины и на местах перехода
пз труб малого диаметра к большему,
— техническая характеристика металлов, из которых изготовлены фонтанные тру-
бы и арматура;
— характер стыковки труб и соединешш: крестовин, катушек и тройников армату-
ры;
— химическая характеристика и количество добываемой вместе с газом воды;
— состав добываемого газа, обращая особое внимание при этом на количество
СС>2 в газе;
— количество добываемой ртути,
— количество поступающей вместе с газом механической примеси.
С учетом всех перечисленных факторов, влияющих на интенсивность коррозии и
на режим эксплуатации скважин, следует разработать первоочередные рекомендации по
снижению опасностей, связанных с коррозией и повышением надежности газоснабжения.
К ним относятся:
454
— запрещение эксплуатацтш скважин по затруоному пространству и ооорудования
скважин пакером;
— установление очередности контроля за состоянием фонтанных труб и армату-
ры, шлейфов и сепараторов в зависимости от ожидаемой степени коррозтш
скважпн;
— выявление основного фактора, вызывающего интенсивную коррозию;
— проведение исследовательских работ по снижению интенсивности коррозтш,
включая частичное изменение конструкции фонтанных труб и поисков деше-
вых ингибиторов коррозии;
— разработка методов оперативного контроля за состоянием скважинного и про-
мыслового оборудования.
Процесс ртутной коррозии существенно зависит от технологического режима экс-
плуатацтш скважины и в общем случае его следует рассматривать как коррозионно-
эрозионный процесс. Анализ данных, полученных при контроле за состоянием фонтанных
труб и арматуры скважин, показал, что основными причинами коррозтш оборудования яв-
ляются повышенная скорость потока и режимы течения газа. В местах изменения направ-
ления потока и изменения проходного сечения интенсивность ртутной коррозии значи-
тельно больше, что связано с изменением режима течения газа. Интенсивное разъедание
поверхности фонтанных труб у устья при больших скоростях и весьма слабая коррозия в
местах, где скорость потока меньше 10 м/с, показывает, что основной причиной коррозтш
является скорость потока. Причем на участках интенсивной коррозтш и отсутствия корро-
зтш термобарпческие условия не стшьно отличаются. Характер изменения интенсивности
коррозтш от скорости показан на рис.28.10. Из рис.28.10 видно, что очень сильная корро-
зия — более 2 мм в год и сильная коррозия — 1ч2 мм в год наблюдаются в скважинах, где
скорости потока колеблются в пределах 17-21 м/с. После смены фонтанных труб в сква-
жине с диаметром d=62.10’3 м на трубы с диаметром d=88.10'3 м и снижения ее дебита с
670 т.м3/сут. до 300 т.м3/сут. скорость потока у устья равнялась 6,2 м/с. Поэтому после ра-
боты скважины в течение 413 дней интенсивность коррозтш была слабой (интенсивность
коррозтш меньше 0,3 мм в год). Исследования показали, что содержание ртути в газе мень-
ше влияет на интенсивность коррозтш, чем превышение критической скорости потока.
Таким образом, скорость потока в трубах является одним тгз основных факторов, по
которому необходимо установить технологический режим эксплуатации скважин. Поэто-
му с учетом дебита каждой скважины, продолжительности ее работы, количества ртути в
ее продукции, марки стали, из которой изготовлены фонтанные трубы и арматура, коли-
455
5 40 3 м/год
Рис 28 J 0
Зависимость интенсивности коррозии фонтанных труб 8
от скорости потока газа по стволу скважины
чёства жидкой и механической примеси в добываемом газе и скорости потока устанавли-
вались сроки и периодичность смены фонтанных труб на новые с большим диаметром.
Исследования по изучению интенсивности коррозии оборудования скважины в статиче-
ских и динамических условиях показали, что при статических условиях, т.е. когда образец
металла находится в неподвижной газовой среде, содержащей атомарную ртуть, интен-
сивность коррозии очень низкая. Этот результат важен при эксплуатации скважин, за-
трубные пространства которых по различным причинам не удалось запакеровать. Предла-
гаемые временные мероприятия по снижению опасности, вызванной коррозией, обуслов-
лены отсутствием проверенных ингибиторов ртутной коррозшг.
Работы по контролю за состоянием фонтанных труб показали, что интенсивность
коррозшг приводит в непригодное состояние не всю колонну фонтанных труб, а только ее
верхнюю часть. При общей длине фонтанных труб около 3500 нижняя часть может быть
использована повторно после докомтшектацшг новыми трубами. В целом борьба с корро-
зией путем периодической замены оборудования является нецелесообразной.
Снижение дебита при отсутствии возможности увеличения диаметра фонтанных
труб как мероприятия для снижения интенсивности коррозшг требует еще больше затрат,
чем замена фонтанных труб. Поэтому прп расчете экономических показателей вариантов
борьбы с коррозией путем снижения дебита разница в дебитах должна быть покрыта вво-
дом новых скважин с начальным дебитом, обеспечивающим скорость потока не более 11
м/с. К этим расходам по бурению скважин следует добавить и стоимость обвязки допол-
нительных скважин.
Перечисленные выше мероприятия по борьбе с коррозией путем периодггческой
замены фонтанных труб или снижения дебита скважин и бурения дополнительных полно-
стью не исключают процесс коррозшг. Поэтом}7 одновременно с этими мероприятиями
должны быть проведены испытания различных ингибиторов ртутной коррозией.
456
Глава 1L ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ II ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ ИХ РАЗРАБОТКИ
Последней из попыток создания методических указании по приближенным мето-
дам проектирования разработки газоконденсатных месторождений является работа [45],
выполненная ВНИИГАЗом и утвержденная «Газпромом» в 1988 г. Согласно этим методи-
ческим указаниям выделяются три этапа проектирования:
1. Обоснование технолопгческого задания на проектирование с учетом схемы раз-
вития данного газодобывающего региона и проведения специальных исследований объек-
та на получение товарных продуктов — газа, конденсата, серы, гелия, нефти, этана и т.д.;
нормативной базы для проектирования; исходных данных по сырьевой базе, возможных
потребителей;
2. Проектирование технологической системы разработки и обустройства месторо-
ждения.
3. Практическая реализация проекта разработки, в процессе которой проводится
анализ и вносятся коррективы в систему разработки и обустройства.
Естественно, что эти этапы выделены условно, при более корректном изложении
это означает, что для освоения месторождения нужны исходные условия и данные для
проектирования, проведение прогнозных расчетов и анализ результатов реализации про-
ектных решений на конкретном объекте с последующей корректировкой этих решений
при необходимости.
Принятая в отечественной практике система проектирования разработки преду-
сматривает две стадии:
— первая — составление «Основных концепций освоения месторождения»;
— вторая — составление «Технологического проекта и технического проекта обу-
стройства» (микропроектирование — детализация укрупненных на цервой стадии показа-
телей, расшифровка задач во второй стадии соответствует работе [45]).
Далее требуется анализ работы систем разработки и обустройства, уточнение при-
нятой модели объекта с целью улучшения технико-экономических показателей с автор-
ским надзором по выполнению проектных решений. При этом должно быть предусмотре-
но внедрение новых технологий, если таковые появляются, а также учтены возможные
изменения по отбору газа, конденсата и нефти (при налггчйи оторочки) из данного объек-
та. На каждом из этапов должны быть выполнены задания по сбору необходимых надеж-
457
ных исходных данных. Эти данные должны позволить создать алгоритмы и программы
расчетов многофазной, двух- и трехмерной фильтрацшт для более детального прогнозиро-
вания (вторая стадия) разработки залежи.
Согласно [45] и принятым в системе ОАО «ГАЗПРОМ» традициям основные пока-
затели разработки газовых и газоконденсатных месторождений прогнозируются путем со-
вместного решения системы уравнений:
— материального баланса, имеющего вид:
p(t) Рплн 1 Qao6 (0 . (111)
z|p(t),TnJI] z[P плн,Тпл ] QH33n
— притока газа (газоконденсатной смеси) к скважине, имеющего вид для верти-
кальных скважин:
P2(t)-P2(t)=acpQ(t)+b<!pQ2(t); (2.11)
— движения газа по стволу вертикальной скважины:
Р2 (t)= [p32(t)-0Q2(t)] /e2S; (3.11)
— годового отбора газа с учетом коэффициентов резерва и эксплуатацтш скважин
Q„a(t) = 3,3-103Q(t)nK3/Kp. (4.11)
В приведенных выше уравнениях использованы следующие обозначения: Рпл.н—
средневзвешенное начальное пластовое давление; P(t)— средневзвешенное текущее пла-
стовое давление, P3(t) — забойное давление в процессе разработки соответствующего
времени t с начала разработки, Py(t) — устьевое давление, соответствующее этому же от-
резку времени, z[P(t),Tra] и z [Рпл н,Тпл] — коэффициенты сверхсжимаемости при давле-
ниях P(t)n Рпл. н и температуре Тпл; QH зап — начальные запасы газа; Qfl06(t) — добытое ко-
личество газа за время t с начала разработки залежи; аср, Ьср средневзвешенные (жела-
тельно по дебиту) коэффициенты фильтрационного сопротивления; Q(t) —- текущий дебит
проектных скважин к моменту времени t с начала разработки залежи, 6 — коэффициент,
определяемый по формуле:
e = U77%z2/t)T2p(t)(e2S-l)/dy (5.11)
где X — коэффициент гидравлического сопротивления труб, определяемый согласно раз-
делу 71, zcp(t)— коэффициент сверхсжимаемости газа, определяемый при
Pcp(t)=[P3(t>+-Py(t)]/2 и [T3(t)+Ty(t)]/2=Tcp(t); dB— внутренний диаметр фонтанных труб. В
458
данном случае принимается, что диаметр фонтанных труб от устья до забоя постоянный.
Параметр S определяется по формуле.
S = 0,03415 pL/ZqJTcp(t) (6.11)
L — длина фонтанных труб, а в случае отсутствия таковых — расстояние от устья до се-
редины интервала перфорации.
11.1. Оценка предложений приближенной методики прогнозирования
показателей разработки
Предложенные выше уравнения, совместное решение которых согласно [45] будто
бы позволяют прогнозировать показатели разработки газовых и газоконденсатных место-
рождений, как метод не позволяют определить основные показатели разработки, так как
система не замкнута. В приведенных выше 4-х уравнениях неизвестными являются: теку-
щее пластовое давление P(t); забойное давление P3(t); устьевое давление Py(t); дебит про-
ектных скважин Q(t); число скважин n(t), а также годовые отборы из месторождения в пе-
риод падающей добычи газа. Кроме перечисленных параметров, неизвестны z(t) и Tcp(t).
При этом величина z(t) вычисляется методом итерации, a Tcp(t) по этой методике считает-
ся постоянной во времени величиной, что является принципиально ошибочным.
Проекттгровщик, имеющий опыт проектирования, знает, что для обустройства газо-
вых промыслов и проведения при этом газодинамических расчетов необходимы: давление
и температура газа на устье скважин, их дебиты и расположение. Без этих параметров не-
возможны прогнозы по потерям давления, расчеты технологического режима работы ус-
тановок по подготовке газа и мощности, и сроки ввода дожимных компрессорных стан-
ций. Поэтому предложенные выше уравнения могут быть замкнуты только при наличии
новых двух замыкающих уравнении. В частности, уравнением, позволяющим найти зна-
чения P3(t)-или Q(t) в формуле (2.11), и уравнением, позволяющим определить значение
Тср(1), т.е. вешгчину средней температуры по стволу, или, точнее, величины забойной и
устьевой температур T3(t) и Ty(t) во времени.
Еще одним недостатком предложенного приближенного метода является то, что
определяемое по уравнению материального баланса средневзвешенное пластовое давле-
ние P(t) принимается как давление на контуре дренируемых проектными скважинами
зон, независимо от режима их работы, от наличия депрессионных воронок в пределах
влияния кустов и УКПГ и от срока их ввода в разработку.
459
Следует также подчеркнуть, что в предложенных формах уравнения (1.11)-Ц4.11)
непригодны для газопщродинамхмеских расчетов показателей разработки газовых и газо-
конденсатных месторождений при упруговодонапорном режиме залежи.
Кроме того, по приведенной системе, прогнозирование показателей разработки
возможно не при всех критериях технологических режимов работы скважин.
Исходя из вышеизложенного, и с целью обеспечения одного подхода для прибли-
женного прогнозтгрования показателей разработки всеми проектировщиками систему
уравнений, позволяющих проектировать газовые и газоконденсатные месторождения,
предлагается представить в следующем виде:
1. Уравнение материального баланса для определения средневзвешенного пласто-
вого давления в виде:
p(t) _ Рплн*он Сдоб^)?атТпл J J)
z[₽(t),TnjI] z[pMH,TnJ u(t) TCTu(t)
2. Уравнение, притока газа к вертикальной или горизонтальной скважине
P2(t)-P32(t)= acpQ(t)+bCpQ(t). (8.11)
3. Замыкающие соотношения — критерии технолопгческих режимов работы сква-
жин, имеющие вид:
dP/dR~Const, ДР=РПЛ-Р3= Const; Q- Const;
P3(t)= Const, Py(t)= Const и u(t)= Const. (9 11)
4. Уравнение движения газа по вертикальному стволу и по горизонтальной сква-
жине, имеющее вид:
— для вертикальных скважин:
Py(t)=[p2(t)-eBQ2(t)j/e2S;
(10.11)
— для наклонной скважины, конструкция которой показана в главе по определе-
нию термобартгческих параметров газа:
Py(t)= [p2HaK(t)-eHQ2(t)] /e2s, (11.11)
— для горизонтальной скважины, в которой фонтанные трубы спущены до начала
горизонтального участка ствола (см.рис.За, раздел 7.2),
Ру (t)= [pj(t)-eHQ2(t)-erQ2(t)] A2S;
(12.11)
— для горизонтальной скважины, в которой фонтанные трубы длиной Li спущены
и в горизонтальную часть ствола (см.рис.Зб, раздел 7.2),
460
Py (t)=[р^ (t) - enQ2 (t) - e6Q2 (t)] /e2S. (13.11)
Расшифровка обозначений, входящих в формулы (11.11Х(13.11), приведена в главе
по определению термобарических параметров газа.
5. Уравнение, связывающее дебтгг проектной скважины Q(t), годовые отборы газа
из залежи или ее отдельных участков и число скважин:
n(t) =
(14.11)
6. Уравнение распределения температуры газа при его движении от внешнего кон-
тура дренируемой зоны до устья скважины:
— при отсутствии зоны мерзлоты
— при наличии многолетней мерзлоты
, Здесь следует подчеркнуть, что для приближенного метода прогнозирования пока-
затели разработки изменения температуры газа на устье горизонтальных скважин могут
быть рассчитаны по приведенным выше для вертикальных скважин формулам. Приемле-
мость такого допущения будет рассмотрена несколько позже. Теперь рассмотрим допу-
щения, принятые при приближенном методе прогнозирования показателей разработки с
использованием приведенной выше системы уравнений.
11.1.1. По величине пластового давления
Уравнение материального баланса, используемое для определения средневзвешен-
ного пластового давления в зависимости от отбора, допускает, что отбор производится не
из отдельных скважин, кустов и УКПГ, введенных в эксплуатацию в разное время и раз-
мещенных на разных участках залежи, а тгз всей газоносной площади равномерно в соот-
ветствии с распределением запасов газа. В естественных условиях обеспечить такое рав-
номерное по площади газоносности падение пластового давления во времени практически
невозможно, что связано прежде всего с целесообразностью соответствующего размеще-
ния скважин на структуре, одновременностью ввода в разработку скважин и наземных
461
коммунг-псацпй, а также однородностью газоносного пласта. Поэтому, в зависимости от
геологических и технических параметров залежи, скважин и технологических сооружении
на разных газовых и газоконденсатных месторождениях, неравномерность распределения
пластового давления по площади и по толщине имеет своп особенности. В принципе
сравнительно равномерное падение пластового давления по всей площади может иметь
место при условиях, если пласт однородный, скважины размещены равномерно и отбор по
ним производится одновременно в соответствии с дренируемыми запасами газа.
Во всех остальных случаях без депрессионных воронок разработка залежи исклю-
чена.
Последствие принятия равномерного средневзвешенного падения пластового дав-
ления по месторождению, независимо от неравномерного отбора газа по площади, отра-
жается на:
— точности определения дебита газа во времени,
— подъеме газоводяного контакта в процессе разработки;
— опережающем вводе ДКС на отдельных участках залежи и т.д.
Поэтому при приближенном методе прогнозирования показателей разработки следует
рассматривать возможные отклонения этих показателей в результате неравномерного рас-
пределения пластового давления по участкам залежи в зависимости от сроков ввода этих
участков в разработку и темпа отбора газа по ним. Это означает, что по отдельным участ-
кам залежи пластовые давления будут отличаться друг от друга, и по тем участкам, где
образовалась депресспонная воронка, в уравнении притока газа вместо Pnjl=P(t) будет
иметь место среднее пластовое давление, ниже давления PBOp(t)<P(t), определенного по
материальному балансу с помощью формулы (7.11), что приведет для заданной величины
ДР к уменьшению дебита Q(t).
Погрешности прогнозных показателей, определенных таким способом, должны
быть скорректированы по результатам анализа разработки, если прогноз показателей про-
изведен аналитическим методом.
11.1.2. По величине коэффициентов фильтрационного сопротивления аср и Ьср
Следует подчеркнуть, что прогноз показателей разработки аналитическим методом
приближенно через коэффициенты фильтрационного сопротивления производится только
в странах СНГ и на зарубежных месторождениях, разрабатываемых с участием этих
462
стран. Роль этих коэффициентов при прогнозированы! сводится к тому, что в уравнении
притока газа к вертикальным и горизонтальным скважинам эти коэффициенты играют
роль коэффициентов пропорциональности между разницей квадратов пластового и забой-
ного давлений и скоростью (дебитом) фильтрации. В различных странах приняты различ-
ные уравнения, связывающие ДР2 с Q. Для того, чтобы определить либо забойное давле-
ние, либо дебит скважины во времени, в уравнении притока должны быть известны коэф-
фициенты пропорциональности (фильтрационного сопротивления), исходя id принятого
закона притока газа к скважине (степенного, двучленного параболического или любого
другого). Тогда при известных P(t) и аср, и Ьер (при степенном законе показателя степени
п и коэффициента продуктивности 1g С), задаваясь одной из величин P3(t) или Q(t), опре-
деляют проектный показатель. В частности, при заданном AP=Const, P3(t)= Const или
Py(t)= Const прогнозируют изменение дебптов проектных скважин во времени или же при
заданном дебите Q(t) прогнозируют изменение во времени забойного давления P3(t).
Отметим, что при численном прогнозировании показателей разработки газовых и
газоконденсатных месторождений исключается необходимость определения коэффициен-
тов а и Ь, а связь между дебитом и депрессией устанавливается через заложенные при мо-
делировании залежи или ее фрагментов проницаемость, пористость, насыщенность, тол-
щину и другие параметры самой модели.
Вполне естественно, что при проектированы! разработки средние значения коэф-
фициентов фильтрационного сопротивления определяются по ограниченному числу сква-
жин и исследований, и эти значения не могут быть абсолютно точными. Прп этом следует
учесть, что часть таких коэффициентов получают по разведочным скважинам, переведен-
ным в эксплуатационный фонд. К моменту составления проекта значительная часть зале-
жи оказывается малоизученной и, как оказывается в дальнейшем, отличается своими ем-
костными и фтшьтрационными параметрами. Поэтому после разбуривания залежи оказы-
вается, что коэффициенты фильтрационного сопротивления не равны принятым при про-
ектировании. Если новые коэффициенты, определяемые по данным имеющихся и новых
скважин, оказываются -меньшими, чем принятые при проектировании, то для уточнения
показателей необходимо уменьшить депрессию на пласт, сохранив прежний проектный
дебит, пли увеличить число скважин, если значения коэффициента х оказываются боль-
шими чем при проектировании.
Следует также подчеркнуть еще одну немаловажную деталь определения коэффи-
циентов а и Ь, которая заключается в следующем: уравнение (8.11) является уравнением
параболы с постоянными коэффициентами а и Ь. Однако на практике эти коэффициенты
463
даже теоретически не могут быть постоянными, так как от режима к режиму изменяются
свойства пористой среды (весьма незначительно) и насыщающих ее флюидов, уже более
существенно, особенно при больших депрессиях на пласт.
К изложенному следует добавить погрешности, связанные с технологией и техни-
кой исследования скважин. Поэтому в реальных условиях, как правило, левая часть урав-
нения (8.11) оказывается не равной правой части. Во избежании явных ошибок обычно
при интерпретации результатов исследования и определении коэффициентов а и b пря-
мую из уравнения
р2 _ р2
гпл гз
/ Q от Q проводят так, чтобы все точки между AP2/Q от Q
оказались примерно на одинаковом удалении от проводимой прямой, хотя это удается не
всегда. Из сказанного следует, что в величинах а и Ь, определенных графически, имеется
некоторая условность. Это означает, что, проведя условную прямую между всеми точка-
ми, мы искусственно увеличиваем или уменьшаем коэффициенты а и Ь. Если при интер-
претации результатов исследования искусственно, из-за субъективного видения исследо-
вателя полученной зависимости, увеличена величина коэффициента а, то это означает, что
при этом снижена величина коэффициента Ь.
Таким образом, технология определения коэффициентов а и b с учетом погрешно-
стей, допускаемых при измерениях давления, дебита и температуры; изменения свойств
пористой среды и насыщающих ее флюидов от давления; загрязнения призабойной зоны
при вскрытии пласта; несовершенства скважин по степени и характеру и многих других
факторов обусловливает неточность величин этих коэффициентов, и эта неточность в
дальнейшем отражается на достоверности прогнозируемых показателей.
11.1.3. По величине забойного давления
Как правило, забойное давление в газовых и газоконденсатных скважинах опреде-
ляется расчетным путем, исходя из известных величин устьевого давления Py(t), дебита
скважины Q(t), температур газа у устья скважины Ty(t), диаметра и глубины спуска фон-
танных труб и характеристик забойного оборудования: пакера, клапанов ингибирования,
циркуляции, отсекателя и т.д., а также состава добываемой продукции — газа, конденсата,
воды, примесей и т.д.
Наряду с перечисленными параметрами, отмеченными выше, забойное давление
зависит еще и от длины фильтра, т е. от величины интервала перфорации. Как видно из
формулы притока газа к забою скважины (2.11), для заданного режима работы скважины
464
величина забойного давления P3(t) принимается постоянной по всей длине фильтра, т.е.
зоны перфорации. Если длина интервала перфорации составляет всего несколько десятков
метров, то такое допущение приемлемо. На большинстве месторождений, обеспечиваю-
щих основную добычу газа — Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное, Бова-
ненковское й др., интервал перфорации составляет 50ч-80 м, и поэтому в таких скважинах
(оси все вертикальные или наклонные) величину P3(t) в пределах интервала перфорации
можно принимать постоянной. В то же время в скважинах Оренбургского месторождения
толщиной более 300 метров, Карачаганакского месторождения толщиной в центральной
части площади газоносности около 1200 метров принятие величины забойного давления
постоянной не оправдано не только теоретически, но и практически. При этом если фон-
танные трубы спущены до нижней границы интервала перфорации, то происходит двой-
ное искажение используемой формулы притока, так как с увеличением глубины в преде-
лах интервала перфорации происходит увелтиение пластового давления за счет гравита-
ционных сил, а в то же время с увеличением глубины происходит снижение забойного
давления, минимальное значение которого совпадает с башмаком фонтанных труб.
Особое значение вопрос о постоянстве забойного давления в уравнении притока
имеет для горизонтальных скважин, когда длина интервала перфорации измеряется, как
правило, несколькими сотнями метров. Изменчивость забойных давлений в интервале
перфорации вертикальных и в особенности горизонтальных скважин приводит к тому,
что обработанные индикаторные кривые по формуле притока не поддаются интерпрета-
ции, т е. по ним невозможно определить коэффициенты фильтрационного сопротивления.
Причем чем больше дебит скважины, тем сильнее изменяется забойное давление вдоль
интервала перфорации. Позже будет показана возможность обработки индикаторных кри-
вых с переменным по длине фильтра забойным давлением горизонтальных скважин.
11.1.4. По величине температуры газа
Во временном регламенте по прогнозированию показателей разработки газокон-
денсатных месторождений вопрос об определении температуры газа в системе «внешняя
граница зоны дренирования — устье скважины» во времени не рассматривается вообще.
Температура газа как один из трех главных параметров газа (давление, дебит и температу-
ра) используется при термодинамических расчетах, связанных с притоком газа к забою и
движением его от забоя до УКПГ, включая элементы установок по осушке газа: сепарато-
465
ры, теплообменники, абсорберы, адсорберы, десорберы и т.д. Можно констатировать, что
при небольших депрессиях на пласт и отсутствии мерзлоты и значительных дебитах
I
скважин температура изменяется несущественно, и поэтому Црп некоторых газодинами-
ческих расчетах не требуются точные изменения температуры газа в системе «пласт—
УКПГ». Однако имеется ряд технологических процессов, требующих учета любых измене-
ний температуры газа. Это прежде всего относится к исследованиям скважины при неста-
пленарных режимах фильтрацгш, образованию гидратов, охлаждению газа в теплообмен-
никах и сужающих устройствах и т.д. Поэтому включение изменения температуры газа в
процессе разработки в общую систему уравнений., совместное решение которых позволяет
определить показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений, должно
быть обязательным. Это особенно важно при существенных депрессиях на пласт, неболь-
ших дебптах газа и наличии в разрезе зоны многолетней мерзлоты.
С учетом отмеченных выше общих замечаний по исходным методическим основам
приближенного прогнозщювания показателей разработки газовых и газоконденсатных
месторождений, а также газонасыщенной части газонефтяных месторождении следует
выполнить технологию и последовательность газогидродинаАПГческпх расчетов в зависи-
мости от типа месторождения.
11.2. Приближенный метод прогнозирования основных показателей
разработки газовых и газоконденсатных месторождений при газовом
режиме и естественном истощении
Теоретической основой методики приближенного прогнозироваштя основных по-
казателей разработки является система уравнений (7.11)-:-(! 6.11), приведенная в пункте
11.1. Причем, как следует тгз названия данного пункта, прогнозируются не все, а основные
показатели и прогнозтгруются приближенно. Приближенность рассматриваемой аналити-
ческой методики заключается в том, что:
— пластовое давление по месторождению определяется как среднее и не зависит
от того, из какого участка залежи производится отбор. Такое определение пластового дав-
ления может быть оправданным только при равномерном отборе газа по всей поверхности
газоносной залежи,
— дебиты проектных скважин и их конструкцшг одинаковы по всей площади. По-
стоянство дебптов скважин при заданной депрессии может быть только при одинаковых
466
емкостных и фильтрационных параметрах залежи по всей площади. В реальных услови-
ях об этом не может быть речи хотя бы потому, что при прочих равных условиях к конту-
ру газоносности газонасыщенная толщина непрерывно снижается,
— конструкции проектных скважин ’принимаются одинаковыми, хотя они должны
быть увязаны с производительностью скважин,
— продвижение воды в газовую залежь считается одинаковым по всей залежи из-за
принятия средневзвешенного пластового давления по газоносному объему,
— устьевые давления проектных скважин принимаются одинаковыми и не зависи-
мыми от содержания добываемой продукции, технических характеристик применяемого
оборудования скважин, расположения скважин, вскрытия пласта и т.д.
Отмеченное в названии данного пункта слово «основные показатели» подчеркива-
ет, что данный способ прогнозирования позволяет определять только основные показате-
ли разработки залежи. Такая особенность приближенного метода связана с его ограничен-
ной возможностью. Даже те основные показатели, которые определяются этим методом,
дают ориентацию по процессам и параметрам, прогнозтфуемым прп проектировании. Бо-
лее точный прогноз показателей разработки и более ппфокий перечень не менее важных
параметров, подлежащих прогнозу этим методом, не возможен.
Из приведенных выше уравнений видно, что по данному методу прогнозирования
показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений на истощение к ос-
новным показателям относятся:
— среднее пластовое давление и его изменение во времени
— средний проектный дебит и его изменение в процессе разработки,
— число скважин и принятый режим их эксплуатации, например, AP=Const,
— среднее устьевое (забойное) давление во времени,
— годовые отборы в период падающей добычи газа,
— приближенный объем вторгшейся в залежь воды, учет которой должен быть
осуществлен через текущий газонасыщенный объем залежи.
Таким образом, для приближенного прогнозщювания основных показателей разра-
ботки газовых и газоконденсатных месторождений при газовом режиме истощения задача
проектировщика сводится к определению: Pnn(t), Q(t), P3(t), n(t), QB(t), ргод(0, Ty(t). Кроме
перечисленных выше уравнений, проектгфовщпк располагает дополнительными условия-
ми, позволяющими прогнозировать эти параметры К ним относятся запасы газа (газона-
сыщенный объем залежи), коэффициенты фильтрационного сопротивления, доля отбора
газа от запасов в период постоянной добычи и т.д.
467
Последовательность расчета по прогнозированию основных показателей следую-
щая:
1. По уравнению материального баланса (7.11) определяют средние пластовые дав-
ления во времени P(t). Для определения P(t) проектировщику должны бытьизвестны:
— начальное средневзвешенное пластовое давление и температура пласта;
— по известным Рплн и Тпл численно или графическим путем определяется вели-
чина коэффициента сверхсжпмаемости газа;
— по известной Тпл и заданным P(t) строят зависимость z[P(t), Тпл] от P(t). Из этой
зависимости, используя метод итерации, находят P(t) при известных (t), начального
и текущего газонасыщенных объемов залежи ин и v(t). Так как в данном пункте рассмат-
ривается прогнозирование показателей разработки при газовом режиме, то, естественно,
что u(t)=i)H==Const. Это означает, что при газовом режиме газонасыщенный объем залежи
в процессе разработки остается неизменным,
— газонасыщенньш объем залежи при газовом режиме определяется по известному
запасу газа
Величину запасов газа перед выполнением проекта представляют проектировщику
в виде материалов по подсчету запасов объемным методом. Согласно этому методу:
_ Q3anzIPnjlH ,Г^пл] ^ат^пл /'17 11’1
1 плн 1 ст
где Q3an — запасы газа, г(РПлн,Тпл) — коэффициент сверхсжимаемости газа при
РплниТпл,
Тпл — пластовая температура; Тст — стандартная температура, равная Тст=293°К;
Рплн — средневзвешенное по объему’ начальное пластовое давление; Рат — атмосфер-
ное давление, равное Рат=1 кгс/см2.
Добытое количество газа за период с продолжительностью t с начала разработки по
принятой в Российской Федерации практике в целом характеризуется формой кривой 1,
показанной на рис. 1.11, а годовая добыча газа — кривой 2. При прогнозировании средне-
взвешенного пластового давления по формуле (7.11) следует пользоваться значениями
Qcybi(l)-
В принципе для определения текущего средневзвешенного пластового давления
формулу (7.11) можно заменить уравнением, позволяющим использовать только значение
годового отбора из месторождения. В этом случае формула (7.11) примет вид:
468
Изменение суммарной добычи газа — 1 и годового отбора — 2
в процессе разработки месторождения
469
Р^г) _ Р(Ч) _ РгодЮРатТпл
4К*2>Тпл] z[p(tjTnJ TCTu(t)
(18.11)
где P(tj), P(t2)— соответственно средневзвешенные пластовые давления в начале и в
конце расчетного года, Qrofl(t) — отбор газа за расчетный год; остальные обозначения
прежние
Значение QroA(t), изменяющегося практически.да всех месторождениях согласно
зависимости, показанной кривой 2 на рис. 1.11, выбирается и обосновывается для каждого
месторождения с учетом многочисленных факторов, влияющих на его величину. Обосно-
вание значения годового отбора газа из месторождения изложено в пункте 11.3, и проек-
тщювщик обязан учесть эти факторы при проектировании.
Таким образом, должно быть определено средневзвешенное пластовое давление,
используя уравнение материального баланса (7.11)
2. По уравнению притока газа к скважине (8.11), как правило, определяют дебит
проектной скважины Q( t) во времени.
В уравнение притока газа входят 5 параметров: текущее пластовое давление РПл©?
текущее забойное давление P3(t), средневзвешенные коэффициенты фильтрационного со-
противления аср и Ьср, а также дебит проектной скважины Q(t).
В уравнении (8.11) согласно действующим временным регламентирующтш доку-
ментам коэффициенты aq, и Ьср должны быть известными и постоянными.
Известными могут быть текущие значения этих коэффициентов на момент состав-
ления проекта разработки. Практически во всех действующих в настоящее время проек-
тах, составленных: отраслевыми институтами ОАО «ГАЗПРОМ», эти коэффициенты при-
няты постоянными в процессе разработки, что недопустимо как теоретически, так и прак-
тически. В разделе исследования скважин при стационарных режимах фильтрацшг с це-
лью получения исходных данных для проектирования разработки изложены теоретически
возможные изменения этих коэффициентов и технологические факторы, связанные с по-
ведением а и Ь (см. рис.3.8).
Таким образом, в уравнении (8.11) коэффициенты фильтрационного сопротивления
считаются известными, но не должны быть постоянными во времени, проектщзовщпк обя-
зан при прогноз1грованш1 показателей разработки использовать, хотя бы теорепгчески,
ожидаемые значения этих коэффициентов во времени.
Теоретически возможные изменения этих коэффициентов происходят главным об-
разом из-за:
470
— изменения свойств газа и газоконденсатной смеси от давления. Эти изменения
особенно заметны при значительном содержании в газе конденсата, в результате выпаде-
тля которого в процессе разработки изменяются свойства газа, и при больших начальных
пластовых давлениях, в результате снижения которых происходит снижение коэффициен-
тов вязкости и сверхсжимаемости газа;
— изменения газонасыщенной толщины залежи в результате вторжения воды в га-
зовую залежь;
— изменения фильтрационных свойств К и I, т.е. коэффициентов проницаемости
I макрошероховатости, по мере снижения пластового давления, выпадения конденсата в
призабойной зоне и т.д.
Поэтому при прогнозировантш дебита проектной скважины необходимо оценить
значения аср и Ьср по формулам, ушпывающим изменения перечисленных выше парамет-
ров от давления и во времени, те. ц(Р), z(P), К(Р), £(Р) и h(t), используя при этом форму-
ты:
Яср(0
Др)г(Р)ГплРат
biRK/Rc;
_ Рат RaTz(RXlln 1________1
27t2/?(P)h2(tXCIARC RK,
(19.11)
(20.11)
При этом прогноз изменения acp(t) и bcp(t) должен быть выполнен для различных
значений ожидаемого пластового давления в процессе разработки с вычислением соглас-
но [25] ц(Р) и z(P), а также по литературным данным с вычислением К(Р) и €(Р). Измене-
ние газонасыщенной толщины необходимо рассчитать, исходя из объема вторжения по-
дошвенной или краевой вод в газовую залежь, по известным параметра^ водоносного бас-
сейна, пронпщаемости газоносной зоны и темпа отбора газа из месторождения. Принятые
при проектировании разработки средневзвешенные значения коэффициентов аср и Ьср
должны быть скорректированы по результатам, полученным по мере ввода новых проект-
ных скважин. Эти коррективы должны быть учтены при определении нового Q(t) по но-
вым коэффициентам acp(t) и bcp(t).
В уравнении (8.11) используется значение средневзвешенного пластового давле-
ния, определенного с помощью уравнения материального баланса (7.11). Как правило, при
разработке газовых и газоконденсатных месторождений в разбуренном и уже освоенном
участке залежи образуется депресспонная воронка, и поэтому пластовое давление этого
участка ниже средневзвешенного, определяемого по формуле (7.11). Как видно из форму-
лы притока (8.11), величина проектного дебита Q(t) при заданной депресстш на пласт и
471
постоянных значениях acp(t) и bcp(t) зависит только от величины пластового давления. По-
этому на разбуренной части месторождения на начальной стадии разработки из-за депрес-
сионной воронки <2фак(0 оказывается ниже теоретического Q(t). Естественной компенса-
ции нехватающего отбора не происходит, так как за пределами депрессионной воронки
еще не введены новые скважины.
Пз сложенного выше следует, что в уравнении притока газа к проектной скважине
вместо РП2Л используют средневзвешенное по залежи давление, определяемое из уравне-
ния материального баланса, те.
POP™, (21.11)
и так как в зоне депрессионной воронки фактическое пластовое давление Рфж(1) меньше
теоретического, те.
Рфак(t) < Ртеор (t) , (22.11)
то фактический дебит (4фжЦ) будет меньше теоретического QTeop(t), определяемого по
*
уравнению (8.11).
Таким образом, при прогнозировании дебита проектной скважины допускаются
минимум две погрешности, связанные с точностью:
1. используемого пластового давления,
2. определения и изменения во времени коэффициентов аср и Ъср.
Поэтому проектировщик обязан при прогнозировании оценить возможную глубину
депрессионной воронки во времени и изменение коэффициентов аср и Ьср и с учетом этих
изменений в величинах P(t),acp (t) и bcp(t) прогнозировать Q(t).
Из сложенного выше следует, что в любом случае при использовании уравнения
(8.11) должны быть известны P(t),acp (t) и bcp(t).
Для использования уравнения (8.11) возможны минимум два случая:
— задана депрессия на пласт, т.е. AP=P^-P3=Const, что равносильно тому, что в
процессе разработки известно значение забойного давления, исходя из:
Р3=РПЛ—ДР, (23.11)
и тогда уравнение притока примет вид:
P™(t)J Рпл(0- др! = acpQ(t)+bcpQ2 (t).
(24.11)
Решая уравнение (24.11) относительно Q(t), получим:
472
Q(t)=
“ аср + Jаср + 4bСр Рпл (t) — |Рпл (t) - ДР
2Ьср
(25.11)
— задан дебит скважины Q(t}=Const на некоторый период времени разработки зале-
жи, и необходимо определить изменение забойного дайленпя P3(t) во времени, что будет
соответствовать непрерывному увеличению депрессии на пласт:
P3(t)=[PM(t)-acpQ(t)-bcpQ2(t)f .
(26.11)
Таким образом, уравнение притока газа используется для определения одного из
двух прогнозируемых показателей разработки Q(t) или P3(t), что соответствует критериям
технологических режимов (см. уравнения (9.11)): AP=Const или Q(t)=Const.
Теперь рассмотрим другие критерии, при которых замыкающие соотношения
(9.11) будут использованы прп решении уравнения притока газа к скважине (8.11):
1. Случай когда P3=Const.
В этом случае на период, в течение которого забойное давление сохраняется посто-
янным, прогнозируется величина дебита проектных скважин Q(t). В рассматриваемом
случае известны коэффициенты фильтрационного сопротивления аср и Ьср, средневзве-
шенное пластовое давление во времени и заданное значение P3=Const, а прогнозщэуется
дебит во времени Q(t). Использование критерия P3=Const приводит к интенсивному сни-
жению в процессе разработки депрессии на пласт и, следовательно, дебита скважин. Од-
нако в ряде случаев такой режим работы становится целесообразным. В частности, если
газоконденсатная смесь в пластовых условиях недонасыщена высококтшящими углеводо-
родами — С54-, как на Астраханском газоконденсатном месторождении, то на начальной
стадии разработки месторождения по мере снижения пластового давления до величины
Рнас~Р3 выделение тяжелых компонентов в пласте, включая и призабойную зону, не про-
исходит. В таких случаях целесообразно использовать режим эксплуатащш скважин прп
Р3>Рнас> где Рнас— давление насыщения газа тяжелыми компонентами углеводородов. Но
для заданного годового отбора интенсивное снижение Q(t) приводит к вводу в разработку
новых проектных скважин с более высоким темпом, чем это имеет место при AP=Const.
Для рассматриваемого критерия технологического режима работы скважины поря-
док расчета показателей остается, как и для критериев AP=Const и Q(t)=Const.
2. Случай Py=Const.
В этом случае последовательность расчета показателей разработки приближенным
аналитическим методом следующая:
473
— используя уравнения (8.11) и (10.11), если освоение залежи осуществляется вер-
тикальными скважинами, необходимо определить связь между Py(t) и Q(t), исключив при
этом P3(t). Для этого уравнения (8.11) и (10.11) следует представить в виде:
2(ъср +е)
(27.11)
Значения s и 0 в формуле (27.11) для вертикальных скважин определяются по
формулам (5.11) и (6.11) соответственно.
Далее, зная изменение дебита скважин во времени, вычисляют значение забойного
давления во времени, используя либо уравнение притока газа к скважине:
P?(t)= РплМ- [acpQ(t)+bcpQ2 (t)' ,
либо уравнение движения газа по стволу вертикальной скважины:
P2(t)= Py(t)e2S+9Q2(t).
(28.11)
(29.11)
Далее показатели рассчитываются аналогично случаям AP=Const, Q(t)-Const и
P3(t), только с той лишь разницей, что в данном случае величину Py(t) не вычисляют, а
принимают как известную в качестве критерия технологического режима работы скважи-
ны.
Рассматриваемый случай Py(t)=Const обычно используют, когда дальнейшее сни-
жение устьевого давления недопустимо из-за технологических условий промысловой под-
готовки и транспорта газа. Поддержание постоянного устьевого давления, так же, как и
P3(t)=Const, приводит к интенсивному снижению депрессии на пласт и дебита скважин в
процессе разработки.
3. Случай dP/dR=Const.
Прогноз показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при
критерии технолопиеского режима, обусловленного постоянством градиента давления,
как правило, заменяется прогнозом при критерии с постоянной депрессией на пласт, т.е.
вместо dP/dR=Const показатели прогнозируются при AP=Const. Это отчасти вызвано тем,
что большинство проекттцювщпков не видят разницы между постоянными градиентом и
депрессией на пласт Прежде всего следует учитывать, что при одинаковых депрессиях на
пласт градиенты давления в пласте, в особенности в призабойной зоне, могут быть разны-
ми. Следует также исходить из того, что в качестве критерия градиент давления обычно
используется только при возможности разрушения призабойной зоны, если скважина
вскрывает неустойчивые или слабоустойчивые пласты. Приведенные выше комментарии
474
относятся не к самому проекту разработки, а к его исполнителям, выбирающим критерии
технологического режима, исходя из геологических особенностей газоносных пластов.
Значение критерия, принимаемого как постоянная величина, должно быть найдено
исходят:
— распределения давления в пласте, в зоне дренирования RC<R<RK с учетом
свойств пористой среды и насыщающих ее флюидов;
' — устойчивости к разрушению пропластков в интервале вскрываемого скважиной
продуктивного пласта.
Для определения распределения давления должны быть известны Рпл(0, аср, Ьср и
Q(t). При этом возможно распределение давления по радиусу зоны дренирования, прини-
маемого для вертикальных скважин в форме круга. Естественно, что наиболее существен-
ное значение градиент приобретает в призабойной зоне у стенки скважин. Поэтому, исхо-
дя из известных параметров пласта, свойств флюидов и допустимых величин устойчиво-
сти пласта к разрушению, следует выбрать значение dP/dR=Const. Если пласт состоит из
неустойчивых пород, то допустимая величина градиента давления у стенки скважин
должна быть обоснована в зависимости от количества выносимых из скважины примесей
при различных дебитах скважины с учетом экономических показателей разработки залежи.
Выбираемая по результатам расчетов величина градиента в дальнейшем может
быть преобразована в перепад давления, и прогнозируемые показатели определены анало-
гично случаю, когда задаются AP=Const пли Q(t)=Const
4. Случай u=Const.
Такой вариант определения показателей разработки газовых месторождении был
выбран на месторождениях Краснодарского края, в составе газов которых был углекис-
лый газ. Эксперименты, проведенные с целью изучения интенсивности коррозии от ско-
рости движения газа, содержащего углекислый газ, показали, что коррозия оборудования
существенно увеличивается при превышении скорости потока в стволе ~ 11,0 м/с. Поэто-
му при обосновании технологического режима работы скважин в условиях коррозтш, на-
ряду с использованием коррозионно-стойких труб и другого забойного и устьевого обору-
дования, необходимо выбрать такую конструкцию скважин и дебита, при которых ско-
рость движения газа по стволу была бы и< 11,0 м/с.
Необходимость соблюдения ограниченной скорости по стволу является практиче-
ски единственным способом борьбы с интенсивностью коррозтш, если в составе добывае-
мого газа имеется атомарная ртуть. Наличие ртути в газе было обнаружено на месторож-
дениях Гронинген и Зальцведель-Пекензен. Интенсивность ртутной коррозтш на месторо-
475
жденип Зальцведель-Пекензен показана графтиески в разделе по обоснованию технологи-
ческого режима работы скважин (см. рис. 28.10).
Прп проекпфованш! разработки месторождения Зальцведель-Пекензен З.С. Али-
евым был применен критерий 11,0 м/с, установленный опытами по интенсивности кор-
розии атомарной ртутью. Технология проектирования при u=Const заключается в сле-
дующем:
— по принятой величине скорости 0^(1)=!0-ь 12 м/с определяют дебит скважины
QKp=v4)d2Py/0,52 Tyzy (30.11)
— значение Q4, используют в уравненгш притока газа к скважине
Рпл(0- P32(t)= acpQKp(t) + bcpQ2p(t). (31.11)
Согласно уравнению движение газа:
P,2(t)= Py(t)e2s+0Q2p(t). (32.11)
Значения 0 и S определяются по формулам (5.11) и (б. 11) соответственно.
Обозначим через а:
a = d2/0,52TyZy. (33.11)
Тогда с учетом (30.11)ч-(33.11) определяют изменение устьевого давления во вре-
мени:
, х _ — асраикр + \/(асраикр Zе + (8 + bcp)ct икр Рпл(0
2[e2S+(9 + bcpWP]
где Zy — коэффициент сверхсжимаемостп при Ру, Ту. Используя (31.11) и (32.11) следует
вычислить изменение дебите проектной скважины Qi<p(t) согласно формуле (27.11). Затем
по известному Q^l.t) прогнозируют изменение забойного давления в процессе разработки
либо по формуле (32.11), либо по формуле (31.11). Последовательность расчетов по про-
гнозтфоваиию остальных параметров проекта аналогична расчетам, проводимым при дру-
гих критериях технологических режимов, например, как при AP=Const.
Пз изложенных выше положений, охватывающих уравнения материального балан-
са, притока газа к вертикальной скважине и его движения по ее стволу, с привлечением
замыкающих соотношений, т е. критериев технологических режимов, были определены:
средневзвешенные текущие пластовые давления, дебит проектной скважины, забойное и
устьевое давления в процессе разработки.
Одним из основных показателей разработки, подлежащих прогнозированию, явля-
ется число проектных скважин, определяемое по формуле (14.11) из системы уравнений
476
(7.1 б-11). Для определения числа скважин должны быть известны годовые отборы
газа в процессе разработки, Qrofl(t) и дебиты проектных скважин Q(t). Порядок определе-
ния при различных критериях технологических режимов работы скважин был рассмотрен
выше. Поэтому для определения числа проектных скважин n(t) необходимо определить
величины Qrofl(t)
11.3. Обоснование годового отбора газа Qros(t) пз месторождения
На ранней стадии развития газовой промышленности объемы добычи углеводоро-
дов по годам определялись в целом по отрасли Госпланом СССР, а по отдельным место-
рождениям в определенной степени Министерством газовой промышленности, исходя из
запасов месторождений и его геолого-геофизических характеристик.
Согласно [71 «Определение оптимальных темпов отбора газа выходит за рамки за-
казного отбора проекта разработки как такового и ее следует решать на основе специаль-
ного технико-экономического анализа, учитывающего весь комплекс народно-
хозяйственных соображении, который должен предшествовать составлению проекта раз-
работки газового месторождения».
Следовательно, согласно «плановому хозяйству» даже самое рентабельное произ-
водство, каким является добыча, газа, может оказаться нерентабельным. Согласно совет-
ским порядкам освоения газовых месторождений считалось отрицательным явлением, ес-
ли некоторые проектировщики счтггалн возможным только оптимальный отбор газа тгз
данного месторождения. В ранние годы разработки газовых месторождений в США рас-
стояние между скважинами и допустимые дебпты скважин устанавливались в соответст-
вии со специальными законами, что было равносильно установлению годового отбора тгз
залежи. По действующим правилам разработки практтгчески отрицалась возможность ус-
тановления оптимального варианта отбора газа, соответствующей мшшмальной себе-
стоимости добычи газа. Авторы.[79] подчеркивают, что как оптимальный отбор для каж-
дого месторождентгя, так и оптимальный вариант разработки с мтпшмальной себестоимо-
стью газа «неприемлемы для газовой промышленности СССР» (стр. 14). Отмечалось, что
принятые в США ограничения связаны с частной собственностью на землю, и поэтому
оптимальные отборы из отдельных месторождений не имеют никакого отношения к усло-
виям в СССР.
477
В ранних проектах допускалось, что себестоимость добычи газа незначительно ме-
няется от величины годового отбора. Причем подчеркивалось, что чем меньше отбор газа,
тем ниже себестоимость газа. Поэтому ограничение отбора из-за себестоимости считалось
нерациональным. Таким образом, по ранее принятым порядкам обоснования годового от-
бора ни характеристика пласта, ни себестоимость добычи газа не могут быть использова-
ны в качестве критерия для определения годового отбора.
Основой для определения годового отбора являлись; плановые размеры добычи по
отдельным месторождениям и по газоносным районам в целом, исходя из общих разве-
данных запасов газа, перспектив прщюста запасов, потребности в газе в данном регионе if
эксплуатационной характеристики отдельных месторождений с учетом общей политики
развития газовой промышленности. Считалось, что геологические и газодинамические
соотношения и расчеты вообще, а особенно применительно к отдельным месторождени-
ям, имеют в этом комплексе только подчиненное значение. Во главу утла ставился макси-
мальный народно-хозяйственный эффект, иными словами, максимальная расчетная вели-
чина народно-хозяйственных накоплений (дохода) за весь период разработки с учетом
фактора времени. При этом рекомендовалось учитывать прибыль от использования газа
каждого го существукяцих потребителей газа.
Естественно, что использование газа в химическом производстве является наибо-
лее прибыльным. Однако объем используемого при этом газа намного меньше (в несколь-
ко раз), чем на бытовые и отопительные нужды. К определяющим факторам, влияющим
на величину отбора го месторождения, относится расстояние от источника добычи газа до
потребителя. Протяженность газопровода значительно сокращает доход от использования
газа.
В [1] отмечается, что в настоящее время (начало 60-х годов) нет ни одного место-
рождения, где проведен полный технико-экономический расчет, обосновавший темп от-
бора газа. Отсутствие достаточно обоснованных величин годового отбора привело к тому,
что в соответствии [79] с имеющейся практикой устанавшгвался для крупных месторож-
денпп годовой отбор в размере 5% от запасов (т.е. 20-кратное обеспечение запасами). До-
пускалось увеличить проектную величину отбора до 10% от запасов, если имелись геоло-
гические данные, говорящие о наличии других месторождений. В случае, если в данном
газоносном районе имелось несколько примерно одинаковых по запасам и характеристи-
кам месторождении, то порядок их ввода и отборы могли быть установлены расчетами в
зависимости от суммарных запасов, и при наличии скважин годовой отбор по отдельным
месторождениям мог быть доведен до 30т-40% от запасов.
478
Таким образом, при социалистической системе отборы газа пз месторождения ус-
танавливались не в интересах отдельно взятого газодобывающего предприятия, путем
поиска оптимальной величины отбора проектировщиком, как было подчеркнуто выше, а
исходя пз общей политики развития отрасли.
Такая система установления годового отбора приводила к заказному темпу разра-
ботки месторождения без учета интереса объекта разработки, коллектива, разрабатываю-
щего месторождения, и региона, на территории которого находилась залежь.
Любой промышленный объект, в том числе месторождение углеводородов, в ры-
ночных условиях должен работать рентабельно. Нерентабельное производство терпит
банкротство и не может существовать. Даже при рыночных отношениях могут существо-
вать отдельные элементы производства, являющиеся нерентабельными, но субсидируе-
мыми m бюджетных средств, без которых отрасль не может обойтись. К таковым отно-
сится подземное хранилище газа в системе газовой индустрии.
После распада СССР газовая промышленность была акцпонгцювана путем распре-
деления акций — частично государственному сектору, частично среди работников отрас-
ли и частично путем продажи через биржи ценных бумаг. В результате заказные объемы
добычи, как это было при социалистическом способе хозяйствования, практически пре-
кратились. Теперь ОАО «Газпром» может самостоятельно установить очередность разра-
ботки месторождений, годовые отборы из месторождений и реализацию газа через свои
системы магистральных газопроводов с учетом расходов на использование части газо-
проводов, оказавшихся на территории новых государств — бывших республик.
Одновременно с этим ОАО «Газпром» практикует сдачу7 на разработку в частные
коммерческие структуры небольших газовых и газоконденсатных месторождении. Эти
новые частные структуры (фирмы, иногда совместные с зарубежными инвеститорами), не
имея своих собственных газопроводов, договариваются с транспортной системой и потре-
бителями относительно объема подаваемого газа.
Отличительной чертой новой системы освоения газовых и газонефтяных месторо-
ждений является самостоятельность ОАО «Газпром» или отдельных компаний, получив-
ших право на разработку небольших по запасам месторождений, при определении объема
добычи газа и других компонентов.
Определение оптимального объема добычи газа из месторождения при этом дол-
жен установить проектировщик. Заказчик, как правило, будучи! незнакомым детально с
основами проектирования, требует поиска оптимального варианта разработки от проекти-
ровщика. Вообще, главная задача проектировщика состоит в поиске наиболее эффектив-
479
ного варианта разработки с использованием современной техники и технологии бурения
скважин, обустройства промысла, учитывая внутренние и внешние цены на оборудование,
на технолопш, позволяющие повысить производительность скважин и извлечения наибо-
лее ценных компонентов из газа, конденсата и нефти. Такой проект под силу не каждому
коллективу. Поэтому наилучшим способом поиска наилучшего проекта является объявле-
ние конкурса на проектирование, если даже при этом потребуются дополнительные рас-
ходы на проектные работы. Эти расходы могут окупиться в случае, если на одном из про-
ектов будет предложено число скважин на одну единицу меньше, чем в других проектах,
пли коэффициент извлечения углеводородов будет на десятые доли процента выше, чем
в других проектах при прочих одинаковых условиях.
Величина годового отбора Qrcw(t) является определяющей для прогнозирования
средневзвешенного пластового давления Pnn(t)n числа проектных скважин n(t). Причем;
величина Qr<w(t) участвует в прогнозных расчетах как величина известная при прогнози-
рована Pmi(t) nn(t) по формулам (7.11) и (14.11). В формуле (7.11) QAos(t) выражено че-
рез 0доб(0? определяемое по форм}'ле:
п
<wt)= EQr03(t). (35.11)
о
Если при прогнозтгровании проектировщик использует формулу (18.11), то необхо-
димость в определении QflOs(t) по формуле (35.11) отпадет.
Величина годового отбора из месторождения, как видно из рис. 1.11, зависит от
этапа разработки: нарастающего, постоянного или падающего. На. каждом этапе разработ-
ки величина Qfl06 (t) зависит от различных факторов. В частности от:
— числа буровых станков и бригад, особенно в период нарастающей добычи газа;
— готовности промысловых газосборных сетей и установок по подготовке газа;
— наличия транспортных систем и потребителя;
— продуктивности газоносных пластов;
— свойств и состава газа и газоконденсатной смеси;
— запасов газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки);
— технико-экономических показателей разработки залежи и др.
Поэтому, одной из основных задач проектировщика, если ему заказчик не навязы-
вает своп объемы годовых отборов, является обоснование годового отбора с учетом пере-
численных выше и других факторов. При этом проекттгровщпк должен исходить из того,
480
что опытом разработки газовых и газоконденсатных месторождений установлено, что не-
целесообразно:
— непрерывно наращивать годовые отборы и затем без поддержания некоторое
время постоянного уровня снижать добычу (не по собственному желанию, а из-за невоз-
можности сохранить такой уровень добычи). Если не выполнить это условие, то значи-
тельные мощности промысловых коммуникаций, на строительство которых расходуются
огромные средства, окажутся ненужными,
— ограничить годовые отборы, так как при этом процесс разработки продлится на-
долго, вследствие чего большинство объектов месторождения: скважины, газосборные
сети, установки по подготовке газа и т.д. станут непригодными и опасными для дальней-
шей эксппуатацгш.
Кроме того, считается целесообразным годовой отбор газа из газовых месторожде-
ний в период постоянной добычи газа установить около 5% от начальных запасов газа, а
также закончить период постоянного годового отбора из месторождения после извлечения
60% запасов газа. Эти величины целесообразно соблюдать в том случае, если нет других
определяющих величину годового отбора факторов.
Величина годового отбора из месторождения может быть установлена в зависимо-
сти от состава газа и потребности рынка на отдельные компоненты. В частности, годовые
отборы газа из Оренбургского, Карачаганакского и Астраханского месторождений были
установлены проектом, исходя не из начальных запасов газа на этих месторождениях, а от
потребности страны на серу.
На величину годовых отборов газа существенно влияет наличие нефтяной отороч-
ки газонефтяных месторождений. При этом величина годового отбора газа или газокон-
денсатной смеси зависит прежде всего от системы разработки таких месторождений. Если
нефтяная оторочка разрабатывается в первую очередь и поддержание пластового давления
осуществляется путем обратной закачки отсепарированного сухого газа, то годовые отбо-
ры газа устанавливаются годовыми отборами нефти, и объем добываемой нефти должен
быть компенсирован объемом обратно закачиваемого газа. Если происходит одновремен-
ный отбор газа и нефти из оторочки, то объемы годового отбора должны быть обоснованы
технико-экономическими расчетами с учетом геологических характеристик газонефтена-
сыщенных зон и возможных потерь нефти в результате истощения газоносной зоны в
процессе разработки.
В Российской Федерации, как правило, устанавливаются заказные объемы годово-
го отбора, хотя одна тгз задач проекта заключается в определении оптимального объема
481
отбираемого in месторождения газа. На годовой объем добычи газа из конкретного ме-
сторождения могут временно повлиять отборы газа ш других месторождений, степень го-
товности этих месторождений и другие факторы.
Ориентировочные значенти годовых отборов по некоторым разрабатываемым ме-
сторождениям Российской Федерации приведены ниже:
— Уренгойское месторождение -- годовой отбор в период постоянной добычи со-
ставлял около Qros=200 • 109м3;
— .Ямбургское месторождение — годовой отбор в период постоянной добычи со-
ставлял около Qrofl= 125 • 109м3;
— Медвежье месторождение — годовой отбор в период постоянной добычи со-
ставлял Qrofl— 72 109м3.
— Оренбургское месторождение — годовой отбор в период постоянной добычи по
проекту и мощности установок по переработке газа на газоперерабатывающем заводе со-
ставлял Qrofl =45 • 109м3;
— Астраханское месторождение — максимальный годовой отбор по проекту со-
ставлял Qrofl =18 • 109м3.
На этапе нарастающей добычи газа из месторождения объемы годового отбора ус-
танавливаются в зависимости от:
— заданного заказного темпа наращивания добычи газа заказчиком. Это означает,
что проектировщик должен установить не объемы добычи газа в этом периоде, а устано-
вить количество скважин, соответственно буровых станков, бригад, работы по сбору газа
и ее подготовке на промысле на заданную величину отбора;
— возможности освоения залежи с учетом геологической характеристики залежи,
наличия транспортных систем, технической возможности разбуривания залежи и т.д.
Для определения объема Qros(t) проектировщику должна быть представлена ин-
формация не только о запасах газа, конденсата, нефти и других компонентов газа, но и р
продуктивности газонефтенасыщенных пропластков, наличии дорог, географических и
метеорологических условиях района, глубине залежи, наличии соседних залежей в регио-
не, технических возможностях интенсивного разбуривания залежи и обустройства про-
мысла, продолжительности проходки скважин и многие другие данные, влияющие на вы-
вод газодобывающего предприятия на проектную мощность. На базе этой информации
должны быть обоснованы годовые отборы из месторождения. Величина годового отбора
in месторождения для проектировщика является не как готовый параметр, используемый
при расчетах Рпл(Г) и n(t), а как творчески определяемый проектный параметр.
482
Обоснованная с учетом перечисленных выше факторов величина годового отбора
пригодна только в периоды нарастающей и постоянной добычи газа.
В период падающей добычи газа Qros(t) или QflOs(t), используемые при определении
Pim(t), неизвестны. Поэтому прогнозирование основных показателёй разработки в период
падающей добычи будет рассмотрено отдельно.
В данном пункте рассматривается методика определения основных показателей
разработки при газовом режиме в периоды нарастающей и постоянной добычи газа. Исхо-
дя из уравнения (14.11) системы (7.11)-г-(16.11), для определения числа скважин n(t), кроме
значений Qrofl(t) и Q(t), необходимо выбрать соответствующие величины еще двух коэф-
фициентов: Кр и Кэ, т.е. коэффициентов резерва скважпн Кр и их эксплуатации Кэ.
Коэффициент резерва связан с надежностью газоснабжения из данного месторож-
дения и возможными отклонениями в проекте разработки тв-за неоднородное™ залежи по
площади, ограниченного объема информации при проектировании по емкостным и
фильтрационным параметрам газоносных пластов. Величина коэффициента резервного
числа скважпн зависит от степени неоднородности залежи, диапазона ожидаемого изме-
нения отборов IB месторождения, своевременности ввода отдельных объектов промысла,
в том числе и проектных скважин, в эксплуатацию и других факторов. Следует подчерк-
нуть, что обычно при проектировании разработки обустройства газовых и газоконденсат-
ных месторождений коэффициент резерва составляет 30% от проектной номинальной
мощноста технологических установок по подготовке газа. Следовательно, коэффициент
резерва скважин в сумме должен по суточному отбору ib них составлять около 30%. В ре-
альных месторождениях величина коэффициента резерва Кр твменяется в основном в
диапазоне 0,17<Кр<0,30. Только в редких случаях, и к тому же временно, величина этого
коэффициента выходит за рамки этого диапазона.
Коэффициент эксплуатации скважин Кэ в некоторых проектах выражается через
число рабочих дней эксплуатационных скважин. Считается, что скважина максимально в
году может эксплуатироваться 365 дней, и тогда величина Кэ будет равной единице, т.е.
Кэ=1. Но, как правило, на каждой эксплуатационной скважине проводятся в плановом по-
рядке или незапланированно работы, требующие остановки или временного отключения
её из общей системы добычи газа. К таким плановым работам прежде всего отаосятся ис-
следовательские работы, предусмотренные проектом по контролю за разработкой место-
рождения согласно правилам разработки газовых и газоконденсатных месторождений. К
плановым мероприятиям, проводимым в эксплуатационных скважинах, отаосится и про-
ведение ремошно-профилакпгческих и интенепфикационных работ. Временами на от-
483
дельных скважинах проводятся работы по смене фонтанных труб, очищению забоя от
песчано-жидкостных пробок и т.д. Поэтому сокращение числа рабочих дней каждой
скважины от числа календарных дней года является обязательным и оправданным.
Величина коэффициента эксплуатации на разных месторождениях должна быть
различной в зависимости от:
геологических особенностей залежи; устойчивости пород, их состава;
— состава газа,
— стадии освоенности залежи;
— продолжительности процессов восстановления и стабилизации давления, дебита
и температуры газа;
— характера и темпа вторжения воды в газовую залежь и т.д.
Наиболее часто величину коэффициента эксплуатации принимают:
N
Кэ=—- = 330/365 - 0,9; менее часто Кэ=300/365=0,82 и весьма редко Кэ=270/365=0,74.
Np
При обосновании коэффициента эксплуатации скважины проектировщик обязан исходить
из того, как часто скважины будут исследованы, сколько времени необходимо для иссле-
дования скважины при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, как можно
сократить продолжительность исследований, сохранив при этом объем и качество полу-
чаемой информации неизменной, как часто на данном месторождении придется останав-
ливать скважину для проведения работ по интенсификации притока газа, очищать забой
от песчано-глинистых пробок, заменять отдельные детали арматуры, забойного оборудо-
вания и т.д.
В целом наиболее разумным и практически максимальным можно считать коэффи-
циент эксплуатации, равный Кэ=0,9,для скважин, вскрывших сеноманскую залежь место-
рождений Уренгойское, Ямбургское, Медвежье и т.д., за исключением последней, поздней
стадии разработки этих месторождений, когда ожидается обводнение значительного чис-
ла скважин.
Таким образом, обосновав величины QrOfl(t), Кр, Кэ, нетрудно прогнозировать из-
менение числа эксплуатационных скважин во времени.
Последними из б-ти уравнений, позволяющих прогнозировать б главных показате-
лей разработки, являются уравнения (15.11) пли (16.11) для прогнозирования температуры
газа.
Рассмотрим последовательность определения Ty(t) в случае отсутствия зоны мерз-
лоты в разрезе окружающей ствол скважины среды по формуле (15.11). В формуле (15.11)
484
проектировщику известны в качестве исходных данных Тпл, Г, L, P3(t), Py(t), А, а также де-
бит скважины Q(t), входящий в структуру формулы для определения потерь температуры
в пласте ДТ. Порядок определения геотермического градиента Г, теплоемкости газа в ос-
редненных условиях ствола, т.е. для условий Ср[Рср CT(t), Тср CT(t)], коэффициента Джоуля-
Томсона в этих же условиях, коэффициентов а и А изложен в разделе, посвященном тер-
мобарпческпм параметрам газа в пласте и в стволе скважины. Поэтому здесь остановимся
только на определенги величины ДТ. Потери температуры газа в пласте в результате соз-
дания депресстщ на пласт определяются по формуле:
г- /ч , 41lnt + G(t)Cp(t>/7thCnR|l
.. ДТ= Тпл -Т3 = ТПЛ - Опл РплОО- P3(t)M-----------------------L’ (36Л1)
biRK/Rc
где G(t) — массовый дебит скважины, определяемый по формуле:
G(t)=54pQ(t), (37.11)
Dnn — коэффициент Джоуля-Томсона для осредненных условий пласта, т.е. для условий
Рплср(*)=[Рпп(1)+Р3(1)]/2 и ТПлср(0=[ТПл+Т3(1)]/2, Cp(t) — коэффициент теплоемкости газа в
тех же условиях что и условия для Dnn, т — продолжительность работы скважины после
последней остановки, Сп — объемная теплоемкость пород газоносного пласта.
Следует подчеркнуть, что величину Ty(t) следует прогнозировать для различных
дебитов скважин в любой момент времени, так как в реальных условиях в зависимости от
расположения скважин, вскрыли ими пласта, создаваемых в них депрессий на пласт и т.д.
одному и тому же моменту времени будут соответствовать различные дебиты скважин.
Прп наличии мерзлоты изменение температуры газа на устье проектных скважин
во времени следует определять по формуле (16.11). При наличии в разрезе зоны много-
летней мерзлоты изменение температуры на устье скважин определяется:
— сначала на нижней границе зоны мерзлоты THM(t) согласно формуле (15.11), за-
менив в этой формуле глубину L на LHM, т.е. на расстоянии от середины интервала перфо-
рации до нижней границы мерзлоты, а также значений Py(t) на PHM(t); DCT и Cp(t) на соот-
ветствующие коэффициенты Джоуля-Томсона и теплоемкости для средних значений дав-
ления и температуры в интервале от середины зоны вскрыли до нижней границы мерзло-
ты, т.е.
PcP(t) = [P3(t) + PHM(t)]/2 и Tcp(t) = [T3(t) + THM(t)]/2 (38.11)
— далее от нижней границы до устья скважины для определенги Ty(t) используется
формула (16.11), но при этом значенгн DCT ми CpM(t) должны быть вычислены для новых
Pcp(t) и Tcp(t), определяемых из выражений:
485
PcpM(t) = [PHM(t) + PXM(t)]/2 II TcpM(t) = [THM(t) + TXM(t)]/2, (39.11)
где PXM(t) и TZM(t) — давление и температура на расстоянии хм, начиная от нижней грани-
цы мерзлоты по направлению к устью скважины. Значения PXM(t) и TXM(t) должны быть
найдены из графической зависимости пли из таблиц, предварительно рассчитанных для
различных дебитов и депрессий на пласт или измеренных глубинными приборами по
стволу скважины.
Приведенный выше порядок определения "основных показателей" разработки:
Рпл(О, P3(t). Py(t). Q(t), Qroa(t) и Ty(t) справедлив только в первые два периода разработки
залежи: нарастающей и постоянной добычи газа по годам. В период падающей добычи эта
система не решается в изложенной выше последовательности и поэтому рассматрпва,ется
отдельно.
11.4. Приближенный метод прогнозирования основных показателей
разработки газовых и газоконденсатных месторождений при газовом
режиме в период падающей добычи газа
При прогнозировании основных показателей разработки газовых и газоконденсат-
ных месторождений при газовом режиме в периоды нарастающей и постоянной добычи
газа значения величин ОдобС) в уравнении материального баланса (7.11) и Qrofl(t) в форму-
ле для определения числа скважин (14.11) считаются известными, хотя и в проекте разра-
ботки они, точнее Qroa(t), должны быть очень убедительно обоснованы. Однако, как было
показано в предыдущем пункте, величина QroB(t), а следовательно и ОдобО), определяемая
через Ргод(0 по формуле (35.11), могут быть обоснованы до величины коэффициента из-
влечения газа, не превышающей ~6О%. '
Попытка дальнейшего поддержания постоянного годового отбора приводит к рез-
кому росту' числа скважин и значительному ухудшению экономических показателей до-
бычи газа. Поэтому снижение уровня годового отбора становится неизбежным. Так как в
период падающей добычи величина Qrofl(t), а следовательно, и QBO6(0 неизвестна, то опре-
деление средневзвешенного пластового давления из уравнения материального баланса
(7.11) становится невозможным. При неизвестном Pnn(t), независимо от выбранного для
данного месторождения критерия (9.11), в уравнении притока газа (8.11) оказываются две
неизвестные величины —-• Рпл(1) и P3(t) или Q(t).
486
Новым условием для периода падающей добычи является известность числа сква-
жины n(t).
При газовом режиме залежи в период падающей добычи число скважин n(t) стано-
вится постоянным, т.е. n(t)=Const. Это условие может быть использовано для решения
системы (7.1 11). Решение этой системы в период падающей добычи в различных
работах представлено по-разному, хотя конечные результаты этих решений идентичны.
Поэтому' в данном «Руководстве» предложено одно из этих решений, не представляющих
особых трудностей при прогнозировании показателей разработки.
Представим формулу (14.11) в виде:
0дОб (t) = n (t)Q(t)K3/ Кр.
С другой стороны из уравнения материального баланса имеем:
(40.11)
(41.Н)
Одоб (1)
ч.тя dP(t)
РаДПП dt
где Р (t)=Pcp(t)/z[Pcp(t),Tnn] — приведенное средневзвешенное давление. Из уравнения
(40.11) и (41.11) следует;..
n(t)PaTTraQ(t) Кэбе/ОнТстКр.^ - dP(t).
Из уравнения притока газа к скважине (8.11) следует:
AP[2PnjI(t)- ДР]= acpQ(t) + bcpQ2(t).
Откуда:
р acpQ(t) bcpQ (t) др
пл 2ДР + 2ДР + Т
С учетом (44.11) вместо (42.11) получим:
_ п^)^тТплКэ_dt = Лср_ dQ(^ + Ьср_
инТстКр 2ДР Q(t) ДР
При интегрировании (45.11) от tk до t и от Q(t0 до Q(t) получим:
= аср»нТсТк^_1пао^+ ьср»нТстКр_ ( (
2п(1)дртплкэрат Q(t) п«ттплдркэ
(42.11)
(43.11)
(44.11)
(45.11)
(46.11)
где tK — время, соответствующее концу периода постоянной добычи газа; Q(tk) — дебит
проектной скважины в конце постоянной добычи газа при величине депрессии на пласт,
равной AP=PM(tk)-P3(tk); Q(t) — текущий дебпт скважины в момент времени t, отсчиты-
ваемого от начала разработки залежи.
Уравнение (46.11) относительно величины Q(t) в процессе падающей добычи явля-
ется трансцендентным. Поэтому для определения изменения во времени в период падаю-
487
щей добычи Q(t) уравнение решается путем задания нескольких его значений. Первое за-
даваемое значение Q(t) должно быть меньше Q(tk), величина которого известна. Следую-
щие значения, задаваемые для определения времени, которым будут они соответствовать,
должны удовлетворять условию
Qi(t)>Q2(t)>Q3(t)...>Qw(t) и Qi(t)<Q(t0 (47.11)
при этом из уравнения (46.11) получим:
ti<t2<t3. ..<ti+] и ti>tk (48.11)
Далее, зная значения Qi(t), Q2(t), Q3(t) и т.д., а также число скважин n(t)=Const, ис-
пользуя (40.11) вычисляют Qfl06(t) по формуле (40.11).
По известному Qfl06 (t) пз уравнения материального баланса находят средневзве-
шенное пластовое давление РПл(1). Зная Рпл(1) й ДР, вычисляют забойное давление, а затем
по известным P3(t) и Q(t) определяют устьевое давление Py(t) во времени. При известных
Рпл(0, P3(t), P7(t) и Q(t) определение изменения температуры газа на устье скважин Ty(t) во
времени не вызывает каких-либо трудностей.
Таким образом определяются основные показатели разработки газовых месторож-
дений при газовом режиме залежи в период падающей добычи газа.
В целом прогнозируемые показатели разработки приближенным методом должны
быть представлены в виде таблиц и графиков, показанных на рпс.2.11. Все остальные не
менее важные показатели, прогнозируемые в проекте, должны быть доходчиво изложены
в соответствующих разделах проекта.
11.5. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки
газовых и газоконденсатных месторождений при упруговодонапорном
режиме залежи в периоды нарастающей и постоянной добычи газа
Приближенное прогнозирование основных показателей разработки газовых и газо-
конденсатных месторождений при упруговодонапорном режиме залежи в периоды нарас-
тающей и постоянной добычи газа отличается от аналогичного процесса при газовом ре-
жиме прежде всего тем, что первое из системы уравнений (7.11)-^(1<5.11), т.е. уравнение
материального баланса, записывается в виде:
P(t) _ РН°Я, _ QrocfcXtTnn , g , . ,
z[p(4Tnn J z(PH,TnJu(t) u(t)TCI
488
Л бум Оод Q
42 28. 14. 700.
36 24- 12 600
30 20 10 500
24 16 8-400
18 12 6 300
12 8 4- 200
6 4- 2- 100
<г о! О* О
Рис. 2.11
Изменение основных показателей разработки газовых месторождений во времени,
прогнозированных приближенным методом:
1-ьЗ — соответственно пластового, забойного и устьевого давлений; 4 — дебита проект-
ных скважин; 5 — годового отбора; 6 — числа скважин; 7 — суммарного дебита газа.
489
где u(t) — текущий газонасыщенный объем залежи, ин — начальный газонасыщенный
объем залежи. Естественно, что при упруговодонапорном режиме залежи:
v(t)<uH (50.11)
Уменьшение газонасыщенного объема в процессе разработки газовых и газокон-
денсатных месторождений в результате продвижения подошвенной пли контурной вод в
газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления.
Остальные уравнения системы, совместное решение которых позволяет прогнози-
ровать показатели разработки залежи, прп упруговодонапорном режиме остаются неиз-
менными и ттдентпчнымп уравнениям, используемым при газовом режиме залежи. В част-
ности:
1. Уравнение притока газа к скважине имеет вид:
Рпл(0- Рз2 (t) = acpQ(t)+bcpQ2 (t). (51.11)
2. Замыкающие соотношения, связанные с критериями технологических режимов,
выражены равенствами:
d/PdR=Const AP=PM(t)-P3(t)= Const; Q(t)= Const;
P3(t)= Const; Py(t)= Const и u(t)= Const. (52.11)
3. Уравнения движения газа по стволу имеют вид:
— для вертикальных скважин
Р2 (t) = [p2(t)-0BQ2(t)] /e2S ; (53.11)
— для наклонных скважин, конструкцгпг которых показаны на рис.б.7 в разделе по
определению термобарпческих параметров газа:
Py2(t) = [PsHaK(t)-0HaKQ2(t)] /e2S”; (54.11)
— для горизонтальной скважины, в которой фонтанные трубы спущены до начала
горизонтальной части ствола (см.рис. 8а.7 раздела 7):
Ру2(t) = [Р2 (t) - 0HaKQ2 (t) - 0rQ2(t)] /e2S ; (55.11)
— для горшонтальной скважины, в которой фонтанные трубы длиной Li спущены
и в горизонтальную часть ствола (см. рис. 86 7 раздела 7)
Py(t) = [p26(t)-0nQ2(t)-06Q2(t)] /e2S • (56.11)
4. Уравнение, связывающее годовые отборы, дебит проектной скважины и коэф-
фициенты эксплуатации и резерва с числом проектных скважин, имеет вид:
n(t.) = Кр Qrofl(t)/K3Q(t), (57.11)
490
а также уравнения, связывающее изменение температуры газа на устье с депрессией на
пласт ДР, потерями давления по стволу7 и дебитом скважины, приведенными в предыду-
щем параграфе, для случаев наличия и отсутствия зоны многолетней мерзлоты (15.11) и
(16.11).
Последовательность расчетов по прогнозированию основных показателей разра-
ботки газовых и газоконденсатных месторождений при упруговодонапорном режиме за-
лежи приведена ниже.
Для определения средневзвешенного пластового давления в газонасыщенной зоне
по формуле (49.11) необходимо установить изменение газонасыщенного объема u(t) в
процессе разработки. Величина u(t) в процессе разработки месторождения определяется
по формуле:
u(t) = uH-QB(t), (57.11)
где QB(t) — суммарный объем вторгшейся воды в газовую залежь.
Величина QB(t) зависит от многих факторов, в частности, от:
— фильтрационных параметров газоносной зоны и ее формы;
— темпа отбора газа;
— размеров водоносного бассейна и запасов упругой энергии водоносной зоны;
— изменения фильтрационных параметров газоносной зоны по контуру газоносно-
сти;
— параметра анизотропии газоносных пластов;
— применяемой системы разработки, вскрытия пластов и размещенти эксплуата-
ционных скважин;
— последовательности ввода в разработку высоко- и низкопроницаемых участков
залежи и т.д.
Величина QB(t) определяется приближенно и сравнительно точно путем использо-
вания численных методов и создания геолого-математических моделей залежи пли ее от-
дельных фрагментов. Ниже приведены наиболее часто используемые методы приближен-
ного определенти QB(t) для кругового и полосообразного пластов.
11.5.1. Определение QB(t) при круговой форме залежи
Следует подчеркнуть, что в природе практически отсутствуют залежи круговой
формы. Однако в большинстве случаев месторождения, имеющие овальную форму, ус-
ловно заменяют круговые, как это показано на рис.3.11. При этом площадь залежи эл-
491
Рис. 3.11
Схема замены эллиптической формы газового месторождения
эквивалентным кругом
492
литической формы F3 приравнивается к площади залежи круговой формы FK, имеющей
радиус R3, т.е. величина R3 является радиусом круга:
Fk=kR2=F3. (59.11)
Замена площади газоносности произвольной формы кругом вызвана необходимо-
стью решения задачи о вторжении контурных вод в круговую залежь. Если форма газовой
залежи отшгчается от формы круга, то получить простые расчетные формулы для опре-
деления QB(t) намного сложнее. Кроме замены некруговой формы газовой залежи на кру-
говую, необходимо предположить, что форма водоносного бассейна тоже круговая. При-
чем для получения расчетной формулы, позволяющей определоть величину QB(t) во вре-
мени, допускается, что проницаемость газоносной зоны по периметру и толщина пласта
постоянные. Допускается также, что пласт однородный по толщине. Следует также под-
черкнуть, что замена залежи овальной формы круговой допускается, если продольная ось
залежи 2<з (см.рис. 3.11) не превышает поперечную более чем в 2 раза, т.е. заменить пло-
щадь газоносности крутом можно только тогда, когда b < 2а.
Для принятой схематизации, позволяющей газоносную залежь произвольной фор-
мы заменить залежью круговой формы с радиусом R3, считается, что это не залежь, а ук-
рупненная скважина, к которой притекает вода. В качестве забойного давления «водяной
скважины» принимается средневзвешенное пластовое давление газовой залежи, изме-
няющееся в процессе разработки из-за отбора газа из газовой зоны. В общем виде кошгче-
ство воды, протекающее к этой укрупненной скважине, можно представить в виде:
РвсуМ(1)=2лКв11В2дРр(Го)/цвхв, (60.11)
где Кв — средняя для воды проницаемость водоносного пласта; h — толщина водоносно-
го (газоносного) пласта у стенки укрупненной скважины; цв— динамическая вязкость во-
ды; х — средневзвешенный коэффициент пьезопроводности, определяемый по формуле:
х=Кв/шцвр; (61.11)
m — пористость; р — коэффициент объемной упругости, определяемый по формуле:
р=рв+рп/ш; (62.11)
Рв, Рп — коэффициенты объемной упругости воды и пласта.
Q(f0) — безразмерная функция, зависящая от параметра Фурье f0, определяемого по. фор-
муле:
t>x-t/R^ (63.11)
493
Значения функции Q(f0) определяются по известным величинам f0, рассчитанным
по формуле (63.11) для различных t в процессе разработки из таблицы 1.9. При получе-
нии формулы (60.11) допускается, что для рассматриваемого отрезка времени величина
депрессии на водоносный пласт, т.е.
Рплвод * Рплгаз COHSt (64.11)
В реальных условиях по мере отбора газа из месторождения величина средневзве-
шенного пластового давления газоносной зоны Рил (t) изменяется. Поэтому для определе-
ния QB(t) целесообразно задаваться характером изменения давления у стенки укрупненной
скважины, т.е. характером изменения РПл (0 -Рплгаз С учетом вторжения воды в газовую
залежь задаваться точным характером изменения РПл (t) у стенки скважины невозможно.
Поэтому вычисления объема вторгшейся в газовую залежь воды осуществляется методом
последовательных приближении.
В первом приближении считается, что давление на стенке укрупненной скважины
снижается по газовому режиму, т е. так, как будто бы вода в газовую залежь не поступает.
Такой характер изменения средневзвешенного пластового давления при газовом режиме
(давления на стенке укрупненной скважины) следует определить, используя уравнение
материального баланса для случая, когда объем залежи ик постоянен в процессе разработ-
ки, т.е. по формуле.
р _Рнг[Рпл(11Тпл] РдобЮРат'Гпл^Рпл^Тцд]
ГПЛ (I) 7= /“х ---------------------------- ( О J . 1 1)
4Рн(0,Тпл) инТст
Полущенное по этой формуле значение текущего средневзвешенного пластового
давления в газовой залежи Pnn(t), принимаемого за давление у стенки укрупненной водя-
ной скважины как забойное, целесообразно представить в виде зависимости Р™ (t) от t, а
не от ОдобС). Поэтому используемые различные значения Q«06(t) следует представить в ви-
де 0доб(0 от t. Затем эти значения времен t использовать для построения зависимости
Pim(t) от t, как это показано на рис.4.11. Далее эта зависимость разбивается на одинаковые
интервалы с продолжительностью 0,54-1 ,0 год, и для этих отрезков времени находят зна-
чения APj, ДРг, ДРзИт.д. (см.рис. 4.11). Затем, используя метод суперпозиции, суммарное
количество вторгшейся воды следует определить по формуле:
QBcyM(t)= ^^[APoQ(fo) + APlQ(fo -fOi) + AP2Q(fo -fO2) + - + APn-lQ(fo ~fOn-l)]-
(66.11)
494
Изменение средневзвешенного по залежи давления в процессе разработки
при газовом режиме и упруговодонапорном режиме после 1-го и 2-го приближения
495
При этом перепады давлений ДР0, ДРь ДР2 и т.д. становятся определяющими для
вычисления количества притекающей к укрупненной скважине воды, т.е. в газовую за-
лежь за отрезки времени t, t-tj, t-t2 и т.д. Значения параметра Фурье за эти отрезки времени
вычисляются по формулам:
f0 = .rt/Rg ; f0 - foi=x(t - ti)/ Rg ; f0 - fo2=x(t -t2)/ R*;
f0 - fon.i =x(t - t„_i)/ Rj = x- At/R 2 ' * (67.11)
По известным значениям ДР0, ДР1, ДР2 и т.д. и исходя из величин t, t-ti, t-t2 и т.д. по
известным f0, fo-foi, fo-fo2 и т.д. находят из таблицы 1.9 безразмерные
Q(f0), Q(f0 - f01), Q(f0 - fo2), и т.д. и, используя формулу (66.11), вычисляют QB cyM(t) для
залежи круговой формы.
Полученный объем воды QB cyM(t) будет максимальным, так как характер изменения
средневзвешенного пластового давления РПл(1)во времени был установлен в первом при-
ближена, исходя из газового режима. Это означает, что определенные id рис. 4.11 вели-
чины ДР0, ДРЬ ДР2 и т.д. завышены, так как при газовом режиме не учитывается умень-
шение объема газонасыщенной залежи по мере вторжеши воды в газовую залежь. Втор-
жение воды в залежь, начиная с пуска месторождетпи в разработку, приводит к уменьше-
нию объема залежи u(t)<uH , и поэтому темп падения средневзвешенного давленти в зале-
жи будет более медленный, чем при газовом режиме.
Для уточнения объема воды, вторгшейся в залежь, результаты расчетов QB cyM(t),
полученных в первом приближении, для значений ДР0, ДРь ДР2... и т.д, при газовом ре-
жиме используются в уравнениях (58.11) и (49.11) для определения Р (t). Это означает, что
использованы завышенные QB cyM(t) из-за величин ДР0, ДР], ДР2, вычисленных id кривой,
полученной для газового режима. Поэтому найденные для различных отрезков времени
значения P(t) будут больше чем их истинные значения. Для уточнения величин P(t) во
времени следует на рис. 4.11 построить новую зависимость P(t) от 1, полученной по ре-
зультатам первого приближения, т.е. по результатам QB ^„(t), вычисленных при ДР0, ДР],
ДР2... и т.д. id кривой 1, построенной для газового режима. Эта зависимость показана
кривой 2 на этом же рисунке. Новые ДР0, ДР1, ДР2 для тех же отрезков времени будут не-
сколько меньшими, чем ДР0, ДРь ДР2, полученные id первой кривой.
Используя формулу (16.11) по новым ДР0, ДРь ДР2- • • и т.д., определенным id кри-
вой 2, вычисляем новые QB cyM(t), которые будут меньшими, чем QB cyM(t), вычисленные по
депрессиям, снятым с первой кривой. По полученным новым QB cyM(t) по формуле (49.11)
496
снова находим средневзвешенные пластовые давленти газовой залежи P(t). Эти давленти
будут меньшими, чем P(t), рассчитанные по первым QB cyM(t), и графически будут нахо-
диться между 1-й и 2-и кривой P(t) от t. Результаты расчетов P(t) второго приближения
показаны кривой 3 на рис. 4.11.
Новый расчет определенти QB сумО должен быть произведен по депресстим ДР;,
определенным из зависимости P(t) от t кривой 3. Эти суммарные дебиты воды QB(t) во
времени будут наиболее близки к объему вторгшейся воды в газовую залежь. Результаты
таких расчетов для круговой залежи показаны на рис .5.11.
Предлагаемая методика расчета суммарного объема вторгшейся в газовую залежь
воды является приближенной даже для ттдеально однородного пласта, что связано со схе-
матизацией задачи. Для многослойных неоднородных залежей эта методика не примени-
ма. Оценка величины QcyM(t) по каждому пропластку возможна прп отсутствии взаимодей-
ствий пропластков, т.е. при параметре анизотропии х=0 и неизменных во времени пара-
метрах водоносной зоны, т.е. в случае, когда продвижение воды в газовые пропластки с
различными объемами и пронтщаемостями не отражается на параметрах водоносной зоны.
11.5.2. Определение QB(t) при полосообразной форме залежи
В предыдущем пункте было отмечено, что залежь овальной или эллиптической
формы может быть заменена Крутовой формой, если продольная ось эллипса меньше или
равна двум поперечным. В противном случае объем вторгающейся в залежь воды будет
определен с большой погрешностью. В реальных условиях часто это условие не выполня-
ется. Если даже оно выполняется на конкретном месторождентш в целом, то в зависимо-
сти от времени ввода в разработку отдельных участков залежи возникает ситуация, когда
замена овальной формы на круговую недопустима. На реальных месторождениях: Урен-
гойское, Медвежье, Ямбургское, Оренбургское в зависимости от ввода в разработку от-
дельных участков этих месторождений вторжение воды в газовую залежь происходит не
как к круговой залежи, а как в залежи полосообразной формы, как это показано на рис.
6.11. В каждый in отмеченных номерами участков контурная вода вторгается только по
внешнему контуру газоносности. В ряде случаев m-за формы структуры, как, например,
на Вуктыльском газоконденсатном месторождении, контурная вода вторгается в газовую
залежь только по пологому склону вдоль длинной оси структуры.
497
Изменение суммарного объема вторгшейся в газовую залежь воды
в процессе разработки
Рис. 6.11
Схемы зон, дренируемых скважинами, подключенными к различным УКПГ
используемые при оценке продвижения воды в газовую залежь
498
В залежь полосообразной формы, как, например, участок №3 на рис. 6.11, когда
вода вторгается только по внешней границе, ее объем определяется приближенно по
формуле:
QBсуиС) = 4Кв-055б179-[sAPjдРп] К, (67.11)
цв [тар5109 J
где APj = [P,1-Pi+i]/2; (68.11)
i — годы разработки, ij — текущий год, h— толщина пласта. Кв — коэффициент прони-
цаемости для воды, х— коэффициент пьезопроводности пласта, К — коэффициент при
одностороннем поступлентш воды в залежь, Цв — вязкость воды, L— длина зоны в км.
По формуле (67.11) при исходных данных, близких к данным УКПГ-2 Оренбург-
ского месторождения L=30 км, Кв=0,0012 мкм2, 11=450 м, цв=1,2 мПа-c, х=0,055 м2/с и
К=0,5, определен суммарный объем вторгшейся в газовую залежь воды за 16 лет разра-
ботки залежи. Эти результаты приведены в таблице 1.11 и показаны на рис. 7.11.
Таблица 1.11
Лйы 1 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16
Pira МПа 193 № 178 173 165 16,0 15,4 145 14,6 135 13,7 133 13,0 125 123 118
<W) 10W 0 1824 W 755P 122ДО ПИ) 2287 2859 3401 3982 45© 5152 5722 6337 7479
Газонасыщенный объем пор участка равен 6,8 • 108м3. Общий объем, занятый во-
дой за 16 лет, составляет около 0,013%. В приведенном выше примере вторжения контур-
ной воды в полосообразную залежь пласт принят однородным, а проницаемость по пери-
метру — постоянной. Если проницаемость по внешнему контуру изменяется, то при рас-
четах QB cyM(t) по каждому участку следует использовать свою для данного участка прони-
цаемость К.
11.6. Приближенное определение основных показателей разработки
газовых месторождений при упруговодонапорном режиме залежи
в период падающей добычи газа
При упруговодонапорном режиме залежи, так же, как и при газовом, в период па-
дающей добычи газа система уравнений, совместное решение которых позволяет опреде-
499
Рис. 7.11
Изменение объема вторгшейся воды в зону, дренируемую скважинами,
подключенными к одной из УКПГ Оренбургского месторождения
500
лить основные показатели разраоотки, не замкнута, так как в уравнении материального
баланса (49,11) неизвестны годовые отборы газа. Величину ОдОб(1) в уравнении матери-
ального баланса можно найти различными способами. В частности, путем использования
вместо уравнения материального баланса дифференциального уравнения истощения газо-
вой залежи, имеющего вид:
n(t)Q(t) = -
1 d P(t)aru(t)
(69.11)
где ctr — средняя текущая газонасыщенность пласта; аг • u(t) — текущий газонасыщен-
ный объем залежи.
Если проинтегрировать уравнение (69.11) в пределах от t-At до t, то получим:
- At)Q(t- 4t)+ n(t)Q(t)]= ”rU(t - At)P(t -At)_ ОгиКВД (70.11)
2 L 7 ' 1 z[P(t-At)j z[P(t)j
где Q(t) — дебит проектной скважины в момент времени t. Величина Q(t) в период па-
дающей добычи газа зависит от коэффициентов фильтрационного сопротпвленти а и Ь, от
депресстш на пласт, от текущего пластового давления P(t) и т.д. Во избежание загромож-
дения расчетных формул зависимостями ц(Р) и z(P), входящими в структуру коэффици-
ентов а и Ь, допустим, что эти коэффициенты в период падающей добычи от давления не
зависят. Тогда пз уравнения притока газа к «средней» скважине получим:
Входящий в формулу (70.11) текущий газонасыщенный объем аг u(t) должен быть
определен по формуле:
aru(t)=aruH-{QBcyM(t-At)+[QB(t-At)+QB(t)H > (72.11)
где QB cyM(t-At)— суммарное количество воды, вторгшейся в газовую залежь к моменту
времени t-At, QB(t-At) — текущий дебит воды в момент времени t-At; AQB(t) — разность
дебптов воды соответственно при t и t-At, At.— шаг по времени прп расчетах продвижения
воды желательно принимать 0,5 пли 1,0 год; ин — начальный объем газоносной зоны.
С учетом формул (71.11) и (72.11) вместо (70.11) получим:
°,51)
a2 . AP[2P(t
b
PaTAt
2
= aru(t-At)p(t-At) _ P(t) (-
z[p(t-At)] zlp(t)^ '
а
< n(t-At)Q(t-At)+n(t) - — + — +
(73.11)
гин - [Qb сум (t - At) + [QB (t - At) + QB (t)]AtJ.
501
Давление на стенке укрупненной скважины, имеющей условный радиус R3, являет-
ся одним из основных параметров, необходимых для определения величин QB(t-At) и
AQB(t). Величина этого давления может быть определена по формуле [36]:
P(R,.t) = P.--b-.AQ,(t)p(f0-f0(t)p(f„-f0), (74.11)
27u\jI 27u\jI j—i J
где f0o=0, t = nAt; fo-fo^ = f . AQB1 =QB1- (75.11)
Rs
Связь между дебптом воды QB(t-At) и давлением на стенке укрупненной скважины
R3 и на любом расстояншт от стенки этой скважины может быть представлена в виде:
Q„(t-At)+QB(t) = -2дК.^ P"~7VTP(f0 -Ч
“ kfe ”?i AQ,I ‘ f°-'^(t) " P"y(t>l'
Введем обозначения:
Рн - S AQB1 P(fo - foi4 )- PBy(t) - QB (t - At)lni -,
2nKh i=i 1 11 J R(t)
С2=ьД + —p(Vfo ) и
2 R(t) К * 0 °n-‘!
Тогда вместо (76.11) получим:
AQB(t)=^P(t).
где y(t) — высота подъема ГВК в момент времени t.
_2лКвЬ
Ив
(77.11)
(78.11)
(79.11)
С] - C3
Подставляя значение ДQB(t) в формулу (73.11), получим:
] n(t - At)Q(t - At) + n(t) - +
2 2b
2 _ Л0’5
-^- + Ap[2P(t)-AP
4b2 L J
= aru(t At)P(t At)_ P(t) f _ QBcyM(t-At) + QB(t-At)At + |l-At + £lp(t)At
z|P(t-At)j z[p(t)j IL c2 c2
(80.11)
Уравнение (80.11) решается методом подбора значения P(t) таким образом, чтобы
равенство (80.11) выполнялось. При этом наиболее удобным ориентиром может служить
равенство значений величин, входящих в это равенство, их значениям при t-At, т.е. перед
началом падающей добычи газа. Это означает, что следует принимать:
502
R(t) « R(t - At); z[p(t)]« z[p(t - At)]; y(t) я y(t - At) и т.д. (81.11)
Суммарное количество воды, поступившей в газовую залежь к моменту времени
t, следует определить по формуле:
QB суи(0 = Qb сумС - At) + [QB(t - At) + AQB(t)] At. (82.11)
Значение QB cyM(t) должно быть использовано для уточнения величины текущего
радиуса газоносности R(t), т е. для определения нового радиуса укрупненной скважины.
Расчеты величин z[ P(t)], R(t), y(t) необходимы для нахожденти величины P(t), а
величина P(t) — для определения текущего дебтгга газовой скважины Q(t) по формуле
(71.11).
По известной величине Q(t), используя формулу:
Одоб(0 = n(t)Q(t), (83.11)
вычисляем отбор газа пз залежи. Без знанти Qflo6(t) невозможно определение средневзве-
шенного давления из уравненти (69.11). С учетом (83.11) представим формулу (80.11) в
виде:
0доб(0 - Qflos(t - At) —
= aru(t At)p(t At)— P(t) arU* _ Q (t-At)+QB(t-At)At + ^-At+^lp(t)At I
P„z[P(t-At)] P„z[p(t)] I L C2 C2 JJ
(84.11)
Уравнение (84.11) относительно средневзвешенного пластового давления
P(t) может быть представлено в виде:
Г 2 I0,5
P(t) = -^-+ -Ц- + - , (85.11)
2а 4а2 а
где
a = C3At/ C2PaTz[P(t)];
b =---J агин - QBcyM(t-At)+QB (t- At)At+3- At
P^z^t)] I L c2 J
_ aru(t-At)P(t-At)
ParW" At)j
(86.11)
(87.11)
(88.1,1)
Приведенная выше последовательность расчета выполняется для каждого нового
шага времени. Учитывая, что падающая добыча газа начинается после ~60% извлечения
начальных запасов газа, нетрудно оценить объем расчетов в период падающей добычи га-
за при упруговодонапорном режиме залежи.
503
Следует подчеркнуть, что приведенный выше приближенный метод определения
основных показателей разработки газовых месторождений с упруговодонапорным режи-
мом приемлем для однородных изотропных газоносных пластов с постоянной толщиной.
Если газоносный пласт состоит из нескольких неоднородных по проницаемости пропла-
стков, то предложенная и без того приближенная методика определения объема вторг-
шейся в газовую залежь воды станет неприемлемой. Прп этом приближенность методики
связана не с методом решения поставленной задачи,*а с допущениями при схематизащш
задашь
Использование приведенных выше формул и последовательности расчета основ-
ных показателей разработки газовых и газоконденсатных месторождений при упругово-
донапорном режиме для каждого из пропластков может дать весьма некачественные ре-
зультаты из-за неучета взаимодействия высоко- и низкопронтщаемых пропластков, так как
эти формулы не предусматривают взаимодействие пропластков.
В случае отсутствия взаимодействия пропластков многопластовой залежи, а это
может быть при вертикальных прошщаемостях каждого пропластка, равных Квер=0, при-
веденные выше формулы могут быть использованы для каждого пропластка с такой же
точностью, как и для однородных залежей.
Рекомендуемый в [36] метод оценки тгзбирательного обводнения многослойной за-
лежи, исходя пз распределения проницаемости пропластков, может дать существенные
ошибки ш-за неучета взаимодействия пропластков. При этом допускается, что известны
отборы газа пз каждого пропластка 0дОб(0 и суммарный объем вторгшейся в газовую за-
лежь i-го пропластка. Предположение о том, что отборы газа пз каждого пропластка будут
пропорциональны параметрам h, недопустимо из-за того, что при истощении высоко-
проницаемого пропластка интенсивность перетоков изменяется. Поэтому предложенный
выше метод может быть пригодным лишь при определенных соотношениях не только
проницаемостей и толщин пропластков, но и запасов газа, параметров анпзотрошш,
вскрытия пласта, темпов отбора и других параметров.
Наиболее простым слушаем прогнозирования основных показателей разработки га-
зовых месторождений является двухпластовая залежь. При этом возможны два случая:
— пласты 1 и 2 полностью изолированы, и нет связи между ними, тогда показатели
прогнозируются для каждого пропластка как самостоятельной залежи независимо от сис-
темы разработки;
— пласты 1 и 2 взаимодействуют, и при этом весьма приближенно определяется
дебит перетока газа из одного пласта в другой через перемычку толщиной hn по формуле:
504
О ft)—F К”РсР P1 (t)
Q“₽(,)-FMZ(P)P., ' l.„
(89.11)
где F — площадь перетока, Кп — проницаемость перемычки; P2(t), Pi(t) — соответст-
венно средневзвешенное давление второго и первого пропластков, Рср — среднее давление
между двумя пластами и равно Рср=[Р2 (t)+ Pi (t) ]/2.
Суммарное количество перетекшего из второго в первый пласт газа может быть
определено по формуле:
QnepcyM QnepcyM^- At)+ [Qnep(t— At) + Q nep (t)] At/2. (90.11)
Тогда уравнение материального баланса при газовом режиме для каждого пропластка бу-
дет иметь вид:
^7^=“P^+P^Aoq(t)-paTQnepcyJt-^)-PaTyQneP(t-At)-PaTy₽^t^ (9111)
z(ph) 4Pi(t)J 2 2 pw
=Рат^пеРсум(^—Par^QneP(t~ ^^^Рат^ , (9211)
z(ph) 4P2W] 2 2
где р — параметр, характеризующий перемычку и определяемый по формуле:
P=FKn/2hnPaT. (93.11)
В формулах (90.11)-г(92.11) использованы следующие обозначения: Qnep cyM(t) и
QneP cyM(t-At) — суммарные перетоки газа из одного (обычно из низкопроницаемого про-
пластка пли же из пласта, где отбор газа ограничен) пласта в другой за время t и t-Д t соот-
ветственно; Qnep(t) и Qnep(t*At) — дебпты перетока из одного пласта в другой в моменты
времени t и t-At соответственно.
Следует подчеркнуть, что межпластовые перетоки, характерные для газа, не явля-
ются таковыми для перетока и воды из одного пласта в другой в процессе их обводнения.
Условие перетока для воды при опережающем обводнении одного из пропластков за-
труднено при наличии нпзкопроницаемой перемычки. В таких случаях, когда имеется
гидродинамическая связь между пластами по газу и отсутствует для воды и когда извест-
ны отборы газа из каждого пропластка Од0б1(1) и Рдойф, прогнозирование показателей
разработки при упруговодонапорном режиме залежи не представляет особой трудности,
хотя такие случаи встречаются нечасто.
В частности, для определенти дебита воды во времени для каждого пропластка
может быть использован метод укрупненной скважины:
505
ai____£1
4b,2 * * * * * b,j
-0,5
и AQb2=
a2 । a2
2b2 [4b2
C2
^2
0.5
(94.11)
где Ci, C2, ai, bi, 32,11 Ьг — парэметры, определяемые по формулам:
а, .L, _Ь_
27iKB1h, R,(t) 2TtKih,
+^-s'aq.„ P>(fOT -f«lw )+Р.1У'(‘>‘-
ZjrKqhi i=i 2лКв hj К
(95.11)
b,=
p (f _ f . ^BlAt 1n Rsl .
2^Kjh, '01 01n-’' 2nKBIh, R,(t)’
(96.11)
пт т n (₽ с \ T MsAQjt-At), R3i т /Л
c, = -PHL, -L,-!— УДО,,,. Piuoi-foi,)-L, —55-In—Tv-LipB-ydt)-
1 B1 ’ 2nK,h, £ 41 U1 2^11, R,(t) 1Гв‘7П'
--^^-рЛбЛ)-Ра^
Z\*H! Z
Li = ^i4-[QBcyH1(t-At)+QBcyH1(t-At)At] и f0] =xJt/R321;
(97.11)
a2 =-PHAt +
pE2AtQE2(t-At) R32
--i----i------In---- L2
2лКЕ2Ь2 R2(t)
Ив1 p (f _f k
27iK2h2 !' 02 02“-1'
pB. At n-i _ / \ ..
E AQB2i P 2 (f02 - ^2,., )+ Рв2 У 2 (t>t - L2
2лК2П2 i=i
(98.11)
(99.11)
2kKE21i2 R2(t)’
AQb1= -^- +
2 Di
____i~ ^*1
—B[lll
= ----P 2 (f02 -f02 . )+---In —;
2nK2h2 Vo n~1' 2nKB2h2 R2(t)
(100.11)
D T T P®2 D (f e 1 T Rj2 t /Л
Сг= MC,,h2 \й"^У2()_
I ЭДЛ J
(101.li)
k =cCr2uH2-[QBCyM2(t-At)+QB2(t...At)At] и fo2=x2t/R,22; ' (102.11)
Прп практических расчетэх в первом приближении в формулзх (94.11)ч-(102.11)
знзченпе величин, соответствующих времени t, зэменяется их значениями нэ предыдущем
отрезке времени, т е. t-At. Тзк, нэпример.
z[Pi(t)]«[Pi(t-At)] nz[P2(t)]« [P2(t-At)J
Ri(t)»Ri(t-At) и R2(t)sR2(t-At)
QBep(t) ~ Qnep(t-At)
506
и т.д. Это позволяет вычислить в первом приближении значения AQBi(t) и AQB2(t) по фор-
муле (91.11), затем, зная дебпты воды в момент времени t, следует определить QB cyMi(t)
и QB Сум2 (t). По известным QB cyMi(t) и QB cyM2(t) устанавливается высота подъема ГВК уi(t)
и уг(О, что позволяет вычислить Ri(t) и R2O, а затем и средневзвешенные давления пер-
вого п второго пропластков Pi(t)H₽2(t). По найденным величинам средневзвешенных
давлений уточняются значения, принятые для первого приближения z[Pi (t)]nz[P2(t)].
Приведенная выше последовательность расчета показателей разработки двух пла-
стовых газовых месторождений при упруговодонапорном режиме показывает на громозд-
кость и приближенность прогнозируемых параметров. В реальных условиях практически
все месторождения представляют собой многослойную неоднородную залежь с чередова-
нием высоко- п низкопроницаемых пропластков, иногда разделенных непроницаемыми
перемычками. Поэтому прогнозирование основных показателей многослойной неодно-
родной залежи с упруговодонапорным режимом приближенными методами практически
невозможно. Замена таких залежей более простыми схемами ради использования прибли-
женных методов прогнозирования недопустима из-за возможных больших ошибок в про-
гнозах.
Исходя из изложенного, при проектировании разработки как газовых, так и газо-
нефтяных месторождений сложного строения следует использовать только численные ме-
тоды путем создания геолого-математической модели залежи пли хотя бы ее фрагментов.
Только при этом возможен достоверный прогноз процесса обводнения залежи, а следова-
тельно, ее добывные возможности.
11.7. Использование «средней» скважины при приближенном методе
прогнозирования основных показателей разработки
1. Вертикальные скважины
Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки включа-
ет в себя несколько определяющих положений, являющихся основой этого метода. К та-
ким определяющим признакам относятся:
1. Использование уравнения материального баланса для определения средневзве-
шенного пластового давления в процессе разработки, независимо от: размещения сква-
507
жин. сроков ввода в разработку отдельных участков залежи, неоднородности залежи, на-
личия гидродинамической связи между пропласткамп, параметра анизотропии и т.д.
2. Использование понятия «средней» проектной скважины, представляющей собой
скважину со средней глубиной, средней конструкцией, средней допустимой депрессией на
пласт, средним дебитом и средники! коэффициентами фильтрационного сопротивления.
3. Использование средних параметров пористой среды при оценке суммарного
объема вторгшейся в газовую залежь воды. ' *
Использование «средней» скважины означает, что проектные скважины могут от-
личаться от фактических скважин, пробуренных на месторожденют. Однако при этом
суммарное число фактических и проектных скважин должно быть равным. Причем совпа-
дение проектного числа «средних» скважин с числом фактических будет зависеть от ис-
ходных данных, использованных при определенги! параметров средней скважины. Если
исходные данные, использованные при определегаш средней скважины, получены по ре-
альным скважинам, расположенным сравнительно равномерно по всей газоносной площа-
ди, то параметры средних скважин в конечном счете будут совпадать с параметрами фак-
тических скважин. При существенных изменениях свойств пористой среды по площади
дебиты скважин, коэффициенты фтшьтрационного сопротивления и величины депрессий
на пласт могут значительно отличаться друг от друга. Такие отклонения параметров фак-
тических скважин от проектных имеют место на Оренбургском, Ямбургском и др. место-
рождениях. Если параметры средней скважины определены по данным скважин, располо-
женных не по всей газоносной площади, а только отдельного участка залежи, то возмож-
ны существенные отклонения как параметров, так и числа проектных скважин от факти-
ческих скважин.
Поэтому проектировщик при определении параметров проектной средней скважи-
ны должен учесть:
— расположение и число скважин, по результатам исследования которых опреде-
ляются параметры средней скважины;
— степень вскрытия пласта скважинами типа использованных перфораторов;
— характеристику бурового раствора, использованного при вскрытии продуктив-
ного интервала;
— процесс освоения скважин;
— величину депрессий на пласт при освоении и исследовании скважин и ее влия-
ние на параметры призабойной зоны;
— конструкции скважин и возможность выноса твердых и жидких частиц с забоя
508
и другие факторы.
Методика определения параметров средней проектной скважины сводится к ис-
пользованию уравнения притока к каждой из имеющихся скважпн к моменту составления
технологической схемы или проекта разработки месторождения:
АР* = Р*Л - Р^ = а^ + biQf; (103.11)
АР2 = a2Q2+b2Q2 ; (104.11)
APn = anQn+bnQn-, Просуммировав эти уравнения, получим: (105.11)
n п п EAP^IXQi+SbiQ?, 1.1 1 (106.11)
где i— число скважин i = 1, 2, 3,... 12.
Если разделить обе стороны уравнения на число исследованных скважин, то полу-
чим: " , / 1 " 1п , SAP? /п = —SaiQi +1SbiQi (107.11) 1 / И 1 П ! Пусть уравнение притока к средней скважине будет: АРср-acpQcp+bcpQcp. (108.11) Тогда из уравнений (107.11) и (108.11) получим: 2 1"? 1 " ДРсР=-£ДР,? п Qcp=~SQi (109.11) • П 1 П i С учетом (109.11) формулу (107.11) можно представить в виде: 1 " ? 1 п Г1 " Т -ZAP.?-acP-ZQi+bcp -LQi • (110.11) ni n i Ln i
Значення коэффициентов фильтрационного сопротивления аср и Ьср, используемые
при прогнозировании показателей разработки, включают в себя скважины как эксплуата-
ционные, так и тез разведочного фонда. Их величины зависят от степени вскрыли пласта,
от качества работ, проведенных в разведочных скважинах перед их переводом в фонд экс-
плуатационных, от закономерности изменения дебита скважины от депрессии на пласт и
т.д. Ранее было показано, что принятое для проектной скважины уравнение притока газа
несколько идеализировано. Это означает, что коэффициенты аср и Ьср — величины посто-
янные и не зависят от величины депресиш на пласт. В реальных условиях практически
нет ни одной скважины, в которой эти коэффициенты были бы постоянными на всех ре-
509
жимах, хотя бы потом}', что при различных забойных давлениях (депрессиях), создавае-
мых в процессе исследования, значения коэффициентов вязкости и сверхсжимаемости,
входящих в формулу, будут разные. Это особенно заметно в скважинах, исследованных
при большом диапазоне изменения депрессии на пласт. Даже для таких месторождений,
как Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, и др. в скважинах, у которых величина депрес-
сии на пласт не превышает 5 атм., значения коэффициентов а и Ъ меняются от режима к
режиму. В качестве примера на рис. 8.11 показана зависимость ДР2 от Q скважины Ям-
бургского месторождения. Как видно из этой зависимости, кривизна ее изменяется от ре-
жима к режим}'. Следовательно, коэффициенты в уравнении притока газа к этой скважине
не являются постоянными и уравнение притока отличается от уравнения параболы. Фор-
мула (108.11), принятая для средней проектной скважины, предполагает постоянство ко-
эффициентов аср и bfp, что равносильно постоянству кривизны зависимости ДР2 от Q.
Из уравнений (107.11) и (110.11) следует, что средние коэффициенты фильтраци-
онного сопротивленги должны быть определены как средневзвешенные по дебиту сква-
жин по формулам:
IXQi nfbjQ?
a<:P=~n ’ ^ср = Г 7Т (111.11)
SQi
1 L i J
Для заданной депресстш на пласт ДРср уравнение притока газа к средней проектной
скважине должно иметь вид:
ЛРср[2Рпл(е)-АРср] =acPQcP +bcpQcP- (112.11)
Следует подчеркнуть, что, как правило, большинство скважин несовершенно по
степени вскрытия пласта. Причем степень несовершенства зависит не только от положе-
ния ГВК, но и от многопластовости залежи и наличия в разрезе практически непроницае-
мых для подошвенной воды пропластков. Поэтому, если проектные скважины, запланиро-
ванные на различных участках залежи, будут отличаться степенью вскрытия продуктив-
ного интервала, то величины коэффициентов а и b следует определить с учетом предпола-
гаемого вскрытия пласта по формулам:
aHC = a-h и bHC = a-(h)2, (113.11)
где h — относительное вскрытие пласта, определяемое тгз равенства
h=hBC/h, (114.11)
510
Рис. 8.11
Зависимость ДР2 от Q в скважине, вскрывшей
сеноманскую залежь Ямбургского месторождения
511
hBC, h — соответственно запроектированное вскрытие пласта и общая толщина продуктив-
ного интервала. При этом желательно при вычислении h использовать вскрытые и общие
толщины пропластков, участвующих в притоке через скважины, а не через перетоки по
площади.
В большинстве случаев проектировщики используют значения аср и Ьср для всей
газоносной площади. Такой подход облегчает объем расчетов, но допускает больше воз-
можности отклонения проектных показателей от фактических. Поэтому при определении
параметров средней проектной скважины следует площадь месторождения разделить на
участки и для каждого участка рассчитать своп коэффициенты фильтрационного сопро-
тивления.
Точность средних коэффициентов фильтрационного сопротивления, определяемых
по результатам исследования, зависит от числа скважин, имеющихся к моменту проекти-
рования, и места их расположения. Если большинство скважин, по коэффициентам кото-
рых определяются аср, Ьср, расположены на участке с высокой проницаемостью, то про-
ектные дебпты при заданном ДР будут завышенными, а если скважины расположены на
участке с низкой проницаемостью, то дебпты проектных скважин будут заниженными.
Учитывая это, проектировщик обязан не только определить по имеющимся результатам
аср и Ьср, но и оценить возможные изменения этих коэффициентов по мере ввода в разра-
ботку новых участков. В данном случае речь идет не о закономерном изменении коэффи-
циентов а и b тгз-за ввода новых скважин с новыми коэффициентами фильтрационного
сопротивления.
2 . Горизонтальные скважины
В отличие от «средних» вертикальных скважин, которые имеют ограниченную
возможность по длине вскрываемого продуктивного интервала, горизонтальные скважины
имеют возможность:
— увеличить длину вскрываемого интервала в десятки и сотни раз по сравнению с
толщиной продуктивного интервала. Для горизонтальных скважин длина вскрытия про-
дуктивного интервала зависит от проектировщика, и к настоящему времени LCK доходит
до 11000 метров;
— вскрывать только один или несколько пропластков в зависимости от проницае-
мости пропластков путем выбора профиля горизонтального ствола;
512
— перенести сечение по горизонтальному стволу, на котором имеет место макси-
мальная депрессия, на пласт путем изменения длины фонтанных труб.
Поэтому, прежде чем определить «среднюю» проектную горизонтальную скважи-
ну, проектировщик обязан проанализировать материалы по типу залежи, ее неоднородно-
сти по толщине, угол наклона пластов, наличие гидродинамической связи между пропла-
стками, параметры анизотроптш пропластков, последовательность залегания пропластков,
конструкцию гортгзонтального ствола: длину и диаметр фонтанных труб, и многие другие
параметры пласта и скважины. Проектировщик должен знать изменения дебита горизон-
тальной скважины в зависимости от ее длины, от депрессии на пласт, от параметра анизо-
тропии и от расположения гортгзонтального ствола относительно кровли или подопгвы
пласта и контуров питания дренируемой зоны, а также от степени вскрытия пласта (в пла-
не).
К настоящему времени не установлена оптимальная конструкция горизонтального
ствола. Следует только подчеркнуть, что приемлемая связь между дебитом и депрессией
установлена при P3=Const по длине горизонтального ствола, вскрывшего полностью поло-
сообразный однородный пласт длиной L=LCK и при Pra= Const.
При определении “средней” проектной горизонтальной скважины следует исхо-
дить из влияния различных термобарических параметров и геометрических размеров го-
ризонтального ствола й зоны дренирования им. Связь производительности горизонталь-
ной скважины с перечисленными параметрами может быть установлена с помощью фор-
мулы:
р2 _ р2 _ а Q Rg , Pl 1 R-к +2RC Р1/а1
3 2L [cq a2 2Rc-p1/a1 J
|b,Q2[Rt t 2p1]nRK+2Rc-p1/a1 t p2 Г 1________________1 Y1
8L2 a? 2Rc-p1/a1 af t2Rc-Pi/ai RK + 2RC “Pi/cq
(115.11)
где a^Rg+xa, Pi=*P, x- [KB/Krf’5. (116.11)
a = [h-2RC]-[2RC + RK]/2RK, p = a-2Rc. (117.11)
Приемлемость формулы (115.11) проверена точным численным решением с ис-
пользованием геолого-математггческих моделей нескольких месторождений. В таблице
2.11 приведено сравнение результатов расчетов по формуле (115.11) и численного реше-
ния.
513
Таблица 2.11
Месторождение Рпл, атм. Р3, атм. Дебит горпз. скв., тыс. м3/сут. Параметры, ис- пользуемые прп расчетах
По форм. (115.11) Чис- ленное Пжрешн, %
Срёдне- Ботуобинское 148 143,8 201,6 ь, 200 0,8 11=10 м; RK=200 м; L=200 м;а=0,0608, Ь=1,397-10’7
_я_ 148.1 143,8 207,4 200 3,7 11=20 м; RK=400 м; L=200 м;а=0,0605; Ь=6,93640’8
Уренгойское (валанж.) 305.3 254,7 505,2 500 1,0 11=10 м; RK=500 м; L=200 м;а=0,532; Ь=5,706-10'5
Производительность горизонтальной скважины, рассчитанная по формуле (115.11)
для различных значений х п длины горизонтального ствола ЬСк=100, 200, 300, 400 и 500 м,
показана на рис.9.11. Как видно in рис. 9.11, увеличение длины гортвонтального ствола
LCK и, следовательно, длины дренируемого полосообразного пласта L прп заданном пара-
метре анизотропии х приводит к практически линейному росту производительности гори-
зонтальной скважины. Поэтом}- возникает естественный вопрос: какой должна быть длина
горизонтального ствола? Если использовать формулу (115.11), не учитывающую влияние
конструкции скважины на ее производительность, то чем длиннее ствол, тем больше де-
бит скважины. Однако этот результат окажется обманчивым прп учете конструкции об-
садной колонны и фонтанных труб.
В наиболее приближенной постановке влияние конструкции скважины на ее дебш
может быть учтено путем совместного решения уравнения притока газа к скважине и его
двпженти по стволу.
В частности, если в горизонтальной части ствола отсутствуют фонтанные трубы, то
изменение давления по длине ствола может быть представлено в виде:
® = x_Q_+2£Q aQp
L Do6 H2<xQ2-P2’
(118.11)
‘514
Рис. 9.11
Зависимость дебита горизонтальной скважины Q
от длины горизонтального ствола L при различых
параметрах анизотропии пласта х
1-И — соответственно при х = 1,0; 0,707; 0,1 и 0,032
515
где ст=8ратРат:гТпл/х2 DogTCT; Dog — диаметр обсадной колонны, € — элемент горизонталь-
ного ствола; л — коэффициент гидравлического сопротивления обсадной колонны.
Уравнение притока из элемента длиной "де" будет иметь вид;
z \2
Рпл~Р200=а—+ bf—. (119.11)
' де \ де)
где е — изменяется в диапазоне 0<^ <LCK.
Уравнение (119.11) может быть представлено в виде:
gQ = - а + [а2 + 4ь[р2л - Р2(€)|5 t
,д£ 2Ь
Основная задача проектировтцпка сводится к совместному решению уравнений
(118.11) и (120.11). Результаты численного решения этих уравнений при исходных дан-
ных: RK=500 м, 11=10 м, Ь=100ч-500 м, ДР=5,0; 10,0, 20,0; 30,0 и 50,0 атм.; х=1, Р=О,б;
ц=0.014 МПа-c; Dog=0.2 м показаны на рис.10.11 а, б, в. Характеры изменения давления п
дебита скважины’ не оборудованной фонтанными трубами (рис. 10.11 а), показаны на рис.
б, а потери давленти от торца скважины до начала горизонтального участка на рис. 10.11
в Из этой зависимости видно, что для рассматриваемого примера с увеличением длины
горизонтальной части потери давления ДР интенсивно растут. Так, например, по кривой 1,
если ДР при Q=2000 тыс.м3/сут равна 1,7 атм.. то при Q=3000 тыс.м3/сут составляет
ДР=4,8 атм.
Следовательно, одним пз критериев определенги оптимальной длины горизонталь-
ного ствола являются потери давленти в стволе. При проектировантш разработки их вели-
чину следует установить, исходя пз дефицита давленти на установках по подготовке газа
и необходимости ввода ДКС.
Если горизонтальная часть ствола частично оборудована фонтанными трубами
(см.рпс.11.11 а, б, в), то уравнетпи притока газа к скважине и движенти по горизонталь-
ному стволу шштутся для двух участков: для участка I, не оборудованного фонтанными
трубами, и участка II, оборудованного фонтанными трубами.
На I участке L-Lck эти уравнения будут иметь вид:
6Р] ' Ql-L[ guQl-Li Р]
———— д, 1 - -|—- -
_ Do6 де _ ~ р2
(121.11)
dQb-Li
де
-а +
Г 1 -1°.5
a2+4b[p^-P2]
(122.11)
2Ь
516
a
Рис. 10.11
Зависимость потерь давления ДР в горизонтальном стволе,
не оборудованном фонтанными трубами, от дебита Q
при х = 0,316; R; = 0,1 м; h = 10 м
1-5-5 — соответствуют длине горизонтального ствола
L = 500, 400, 300, 200 и 100 м
517
где at = 8 рат Рат zt Тпл/л2 D^TCT.
(123.11)
На участке II длиной OL i уравнения движения газа по стволу и притока к скважине
будут laieib вид:
5Рг , Qolj , 5Qol, o-zQoLjPs
Ы L Do6-dH & J a2QoL1-P2
(124.11)
(125.11)
где Р2 — давление на участке 0L], л2 — коэффициент гидравлического сопротивления
кольцевого затрубного пространства, эквивалентный диаметр которого определяется
формулой.
d3KB = Ьоб - ]°' >а гидравлический — по dr =D06 - dH, (126.11)
D06. dH — соответственно внутренний диаметр обсадной колонны и внешний диаметр
фонтанных труб:
Коэффициенты а2 для затрубного пространства определяются по формуле:
(\2
О4об-а2н) Тст. (127.11)
Давление Р2 при длине фонтанных труб L] приобретает значение давления у баш-
мака труб, т е. P2Lj = Ре-
По формулам (121.11)-е-(127.11) при исходных данных DC6=0,164 м, dH=0,073 м,л— 1,
LCK=590 м L=600 м, Рпл=15 атм. рассчитаны значения Рэ и Q, результаты которых показаны
на рис. 11.11 а, б, в. Из приведенных зависимостей рис. 11.11 б видно, что минимальное за-
бойное давление имеет место у башмака фонтанных труб, и, следовательно, максимальная
интенсивность притока газа соответствует башмаку труб. Из рис. 11.11 в следует, что для
заданного диаметра обсадных колонн и фонтанных труб имеется огппмальная длина гори-
зонтального ствола, выше которой из-за значительных потерь давления дебит скважины
начинает снижаться.
Поэтому при составлении проекта разработки с использованием горизонтальных
скважпн следует построить такие зависимости для выбора конструкции эксплуатацион-
ных скважпн. Только после этого следует искать осредненные коэффициенты для проект-
ных скважпн аср г и Ьср г. Если по имеющимся скважинам конструкции и геометрические
параметры дренируемой зоны не соответствуют проектной, то они должны быть пересчи-
таны на те размеры, которые рассмотрены на рис. 11.11е.
518
a
Рис. 11.11
Зависимость суммарного дебита горизонтальной скважины Q,
оборудованной фонтанными трубами, от длины и диаметра этих труб при L = 100,
200,300, 400 и 500 м и dT = 0,073; 0,0889; 0,1016 и 0,1144 м соответственно
519
Одним го основных параметров, определяющих величину дебита горгоонтальной
скважины, является анизотропия пласта. Изменения дебита горизонтальной скважины
заданной конструкции от параметра анизотропии показаны на рис. 12.11. Поэтому для го-
ризонтальных скважин проектировщик должен обязательно учесть влияние параметра
анизотропии.!'.
При определении производительности горизонтальных скважин и средних коэф-
к
фициентов фильтрационного сопротивления необходимо учесть и влияние расположения
ствола относительно толщины и контуров питания. Максимальный дебит при заданных
параметрах пласта и конструкции скважин имеет место при симметричном расположеншг
ствола. Асимметричное расположение ствола приводит к снижению производительности
скважины. Влияние асимметричного расположения ствола по толщине пласта показано на
рис. 13.11. Если имеющиеся скважины, по которым устанавливается проектный дебит,
расположены асимметрично, то это должно быть учтено, и проектные скважины должны
вскрывать пласт симметрично. Причем приведенные на рис. 13.11 результаты относятся к
параметрам конкретно месторождения для фиксированной толщины h=10 м. Если в про-
ектируемом месторождении на отдельных участках толщины будут существенно отли-
чаться друг от друга, то для каждого участка с соответствующими толщинами должны
быть определены свои зависимости от Qr и от h. Влияние степени вскрытия пласта в пла-
не на производительность горизонтальных скважин должно быть учтено согласно разделу
13 (см. рис. 6.13).
520
Рис. 12.11
Зависимость дебита горизонтальной скважины Q
от параметра анизотропии пласта х при толщине h = 10 м
и длине горизонтального ствола L = 400 м
Рис. 13.11
Зависимость дебита горизонтальной скважины Q от расположения ее ствола по
толщине при h = 10 м, L = 200 м и Rk = 200 м
521
Глава 12. ЧИСЛЕННЫЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГЕОЛОГО-
МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖИ ИЛИ ЕЕ ФРАГМЕНТОВ
12.1. Общие положения
Численные методы прогнозирования показателей разработки газовых и газонефтя-
ных месторождений применяются сравнительно недавно по сравнению с приближенными
аналитическими. На ранней стадии развития нефтяной и газовой промышленности в об-
ласти проектирования разработки нефтяных и газовых месторождений, когда отсутство-
вали вычислительные быстродействующие машины, в качестве альтернативных прибли-
женным аналитическим методам использовались электромоделпрующпе аналоговые ма-
шины. Однако электромоделпрующпе универсальные машины, например УСМ-1, были
непригодны для моделирования всех процессов, происходящих в пористой среде. Это
прежде всего относится к законам фильтрации для каждой фазы и их смесей, изменению
свойств пористой среды и флюидов при изменении давленти и температуры в пласте,
взаимодействию пористой среды и флюидов в процессе разработки и многим другим про-
цессам Преимущество прогнозирования показателей разработки на электромоделирую-
щпх машинах сводилось к учету взаимодействти отдельных участков залежи с различны-
ми емкостными и отчасти фтшьтрацпонными параметрами и сроков ввода этих участков в
разработку
Создание быстродействующих вычислительных машин позволило учесть многие
факторы, которые не могли быть смоделированы на электроинтеграторах. Преимущество
численного метода прогнозирования основных показателей заключается в том, что для
этого метода нет затруднений в учете многочисленных факторов, влияющих на возмож-
ность прогнозирования показателей разработки и на точность прогнозирования парамет-
ров. Все погрешности, допускаемые при численном методе прогнозирования основных
показателей разработки, связаны только с возможностью математически точно описать
различные процессы, происходящие в пористой среде, и изменения параметров пористой
среды и насыщающих ее флюидов в зависимости от давления и температуры. Прп нали-
чии соответствующих уравнений и замыкающих соотношений, при наличии достоверных
исходных данных по всем позициям и вычислительной техники с большой памятью пока-
затели разработки могуч быть прогнозированы численным методом с очень высокой точ-
ностью.
522
Преимуществом численного метода прогнозирования показателей разработки яв-
ляется и то, что этот метод существенно расширяет перечень прогнозируемых показателей
по сравнению с приближенными методами. Этот метод не требует осреднения параметров
залежи, флюидов и других определяющих факторов, от которых зависит достоверность
прогнозируемых показателей. Этот метод требует очень большого объема исходной ин-
формащш по параметрам пласта, флюидов, скважин, взаимодействию этих параметров, по
характеру изменения этих параметров в процессе разработки в зависимости от давления,
от последовательности ввода в разработку отдельных объектов и отдельных участков за-
лежи, от степени участия в разработке каждого пропластка и от многих других факторов.
Действующими в настоящее время регламентам! не предусмотрено получение всех
исходных данных, необходимых при численном методе прогнозирования основных пока-
зателей разработки нефтяных и газовых месторождений. Объем исходной информации
завйспт от особенностей месторождения, термобарпческпх условий залежи, составов газа,
нефти, конденсата и воды, типа залежи, ее неоднородности, конструкщш скважин и дру-
гих факторов. Естественно, что если месторождение газовое, без нефтяной оторочки и без
тяжелых компонентов углеводородов, то объем требуемой исходной пнформацгш будет
значительно меньше, чем для газоконденсатных месторождений.
Геологпческие особенности газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторож-
дений могут быть учтены при создании алгоритмов и программ расчетов показателей раз-
работки каждой пз перечисленных залежей.
В данной работе предпочтение отдано универсальному варианту, когда одна слож-
ная программа расчета показателей может быть использована для любого пз перечисляе-
мых месторождений. В целом в настоящее время имеются десятки программ расчета по-
казателей разработки газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Эти про-
граммы отличаются числом фаз, методом решения уравнений, описывающих зависимости
отдельных параметров от давления, изменения фазовых пронгщаемостей от насыщенно-
сти, от конструкции скважин и от многих других факторов.
В руководящем документе не должны быть изложены все методы, независимо от-
того, что такая методика наиболее удобна для данного месторождения. Хронологически
на ранней стадшг развития численных методов часть программ, имеющихся в настоящее
время, была разработана для плоских задач и двухфазной фильтрации. Позднее практиче-
ски все программы были созданы для трехмерной трехфазной нестационарной фильтра-
ции в неоднородной пористой среде. В дальнейшем эти программы усложнялись за счет
улета фазовых переходов в процессе разработки газоконденсатных и газонефтяных место-
523
рождений. Еще сложнее стали программы для прогнозирования показателей разработки
при учете нензотермичности процесса фильтрации в пористой среде.
Следует подчеркнуть, что среди имеющихся программ есть такие, которые не вы-
держивают тестовый контроль на пригодность их для широкого использования.
Пригодность программ для широкого использования определяется не только про-
хождением тестового контроля на пригодность для получения информации в весьма ши-
роком диапазоне изменения этой информации по координатам и во времени. Естественно,
что чем больше число узлов по координатам и меньше шаг во времени, тем выше объем
прогнозируемой информации Однако значительное уменьшение шага приводит к боль-
шому объему расчетов, иногда не вполне оправданному. Поэтому, исходя из ожидаемого
изменения различных показателей, прогнозируемых при проектировании, часто исполь-
зуют неравномерную разностную сетку и повышенную величину шага по времени. Вели-
чина шага по времени тесно связана с решаемой задачей. Если для снятия кривых стаби-
лпзацпп давления и дебита шаг по времени задается секундами, то при определении изме-
нения дебта скважпн в процессе разработки шаг по времени может составлять несколько
суток.
Разработанные к настоящему времени численные методы прогнозирования отли-
чаются объемом прогнозтгруемых показателей. Основная часть имеющихся программ про-
гнозирует процессы, происходящие в пласте, часть этих программ учитывает работу ство-
ла скважины. Имеются программы, учитывающие взаимосвязь пласта, ствола вертикаль-
ных скважпн, шлейфа (коллектора), УКПГ и ДКС. Но в основу этих программ заложены
аналитические зависимости, не всегда пригодные для прогнозирования показателей газо-
конденсатных и газонефтяных месторождений. Такой недостаток присущ и тем более
сложным программам, которые разработаны для трехмерной, трехфазной многокомпо-
нентной нестационарной фильтрации в неоднородно-анизотропных средах. Этот недоста-
ток связан с тем, что, например, движение газоконденсатной смеси или газа с водой,
имеющей структуру дисперсного или дисперсно-кольцевого потока, коэффициент гидрав-
лического сопротивления рассчитывается по формуле, полученной для чистого газа по
однорядному лифт}' с постоянным диаметром.
Отчасти такие недостатки связаны с тем, что большинство программ численного
прогнозирования основных показателей разработки составлены специалистами, не опыт-
ными в моделировании и проектировании разработки газовых, газоконденсатных и газо-
нефтяных месторождений, исследовании скважин, обосновании режимов работы скважин,
конструкциях вертикальных и горизонтальных скважин и т.д.
524
В заключение следует подчеркнуть еще два аспекта численного метода прогнози-
рования основных показателен разработки газовых и газонефтяных месторождений:
1. Прогноз показателей разработки этим методом всего месторождения, если оно
большое, неоднородное, газонефтяное с фазовыми переходами, активной водонапорной
системой и т.д., весьма трудоемкая работа. Особенно, если на месторожденгш имеется
много скважин. Но созданная один раз геолого-математическая адаптирующаяся модель
будет действовать в течение всего периода разработки залежи. Такая модель учитывает
все естественные и вынужденного характера искусственные пзменеши параметров залежи
и используемых технических и технологических факторов при их взаимодействии с ранее
принятыми проектными решениями.
Прогноз показателей разработки месторождений может быть произведен и на
фрагментах залежи. Такой прогноз целесообразен на стадтш опытно-промышленной экс-
плуатации газовых и газоконденсатных месторождений при составлентш технологической
схемы их разработки.
2. Использование численного метода прогнозирования возможно при наличхш про-
грамм. На создание такой программы специалисты тратят несколько лет, и поэтому эти
программы не доступны для любого проектировщика, желающего использовать числен-
ный метод прогнозирования показателей разработки газовых и газонефтяных месторож-
дений. Это является главной причиной того, что в данном проекте руководящего доку-
мента мы не можем и не имеем права привести программ}' расчета показателей разработ-
ки. Такие программы не публикуются в открытой печати. Такие программы продаются
фтфмами, разработавшими их за сравнительно высокую цену. Ориентировочная цена бо-
лее пли менее приемлемых программ составляет более одного миллиона долларов США.
При приобретеншт таких программ следует обратить особое внимание на принятые
математические зависимости для отдельных параметров, на разрешающую способность
программы, т.е. пригодность ее в пспользованшт для отдельных скважин (вертикальных и
горизонтальных), на законы фильтрации отдельных фаз, на фазовые проницаемости, на
порог подвижности фаз в зависимости от вязкости фаз, на фазовые переходы, на учет на-
личия жидкости в газе, на условия взапморастворимости фаз и на многие другие факторы.
12.2. Перечень исходных данных для численного прогнозирования
показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений
Для численного прогнозирования показателей разработки газовых и газонефтяных
месторождений необходимо значительное число исходных данных. Качество этих данных
525
зависит от методов их определения, обобщения и выбора наиболее объективных значений
параметров, используемых при прогнозщюванпп Проектировщик должен не только тре-
бовать от заказчика приведенный ниже перечень исходных данных, но и проверить мето-
ды их получения и обобщения. Если эти данные вызывают у проектировщика сомнения,
то он должен требовать по мере возможности проверить пли повторить исследования для
повышения достоверности используемых данных. Он должен требовать от заказчика
вновь определить часть параметров, методы определения которых не отвечают современ-
ным требованиям, друпаш методам!. Поэтому проектировщик (имеется в виду руководи-
тель проекта пли специалисты, включенные в группу проектировщиков по тому пли ино-
му методу7 получения информации) должен всесторонне знать различные возможности
получения информации и погрешности, допускаемые прп ее получении.
Только комплексное использование всех методов получения информации по тем
пли иным параметрам, сравнение этих параметров, полученных различными способами, и
сопоставление их с аналогичными литературными данными могуч повысить достовер-
ность принимаемых прп проекпцювании значений.
Отметим, что часто ряд параметров, необходимых для проектирования, пракпие-
ски не поддается однозначному определению. Так, например, при определении устойчи-
вости продуктивных пластов, состоящих из несцементированных или слабосцеменпцю-
ванных песчаников, не удается поднять образцы керна и исследовать их на устойчивость.
Поэтому прп обосновашп! критерия технолопиеского режима скважин, вскрывших такие
пласты, предельную величину градиента давления установить однозначно не удается, так
как при любом градиенте давления происходит разрушение призабойной зоны пласта. В
таких случаях решение о влиянии градиента давления необходимо обосновать не только
газогидродинамическхаш методами, но и технико-экономическими показателями разра-
ботки и надежностью эксплуатации скважин длительное время с выносом примесей.
В целом перечень исходных данных, необходимых для численного прогнозирова-
ния показателей разработок, может быть разделен на следующие группы:
1. Геологическая характеристика залежи и водоносного бассейна:
— форма и тип залежи: массивный, пластовый, смешанный; круглый (относительно),
овальный, полосообразный и т.д.;
— структурная карта залежи по кровле и подошве продуктивного пласта;
— наличие тектонических нарушений, их ампшпуда и связь блоков через тектонические
нарушения;
— литология коллекторов, минералогический состав пород;
— устойчивость коллекторов к разрушению;
526
— пористость, трещпнность, изменение пористости от давления, направленность трещин,
их раскрытость, густота, пористость трещин и матрицы;
— наличие заглпнпзированных пропластков, налгите лтгтологическпх окон, пх размеры,
наличие непроницаемых пропластков;
— отметки газоводяного, газонефтяного и водонефтяного контактов; общность контактов
по всем пропласткам;
— размеры переходных газ-вода, газ-нефть и нефть-вода зон по отдельным пропласткам
(если залежь пластового или смешанного типов);
— параметр анизотропии, т.е. отношение вертикальной проницаемости к горгвонгальной
по каждому пропластку по отдельным фазам и изменение параметра антвотроптпт по
площади;
— проницаемость залежи по пропласткам, её изменение по площади;
— зависимость проницаемости от насыщения отдельными фазами и от давления. Карты
равных пронпцаемостей по пропласткам. При отсутствшг таких карт — точечные зна-
чения прошщаемости по отдельным скважинам (поисковым, разведочным и эксплуа-
тационным), по толщине продуктивного разреза;
— кривые фазовых пронпцаемостей для газа, нефти и воды, полученные лабораторным
изучением образцов породы гв продуктивного интервала,
— порог подвижности фаз с учетом изменения проницаемости и вязкости фаз в процессе
разработки;
— толщины высоко- и нгвкопористых, высоко- и нпзкопронпцаемых пропластков по
площади с учетом наклона пласта, наличия литологических окони экранов;
— деформация продуктивных пластов при снижешп! давления, т.е. при создании значи-
тельных депрессий на пласт и в результате истощения залежи в процессе ее разработ-
ки;
— величина коэффициента упругости пористой среды;
— насыщенность газом, нефтью и водой продуктивных пластов в зонах газонефтеводо-
насьпценностей,
— тепловые свойства пород, окружающих ствол скважины; наличие многолетнемерзлых
пород;
— параметры водоносного бассейна: толщина, геометрия по площади, активность, упру-
гий запас, наличие контура питания воды;
— характеристика нефтяной оторочки: наличие чисто нефтяной, одно- и двухконтактной
зон и пх геометрические параметры;
527
— термобарические параметры газонефтеводонасыщенных зон и их соответствие гидро-
статическим.
2. Физические и теплофизические свойства флюидов, насыщающих пористой среды:
— плотности нефти, газа, конденсата и воды при стандартных и пластовых условиях;
— критические свойства газа,
— составы газа, конденсата, нефти и воды;
— наличие коррозионно-активных компонентов в газе, нефти, конденсате и воде; нали-
чие гелия и ртути в газе, влажность газа;
— групповые и фракционные составы конденсата и нефти;
— наличие органических кислот в пластовой воде;
— минерализация пластовых вод, состав минералов и условие (очередность) их выпаде-
ния-крпсталлизацпи при изменении давления, температуры и концентрации минерали-
зации;
— давления насыщения газа тяжелыми компонентами, нефти газом, воды газом, давле-
ние начала конденсации, максимальной конденсацшт
— условие гидратообразования;
— изменение свойств газа, нефти, конденсата и воды от давления: вязкости, сверхсжи-
маемости, растворимости газа;
— объемные факторы нефти и воды;
— содержание конденсата в газе;
— парное взаимодействие компонентов, фактор ацентричностп;
— тепловые свойства газа, нефти, конденсата и воды и их изменение от давления.
3. Промысловая информация:
— тип скважин: вертикальная, наклонная, горизонтальная, поисково-разведочная, экс-
плуатационная,
— конструкцш! скважины: длина, диаметр обсадных колонн, фонтанных труб; перфора-
ция: тшт перфоратора, число отверстий, открытый ствол;
— свойства раствора при вскрытии продуктивного интервала, поглощении раствора;
— интервал вскрытия вертикальным и горизонтальным стволом, степень вскрытия;
— испытания отдельных интервалов испытателем на трубах;
— исследование скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, ко-
эффициенты продуктивности отдельных интервалов;
— расположение нагнетательных и эксплуатационных скважин;
— интервалы закачки и приемистость этих интервалов;
528
— гидродинамическая связь между пластами и ее влияние на уход закачиваемого агента
и на потери нефти, на прорыв газа, образование конуса подошвенной воды;
— применяемые методы интенсификации: СКО, кислотные ванны, поинтервальная ки-
слотная обработка, гидроразрыв, ядерный взрыв, горизонтальные скважины и т.д.
— текущее состояние скважин;
— способы эксплуатацш! скважин и режимы их эксплуатащпс,
— созданные депрессш! на пласт; градиенты давления, скорости движения газа, нефти,
воды, смесей по стволу скважины и возможности образования песчаной пробки, глу-
бина спуска фонтанных труб;
— коэффициенты эксплуатацш! газовых, газоконденсатных и газонефтяных скважин,
— сведения о накопленных объемах газа, нефти, конденсата и воды. Динамика отбора,
распределение отборов по толщине и по участкам залежи. Динамика закачки газа или
воды в пласт;
— запасы газа, нефти, конденсата (начального и текущие), гелия, серы и других сопутст-
вующих компонентов. Степень истощения отдельных пропластков;
— данные об изменениях давления по отдельным объектам нефтяной и газовой зон;
— контроль за характером изменения показателей разработки.
Кроме перечисленных выше параметров, желательно иметь отчет по подсчету за-
пасов газа и нефти, а также проектные документы, если таковые имеются к моменту соз-
дания геолого-математической модели месторождения.
Как было отмечено выше, значительная часть из перечисленных выше параметров
не включена в общий регламент на исходные данные, используемые при приближенных
методах прогнозирования основных показателей разработки месторождении. Поэтом}' из
приведенного выше перечня, как правило, около 50% в лабораториях НИИ, проектных
институтов, ЦНИЛ-ах не изучаются. Эти параметры должны быть выбраны с учетом гео-
логических особенностей залежи и нашили поисковых и разведочных вертикальных и го-
ризонтальных скважин исполнителем проекта и согласованы с заказчиком.
Выбранные методы оценки отдельных параметров могут быть приемлемы или не-
пригодны для данного месторождения, пласта (объекта), и поэтому от выбранного метода
определения отдельных параметров существенно зависит их качество. Напрпмер, опреде-
ление проницаемости пласта по результатам исследования скважин при стационарных и
нестационарных режимах фнльтрацш! и соответствующее использование ее при оценке
продвижения воды в газовую залежь пли при необходимости обработки призабойной зо-
ны пласта.
529
Очень важен метод определения проницаемости газогидродинампческимп иссле-
дованиями скважпн с учетом пли без учета притока нефти, газа и воды из отдельных ин-
тервалов. когда оценивается проницаемость отдельных, интервалов пли осредняется ее
значение по геометрии дренирования в пределах 110бщ, Rc и RK. Существенное значение
имеют методы учета влияния давленти и температуры на свойства пористой среды, газа,
нефти, воды и конденсата. Методы определения параметров анизотропии и направления
трещин, их раскрытостп п густоты также влияют неточность этих параметров, и при мо-
делированпп залежи должны быть учтены,
В случае отсутствия с необходимой точностью информации о величинах прони-
цаемости. пористости, насыщенности и толщины по площади следует согласовать с заказ-
чиком диапазон изменения каждого тгз этих параметров и рассчитать варианты для пх зна-
чений в выбранном диапазоне. Очень важно при прогнозных расчетах установить прием-
лемые шаги по времени и координатам. Это особенно важно в условиях образования ко-
нусов воды (нефти), градиента давленти при возможном разрушении призабойной зоны,
сняли кривых стабилизации давления и дебита, кривых восстановления давленти после
закрыли скважпн, сняли индикаторных кривых в условиях дегазации нефти в призабой-
ной зоне, выпаденти. накоплентии частичного выноса конденсата и т.д.
Приведенный выше перечень информации охватывает случаи моделирования газо-
вых месторождений с газовым и упруговодонапорным режимами залежи, газоконденсат-
ных месторождений массивного и пластового лотов, осваиваемых вертикальными и гори-
зонтальными скважинами.
12.3. Методические основы численного прогнозирования показателей
разработки с использованием геолого-математических моделей залежи
пли ее фрагментов
Возможности численных методов не ограничиваются только прогнозированием
показателей разработки месторождений углеводородов. Применение численных методов
позволило решить обратные задачи подземной газогидродинампкп и определтпь коллек-
торские свойства продуклтвных пластов. С помощью численных методов можно опреде-
лить отпимальные показатели разработки путем внесения соответствующих изменений по
отбору, размещению скважпн, срокам ввода отдельных участков в разработку, ДКС и дру-
гих элементов общей системы «пласт — магистральный газопровод». Появление возмож-
ности расшщэенпя перечня показателей разработки месторождений, оптимизация процес-
530
са разраоотки и его регулирования в результате применения численных методов позволи-
ли решить проблемы повышения компонентоотдачи системой вертикальных пли горизон-
тальных скважпн с поддержанием пли без поддержании пластового давлении.
Теоретические основы численных методов прогнозировании показателей разработ-
ки нефтяных и газовых месторождении! базируются на численном интегрировании! диффе-
ренциальных уравнений в частных производных неустановпвшейся фильтращш газа, неф-
ти и воды (а при необходимости и четвертой фазы закачиваемой в пласт, например, гелей)
в неоднородной пористой среде при произвольном размещении! на структуре нагнетатель-
ных и эксплуатационных вертикальных и горизонтальных скважпн. При численном ин-
тегрировании дифференциальное уравнение в частных производных заменяется системой
конечно-разностных уравнений, что означает замену производных от искомой функции по
времени и координатам разностными значениями этой функции в соседних узловых точ-
ках.
Основные элементы численного интегрирования дифференциальных уравнений
неустановпвшейся фильтрации в доступной форме голожены в работах [35ь42] и др.
Естественно, что любую непрерывную и имеющую все проговодные функцию, в
том числе п давление нефтяных и газовых месторождений Р(х), можно разложить в ряд
Тейлора [38]. Не останавливаясь на выкладках по представлению функции Р через ряд и
нахожденгш первой и второй производной, покажем в качестве примера замены системой
алгебраических уравнений в конечно-разностной форме дифференциального уравнения
неустановпвшейся плоско-параллельной фильтрации жидкости, имеющего вид:
02р/бх2 = -0P/8t . (1 12)
X
Приведем уравнение (1.12) к безразмерному виду', для чего сначала умножим обе
части уравнения на L2 (размерность длины) и разделим на Рн (Рн - начальное пластовое
давление), а затем введем безразмерные переменные:
Р* = Р/ Р„; хж= x/L; 9 = .rt/L2. (2.12)
Тогда вместо (1.12) получим:
02Р*/йх*2 = 0Р*/<Э0 • ' (3.12)
Требуется решение уравнения (3.12) при начальном и граничных условиях:
0 = О,Р* = Р*(х*).
хж=0; <3P’/a<’=Q, х*= 1; дР*/дх* = 0. (4.12)
Шаг по безразмерному времени 0 обозначим через г и примем, что т = const. Есте-
ственно, что для прогнозирования изменения давления значение его должно быть извест-
531
но на некоторый момент времени j. Область интегрирования разобьем на элементарные
отрезки, как это показано на рис. 1.12. Тогда согласно (4.12) можем записать:
Pi.j+1 = Poj+1 НЛП [Pi.j+1 - POj+i]/Ax= о. (5.12)
С учетом (5.12) уравнение (3.12) в конечно-разностной форме по неявной схеме
для всех внутренних узловых точек 1=1,2, 3, ..., п-1) можно представтпъ в виде:
1 = 1 [P2j+1 - 2Pi,j+i+ PqiJ+i]/Ax2 = [Рт- PJ/T
1 = 2 [Ps.j+i - 3P2j+i+ Pij+J/Дх2 = [P2J+1*— P2J/T
................................................................... (6.12)
1 = 1 [P1+]J+1 - 2Pij+i+ Pi-ij+i]/Ax2 = [P,.j+1 - PJ/t
1 = 11 [Pn,j+l-2Pn.lj+l+Pn-2,j+l]/AX2 = [Pn-l.j+l-Pn-l,j]/T
Как и для узловой точки i =1 [см. условие (5.12)], для i = п граничное условие мож-
но записать в виде:
Р^+1 = РЙ-1Л1. (7.12)
Тогда решение (3.12) прп условиях (4.12) на момёнт времени 6 — (j+l)r сводится в
решению алгебраической задачи, т.е. к решению системы уравнений (5.12)ч-(7.12). Для
решения этой системы предложены различные методы. В частности, в работе [38] пред-
ложено применить для решения этой системы метод прогонки. В системе (6.12) в каждом
уравнении имеются по три неизвестных давления: Poj+i, Pi,j+i и P2,j+i в первом уравнении
Pij+i, Рг,3+1 и P3J+1 —во втором и P2J+1, P3,j+i и P4J-1-1 — в третьем и т.д. Поэтому эта систе-
ма относится к системе с трехдиагональной матрицей. После несложных алгебраических
выкладок с учетом условия (5.12) вместо (6.12) получим связь давленти в предыдущей и
последующей узловых точках:
Pi-i,j+i ~ Ам ,j+iPi,j+i + С i-i.j+i. (8.12)
Для последнего уравненги системы (6.12) для i = п-1 прп граничном условии (7.12)
получим:
Pn-ij+i — Cn-ij+i/[l- Ап-ij+i]. (9.12)
В конечном счете решение системы (5.12)-И7.12) сводится к вычислению прого-
ночных коэффшщентов Aij+i и C,j+i в порядке возрастания индекса i, а затем вычисле-
нию в обратном порядке значений Ру+и
Прогоночные коэффициенты Ajj+i и Cjj+i определяются через
Ац+1=1Д[(Дх)2А] +2-A;_1>j+1}; (10.12)
|[(Дх)2/т] Pij + Ci^yi^/Tj+Z-Ai.^J (11.12)
Для известного значения Pij+i = Po.j-ы вычисляются сначала:
532
X
б
Рис. 1.12
Разностные схемы:
а — явная, б — неявная.
533
Alj+)= 1/[1+(Дх)2/т] ; C,j+1= P1j(Ax)2/t[1-i-(Ax)2/t] , (12.12)
а затем по формулам (10.12) и (11.12) — другие прогнозные коэффициенты.
Полученное решение позволяет установить характер распределения давления по
оси х к моменту времени 6 — (j + 1)г. Аналогичные решения должны быть выполнены и
для других временных отрезков. Причем для получения решения в момент времени j + 1
необходимо было значение давления для предйд^чцего момента времени. В качестве та-
кой величины используется начальное условие, т.е. 6 =0 и Р = Рнач(см. рис. 2.12).
Пример расчета метода прогонки изложен в работе [38].
Существенным является выбор шагов по времени и координате x(y,z).
Приближенными расчетами установлено, что распределение давления по х, у и z
представляет интерес с двух позиций:
— с ПОЗШЦП1 решения обратных задач для определения параметров пласта. При этом ос-
новной интерес по изменению давленти представляет призабойная зона;
— с позиции решенти прямых задач для определения характера распределенти давленти
по толщине п по площади, используемого в дальнейшем при прогнозировании депрес-
спонных воронок, регулпровантл! разработки и т.д.
Для обратных задач шаги по времени и по координатам должны быть весьма не-
большпмп (иногда шаг по времени составляет несколько секунд, а по координатам не-
сколько сантиметров — >10 см). Для прямых прогнозных расчетов шаг по времени может
составлять 1-12 месяцев, в зависимости от числа скважпн, отборов нефти и газа, свойств
коллекторов и флюидов и т.д.
Если пласт неоднороден по х, например, проницаемость пласта К является некото-
рой функцией х, т е. К — К(х), то уравнение (3.12) будет иметь вид:
а начальное и граничные условия останутся такими, как в (4.12). После неболыпнх мате-
матических операций с вводом промежуточных точек с номерами i-1/2 и i+1/2 получим
аналог равенства (5.12):
K)*V2—м---------W-------------------Г- (1412)
Тогда решение уравнения (13.12) при условиях (4.12) в момент времени (j+1) будет
иметь вид:
Р1,р1 = Ро,р1 (15.12)
534
Распределение давления в начальный момент времени и аппроксимация
области интегрирования сеточной областью
535
1=1 P2,j+1 ~ Pl,j+1 r Pl,j+1 - P0,j+1 _ Pl,j+1 Pl,j
к1+1/2 ' (ДхУ 14/2 M
>2 V P3,j+1 “ p2,j+l p. P2,j+1 - Pl,j+1 _ P2,j+1 “ P2,j
к2+1/2 ’ (ДХ? 24/2' Ы
Ki+1/2 ’ Pi+l,j+l ~ Pi,j+1 p- Pi,j+1 “ Pi-1,j+1 _ Pi,j+1 - Pi,j
(дху ’^2 (ixj2
Pn,j+1 Pn-l,j+l „ Pn-lJ+l Pn-2,j+l _ Pn-l,j+l Pn-l,j
'~1/2 -V2 ~w =
(16.12)
II Pll,j+1 Pn-lj+l
Уравнение (16.12) для i= 1 с учетом (15.12) будет иметь вид:
к Р2 J+l - Pl,j+1 Р1J+1 “ Р0,j+1 _ Pl, j+1 Pl,j
^V2'“M к‘-1/2' ы
т
ИЛИ
^lj+1 P2J+I ^1, j+l->
где А1>я = K1+1/2 /[к1+1/2 + (Дх)2 /с]
ci.j+i =[pi;j+i(Ax)2/r]/[Ki+V2 +(Лх)2А]
(17.12)
(18.12)
(19.12)
(20.12)
Для 1-й точки прогнозные коэффициенты для момента времени j+1 будут опреде-
ляться по формулам:
Ai,j+1 - К;+1/2 / ] [Ki+l/2 + Ki-l/2 + (А*)2 /г] “ Ki-l/2 Ai-l,j+l
(21.12)
Ci.j+1 -[к;_х/2С;_ц+1 + Р-(Дх)2/т] Дк{+1/2 + + (Дх)2/т - Kj_^2A;_1(j+1 ] .
С целью сохранения точности решения, что связано со сложением или вычитанием
чисел, отличающихся существенно, предложен потоковый вариант метода прогонки.
Рассмотренный выше случай носил общий характер по численному решению диф-
ференциального уравнения теортш упругого режима фильтрации. Более практичным
представляется решение задач фильтрацтш к реальной скважине с соответствующими на-
чальными и граничными условиями. Ниже дана принципиальная схема плоскорадиальной
фильтрацгш идеального газа к совершенной вертикальной скважине.
536
12.4. Алгоритм численного решения неустановнвшейся фильтрации гача
к скважине
Дифференциальное уравнение фильтрации идеального газа к совершенной верти-
кальной скважине, расположенной в центре кругового однородного пласта толщиной h и
радиусом контура питания RK , имеет вид:
lap2 а2р2 amu,ар2
------+---— = ~. (23.12)
r aR ж2 кр at
Для решения (23.12) численным методом при граншшых и начальных условиях:
t = 0 Р = Рн= const; (24.12)
R = Rc /л т/п 2nRchK 0Р Q = -UF7P"= ЦР„ PfiR = CMrt (25.12)
R = RK SR (26.12)
где К, т, а — соответственно коэффициенты проницаемости, пористости и газонасыщен-
ностп пласта; ц — вязкость газа в пластовых условиях.
Аналогично уравнению (1.12) представим в безразмерном виде и уравнение (23.12)
и начальное и граничные условия (24.12)-ь(26.12):
Р* = Р/Рн; R* = R/RK; u = In R*; (27.12)
0 = KPH/2ocmpR2 ; Q* = 2цРат(2/лК11Р2 .
Тогда вместо (23.12)-е-(26.12) получим:
а2р2 би2 ' е2и <5Р2 = (28.12) 2Р 60
0 = 0 Рж=1 (29.12)
и = и0, но=1iiRc/Rk, aP2/au=Q*/2 (30.12)
u=oap/au=o (3i.i2)
Использование параметра и [см. формулу (23.12)] позволяло ограничиться неболь-
шим ’шелом узловых точек по координате и. Область интегрирования уравнения (28.12)
по параметру и показана на рис. 3.12. Согласно этой схеме:
uK =[ Hn-i - un]/2 + но = [Ди(п-1) + Ди-п]/2 + ио = 0. (32.12)
Откуда Ди = - [uq/(ii-1/2)]. (33.12)
В нулевой узловой точке величина Pq2 будет определяться формулой:
537
Rc RK
I
• r
J I
[ —Am U- ;
1 । t •
J--1_____I_________-J_____i>____'_________L—-U______L^.J
1 2 . . . i-1 i i+1 . . . n-2 n-1 u
Puc.3.12
Замена области интегрирования уравнения (28.12) параметром U.
538
P^P^+Au^
° 1 du
Au*2 dP*2
+ 2 du
(34.12)
1
Для-----ib (34.12) получим,
du
dP*\ 1
du Au
p-2+iX^L. Au2
1 Au Ди2 1 Au
(35.12)
В точке i уравнение (28.12) в неявной разностной форме можно представить:
Pj+i,>i ~2Pj,j+i +Pi-~i,j<-i _ e2u> Pi,j+1 ~Pj,j (36 1?)
Au2 2P... x
1J+1
Из (36.12) видно, что необходимо решить систему для п+1 нелинейных алгебраиче-
ских уравнений на j+1-ом временном слое. Для ускорения времени решения уравнение
(36.12) линеартвуется путем принятия:
Pij+i= Pi,j-
Тогда вместо (28.12)+(31.12) получим систему линейных уравнений:
i = 0, PiJ+i-Po>j+i-o4P2,j+i-2P^j+i+Pi+1] =Q*Au \
i=l P2,h1-2Pij+1+Pq,>i _ e2ui
Au2 2P1/} т
. = , P^+1 ~2P2>H +P^1 _ e2"2 P2,+1 ~
Au2 2P, • x
. ~2P^+1 - 64
Au2 2P. . x
M
(37.12)
(38.12)
i = n-l P"’J+1 ~2Р"-1.Я +рп-2,н _ e2u"-> Pn-UH - Pn-I,j
Д"2 2Pn4j
1 — 11 Pn-l,j+l = Pn,j+1 113111 Pn-l,j+l ~ Pn,j+1 /
Система (38.12) решается методом прогонки. Совместным решением первых двух
уравнений получим:
pij+i - Ai,j+iP2,j+i + C1(j+i,
(39.12)
539
где A1>j+1 = 1-Au2e2ui/4тР1(, ; C1>j+1 = Au2e2uiP1;j/4T-QAu/2. (40.12)
Далее, используя выражение для Pjj+i, in третьего уравнения системы (38.12) на-
ходим: P2j+i = +Сз,}н (4112)
и т.д. В общем случае будет иметь место:
^1=А1И112+1>>1 + С!>н f „ (42.12)
п Pn-i,j+i = An_ij+1P2 j+1 + Cn_i>j+1 (43.12)
Pn-ilj+i = Pn,j+i- (44.12)
Пз решения (43.12) и (44.1.2) относительно P^-ij+i получим:
Pn\j+l = Cn_1>j+1/[l-Aa_1>j+1] . (45.12)
Прогоночные коэффициенты в уравнении (42.12) будут определяться формулами:
или Ci>j+1 = Ai+1>j+1[ci>j+1 + Au2e2u*Pi;j/2r] . \ (48.12)
Таким образом, сначала необходимо вычислить по формулам (40.12) Aij+i и Cij+i, а
затем, используя уравнения (46.12) и (47.12), другие прогоночные коэффициенты. По из-
вестным коэффициентам.далее, используя формулы (42.12) и (45.12), вычисляют давления
в каждой узловой точке в момент времени). Приведенное выше решение получено путем
линеаризации системы на j+ 1-ом временном слое. Далее полученные давления использо-
ваны в 1-х точках в момент времени]. При такой постановке нелинейность должна быть
уточнена на каждом временном слое.
12.5. Особенности численного решения двухмерных задач фильтрации
упругой жидкости
Дифференциальное уравнение неустановпвшейся двумерной фильтрацгш упругой
жидкости имеет вид:
g2p [ g2p _ ] gp
5х2 йу2 х St
(49.12)
540
Требуется численное решение уравнения (49.12) при следующих начальном и гра-
ничном условиях:
t = 0, Р(х, у) = Рн = const, (х, у) е G (50.12)
6Р — = 0, (x,v)eT де (51.12)
P = P(x,y,t), (х,у)еГ, (52.12)
где С — нормаль к внешней границе пласта Г. На внешней грашще обычно задается либо
отсутствие притока [см. условие (51.12)], либо переменная во времени функция Р. При
предположении равномерности расположения и плотности источников уравнение (49.12)
может быть представлено в виде:
б2Р б2Р 1 5Р ,
—т + —г=- т +
дх2 ду1 X St
(53.12)
где Q(x,y,t) = — Q*(x,y,t); Q*(x,y,t) — плотность отбора нефти го единицы объема нефте-
К
носкости за единицу времени в момент времени t в точке с координатами х и у.
Отшгчгггельной чертой решения двумерных задач от одномерной является то, что
вместо отрезка в области интегрирования L с шагом Дх область фильтрации разбивается
на элементарные площадки с шагами Дх и Ду. Как отмечено в работе [38], для двумерных
задач наибольшее распространение получили сетки двух типов: блоковая, где искомое
давление имеет место в центре ячейки с координатами сторон элементарной площадки
Дх и Ду [см. рис. 4.12], и узловая, когда искомое давление вычисляется в узлах пересече-
ния линшй сетки. При блоковом типе сетки целесообразно решение с граничным условием
(51.12), а узловом типе — решение с заданным давлением на грашще [условие (52.12)].
Маспггаб по времени обозначим через К, тогда t = КД(, а давление в точке с коор-
динатами i, j и К через Pi j k- С принятыми обозначениями использование неявной разност-
ной схемы к (5 3.12) для ячейки i и j дает следующую зависимость:
Р -9Р +Р Р -9Р. -+-Р 1 Р -Р •
i+l,jk+l i,jJC+l 1,J+1,K+1 1,J,K+1 i,j-l,K+l 1 ‘>J>K
------------- + = -+4i,jK+b G>4.12)
Дх2-----------------------------------------------------------------Ду2-X At
в которой неговестны Р^+1 Л-Uk+i Л+у,к+Р nPi,J+u+i • Аналогично и при других
временных слоях будет пять давлений. Такая система отностпся к категортш с пятидиаго-
нальной матрицей, и для решеши таких систем предложены разлгпшые методы. В частно-
сти, согласно методу Ппсьмена-Рекфорда уравнение (53.12) по неявной схеме для проме-
жуточного (к+1/2)-го и (к+1)-го временных слоев для i, j -ft точки может быть представле-
но в виде:
541
У
i“l 2 ... i-i i i+1 . ;. «1-2 m-1 m
Puc.4.12
Блочно-центрированная разностная сетка
542
Р —?Р 4-Р Р —9Р J-P 1 Р —Р .
1+1,рс+1/2 i,iK+V2 i-l,j,K+y2 ri,j+Uc Zri,j,K+ri,j-l^ 1 i,j>+1/2 ГЬЬК ~
-------------Z?---------:----+---------------------A o,54t (5512)
и для (к+1 )-го временного слоя:
Pi+l,j,K+l/2 + Pi-l,iK+l/2 , Pi,j+1,K+1 ~ 2Pi,j^+l + Pi,j-1,K+1 _ 1 ^,|к+1 ~ Pi,j,K+l/2
Дх2 Ду2 ~х O,5At Ч^+Г
(56.12)
В уравнении (55.12) неизвестны: иР;_ик+1/2 Уравнение (55.12)
пишется для всех ячеек j-й строки. Прп этом с учетом граничных условий слева и справа
дР
—= 0 получится система тгз ш+1 алгеораических уравнений с таким же кошиеством не-
дх.
известных. Но эта система будет иметь трехдпагональную матрицу, и решение ее будет
аналогично решениям, использованным выше.
Еще одним методом решения уравнения (53.12) является метод Самарского [38].
Отличие последнего от предыдущего метода заключается в записи разностных уравнений.
Для 1, j -ой ячейки на (к+1/2)-ом временном слое уравнение (53.12) аппроксимируется
следующим разностным уравнением:
Pi+l,j,K+l/2 2PjjiK+1/2+Р|_1^+1/2 1 Pi,j+l^t+l/2 Pi,j,K
------------Т~2 ~~------77------+<«,Ьк+У2- (5'12)
Дх-----------------------------------------------------------------------х
а на (к+1)-ом временном слое будет:
Р — ?Р 4-Р 1 Р —Р
ri,j+l^+l i,j,K+l Н,}-1Л+1 _ 1 i,j,K+l М.к+1/2 q (5g И)
Ду2 X Д1 ЧМ*+1
Сложение уравненгй (57.12) и (58.12) позволяет получить аппрокспмащпо уравне-
ния (53.12) в i, j-й ячейке по неявной схеме, где вторая производная от давления по х ап-
проксимирована с "опозданием" на 0,5 шага по оси времени t Причем сумма плотностей
Qi. j, к+1/2 и Qi. j, к+i составляет плотность источника (стока) в i, j-й точке в пределах времен-
ного интервала [(к+1)Дй к At], В рассматриваемом случае уравнение (57.12) для каждой
ячейки j-n строки с учетом граничных условий превращается в систему с (ш+1) алгебраи-
ческими уравнениями с трехдиагональной матрицей. Аналогичным образом уравнение
(58.12) позволяет получить (п+1) алгебраических уравнений также с трехдпагональноп
матрицей, решение которых было изложено выше.
Рассматриваемый случай допускал прямоугольную форму' пласта в плане. В реаль-
ных условиях форма пласта отшиается от прямоугольника. При этом на каждой строке
имеет место разное число нетгзвестных. Поэтому координата i-й ячейки на рассматривае-
543
мой строке будет определяться равенством х = хо +1Ах, где хо — абсцисса крайней левой
ячейки данной строки. Аналогичным образом следует поступать и по j-й ячейке, т.е. опре-
делить у по формуле у = уо +jAy, где уо — ордината крайней нижней ячейки этого столбца.
Учет расположения и дебиты скважин
В представленном виде в уравнениях (53.12)-(58.12) дебиты скважин не привязаны
к конкретным точкам и "размазаны” по площади. При известном местонахождении сква-
жины на площади с координатами хс, ус уравнение (53.12) должно быть представлено в
б2Р S2P 1 SP
виде: S± + S± = ±^+Q5(x_Xc)5(y_yc)j (59.12)
бх2 0у2 х St
где S — функция Дирака, определяемая из равенства б(х - хс) = I, если абсцисса х равна
абсциссе расположения скважины хс; в противном случае это равенство будет равняться
нулю. Только в точке расположения скважины параметр S(x - Хс)8(у - ус) 0.
Если на месторождении имеется N скважин, то формула (59.12) записывается в ви-
де: ^ + ^ = -^±SQc5(x-xc)5(y-yc), (60.12)
Sx2 бу2 X St !
где знаки (+) п (-) перед суммой относятся к добывающим и нагнетательным скважинам.
В тех ячейках, где нет скважины, плотность источника (стока) равняется нулю. При этом
под плотностью понимается дебит жидкости QH или QB, умноженный на параметр p/Kh.
Естественно, что при численном решении задач фильтрации функция 8 также заменяется
своим расчетным аналогом. В частности, в (i, j)-ft ячейке:
N
EQi 5(xi-xc)5(yi-yc)=
1
(1/ДхДу,хс = Xj,yc = Yi
[0, Xc *Х; ИЛИус ^yf
(61.12)
Если пласт неоднороден по проницаемости, по толщине и упругоемкости (Г, то
уравнение (49.12) записывается в виде:
S K(x,y)h(x,y)SP S к(х,у)11(х,у) SP
Sx р Sx Эу р. Эу
= р*(х,у>(х,у)^5 (62.12)
от
где 0Ж = трж + рс, m — пористость пласта; рж и рс — коэффициенты объемной упругости
жидкости и скелета. Обозначим через:
P=P*h ис = КЬ/р. (63.12)
Тогда вместо первого уравнения (62,12) в разностной форме получим:
544
(64.12)
Аналогичным образом может быть записано второе слагаемое уравнения (62.12).
Причем проводимости пласта в ячейках i + и i - *4 и определяются формулами:
_ 1 /
1 /
-(^i+l.j +Cfi,j
CTi + *A,j —
(65.12)
Из приведенных выше изложений следует, что в (i, j)-ii узловой точке при исполь-
зовании неявной разностной схемы уравнение (62.12) будет записываться в виде:
^t+l,j,K+l ~ ,j,K+l Pj J,K+1 — Pi-l,j,K+l ^i,j+1,к+1 — Pi,j,K+l
CTi+l/2,j ai-V2,j + CTi,j+V2
Av4* Av4* Av*
Ax2
p. — p p. — p. .
“ ------zp---------= ₽ii------«------
(66.12)
В уравнешш (66.12) имеются пять неизвестных давлений. Записывая (66.12) для
каждой ячейки области интегрирования с учетом граничных условий, получим систему
(ш+1)(п+1) алгебраических уравнений с пятидиагональной матрицей, метод решения ко-
торой не представляет особой трудности.
)
Следует подчеркнуть, что при использовании блочной сеточной схемы давление
определяется на стенке некоторой фиктивной скважины с размерами Дх и Ду. Реальное
забойное давление будет несколько меньше, чем у стенки фиктивной. Дополнительные
потери давления от границ блока до истинной стенки сквджины могут быть оценены в ка-
ждый момент времени, допуская квазистационарность фильтрации внутри блока. Во всех
рассмотренных нами дальнейших примерах использован этот принцип. Цри этом внутри
блока может быть использована формула Дюпюи.
Изложенные выше простейшие случаи однородной фильтрации жидкости и газа
(рассмотрен идеальный газ с линейной связью между градиентом давления и скоростью
фильтрации) в однородной пористой среде с одной подвижной фазой позволяют познать
методические основы численного решения задач разработки для прогнозирования основ-
ных показателей.
На практике самым простым случаем может быть разработка газовых месторожде-
ний с неподвижным контактом газ-вода (шесто газовый режим) без фазовых превращений.
545
Однако даже в этом случае необходимо учесть множество факторов, влияющих на показа-
тели разработки. К таким факторам относятся многосложность, неоднородность пласта по
толщине, анизотропия пласта, неравномерность размещения скважин, разновременность
ввода в разработку отдельных участков залежи и т.д. Поэтому далее будут рассмотрены
(постановочно из-за невозможности изложения программ расчетов) основные уравнения и
замыкающие соотношения для решения этих уравненшт трехмерной одно-, двух- и трех-
фазных систем в неоднородных пористых средах.
12.6 Теоретические основы численного решения трехмерной однофазной
фильтрации газа в пористой сред?
Рассматриваемый случай представляет практический интерес при проектировании
разработки газовых месторождений с газовым режимом. При этом учитываются неодно-
родность пласта, неравномерность размещения скважпн, гравитационные силы. Имеются
алгоритмы и программы расчетов для линейного и квадратичного законов фильтрации га-
за в пористой среде. Система нелинейных алгебраических уравнений, получаемая в ре-
зультате разностной аппроксимации исходного дифференциального уравнения, решается
итерационным SIP-методом [40], который представляет собой вариант метода неполной
факторизации и характеризуется значительной эффективностью при решении задач
фильтрации с резкоменяюшцмися коэффициентами. Таким образом, для решения постав-
ленной задачи необходимо учесть изменения давления в процессе разработки. Считаются
известными состав газа и параметры пласта в отдельных точках залежи, а также началь-
ные распределения давления и температуры по толщине и по площади.
Фильтрация реального газа с учетом сил гравитации при линейном законе записы-
вается в виде.
div[(gradP - Pg)] = - J[mp] + SQi (t)8(x - x;)s(y - y;)s(z - Zj). (67.12)
Ц St i=i
Требуется решение уравнения (67.12) при следующих условиях:
t=0, Р(х, у, z, t) — Р(х, у, z), (х, у, z)sG; (68.12)
SP
—=0, (х, у, z)eT. (69.12)
дп
Уравнение (69.12) характеризует отсутствие притока газа (воды) на внешней гра-
нице, т.е. ее непроницаемость. Исходя из принятых выше условий, при которых происхо-
дит процесс истощения залежи, считаем известными следующие зависимости:
546
р = р(Р); ц = ц(Р); m = т(х,у, z, Р) иК= К(х,у, z, Р), (70.12)
где р — плотность газа; ц — коэффициент вязкости; m и К — соответственно коэффици-
енты пористости и проницаемости пласта в точке с координатами х, у, z; Q — массовая
плотность источников (стоков); G — область газоносности; Г — внешняя граница газо-
носной площади. Зависимости свойств газа от давления должны быть установлены экспе-
риментально с учетом состава или же приближенно определены по имеющимся литера-
турным данным. Параметры пласта ш и К определяются лабораторным изучением керно-
вого материала, хотя это не всегда возможно (в частности, при вскрытии неустойчивых
коллекторов). Кроме того, сохранить истинные значения этих параметров в процессе от-
бора керна и его последующего изучения не всегда удается. Поэтому в большинстве слу-
чаев зависимости m и К от давления принимаются в виде:
щ(х, у, z, Р) = П1н(х, у, z)-e -01m (Рн-Р); (72.12)
К(х, у, z, Р) = Кн(х, у, z)-e"“K(Рн-р) , (72.12)
где mH, К н — коэффициенты пористости и проницаемости пласта в точке с координатами
х, у, z при начальном пластовом давлении Рн; От, о^ — коэффициенты, учитывающие
изменение пористости и проницаемости при изменении давления на 0,1 МПа и
определяемые экспериментально. Обычно при прогнозных расчетах используют значения
этих коэффициентов, определенных не по кернам данного месторождения, а по данным
коэффициентов изменения пористости и проницаемости пород: песчаники, глины,
аргелиты, известняки, доломиты и т.д.
Как это было сделано ранее при рассмотрении методических основ численного ре-
шения задач фильтрации, приведем уравнение (67.12) к безразмерному виду:
р* = р/р0- р* = р/ pg- ц* = К* = К/Ко; х* = x/Lo; у* = y/Lo;
z* = z/L0; G = p0L0g/Po; a,m = amPo’> ак = акР0’ (73.12)
т = KoPot/niop.oLQ ; Q = PoQ/KopoPoL0 ,
где Po, po, Цо, Lo, Ko, nio — характерные значения этих параметров.
С учетом (73.12), опуская индексы-звездочки, вместо (67.12) получим:
д Г (ар _ Y] д Г (бР _ "П д Г Г дР Y
— ст------pGcos0Y ч------d------pGcos0v Ч------d-------pGcos0z -
sxL XJJ бу|_ <dy yJJ az|_ I az 2J_
= cp^ + SQiSCx-XiXy-yiXz-Zi), (74.12)
6r i=1
где о = Kp/p. и q>=-amp ч- ш др/дР , 0Х, 0У, 0Z — углы между вектором g и осями х, у, z.
Решение уравнения (74.12) при начальном и граничных условиях, выраженных через
547
(68.12) и (69.12), позволяет прогнозировать изменение давления Р в любой точке залежи и
в любой момент времени в процессе разработки, независимо от формы залежи, размеще-
ния скважпн. их дебптов и т.д.
Решение уравнения (74.12) рассмотрим на примере полосообразной залежи, дрени-
руемой одной несовершенной вертикальной скважиной [см. рис.5.12]. Для конечно-
разностной аппроксимации уравнения (74.12) в работе [40] предложена неявная семито-
чечная разностная схема типа "крест". Аналогично решению уравнения (62.12) пред ста-
вим уравнение (74.12) в разностной форме для точки с индексами i, j, к:
Axi
1
АУ,-
- GcosOr (^+1/2Р1+1/2 ~ <Vl/2Pi-l/2 )
Jj,K
Ayj
гк-1/2(Рк -
AzK+1 AzK
p.. - P" Q*.
= cp 1JK 1JK I _K
At AxiAyjAzK
Ду>1
- Cl cos9y ~ aj-l/2Pj-l/2
AzK
Ji,K
-Gcos9z(crK+]y2pK+i/2 _ок-1/2Рк-1/2)
(75.12)
где Axi, Ayj, AzK —шаги по пространственным переменным; P“ — давление на времен-
ном слое n; Q* — безразмерный массовый дебит узла с сеточными координатами i, j, к.
Если умножить (75.12) на Axi, Ayj nAzK и сгруппировать коэффициенты при неизвест-
ных давлениях на (n+1) временном слое, то вместо (75.12) получим:
АР?-]1 iK +ВР“м„ +CP?(Li +EPf(1+DPP++11;K + HPf]+1+ZPp_f• = F”^. (76.12)
В уравнении (76.12) опущены индексы i, j, к при коэффициентах А, В, С, D, Н, Z и
F. Значения этих коэффициентов определяются формулами:
AyjAzK : AXiAzK. __ AYjAxi
A CTi-1/2,jjc - B — Cj j_]/2,K ~ c4,j,K-l/2 - >
’ Axi 4 Ayj J AzK
AyjAzK AxiAzK. AYjAxi
U - ai+l/2,j,K H - ai,j+l/2jc ’ L - ai,j,K+l/2 -
ДХ1+1 ЛУ^1 AZk+1
AxiAy;AzK
A+B+C+D+H+Zd--------cp
Ax
548
С
1* 1 r
1 1 1
1 > 1 с 1 JL 1 J
1 । I i । 1 1 1 1 1 . 1
1 » 1 1 I г 1 _u 1 1 1 1 1 1
i i t I « i i I 1 1 _
X
У
z
Рис. 5.12
Схема полосообразного фрагмента залежи, дренируемого
одной несовершенной вертикальной скважиной
549
AxiAy;AzK .
F =-----------—
/ Дт
£>К / \
— cpp + Q + G|_cos9x(DAxi+1pi+^2 -AAxipi_]/2^K +
cose/HAy^p^ -BAyjPj_1/2). к +cos0z(zAzk+1Pk+1/2 - CAzKpK_]/2).J
(77.12)
В уравнениях системы (77.12) параметры ст, ф и р относятся к (п+1)-му временному
слою. Если записать уравнение (76.12) для всех узлов сеточной области и исключить не-
тгзвестные давления на контуре области, а также использовать конечно-разностную ап-
проксимацию граничного условия (69.12), то получится замкнутая система алгебраиче-
ских уравнений.
В матричной форме систему (76.12) можно представить в виде:
MP = F. (78.12)
Для произвольного внутреннего узла сетки в разностное уравнение (76.12) входят
семь неизвестных, т е. система является семидиагональной матрицей. В соответствии с
алгоритмом SIP-метода, прибавляя в (78.12) некоторый вектор NP, получим:
(M + N)P = F+NP. (79.12)
Матрицу N выбирают таким образом [40], чтобы матрицу (М + N) можно было
представить в виде произведения двух треугольных матриц Li и Ь2. Тогда вместо (79.12)
можно записать:
Li • L2-P = F + NP, (80.12)
где Li и Ь2 — нижняя и верхняя треугольные матрицы. Решение матричного уравнения
(78.12) можно представить на основе следующего итерационного процесса:
Li • Ь2 • Pm+1 = F + NP“ (80.12)
где Pm+1 и Рт — векторы давления на m-й и (т+1 )-й итерациях.
Согласно [40] итерационный процесс происходит быстрее, если уравнение (81.12)
записать относительно разности давлентш на m-й и (т+1)-й итерациях. С учетом этого
уравнение (80.12) представим в виде:
Li • Ь2 • 8P“+1 = F - MPm, (82.12)
5Pm+1 = pm+i _ pm Решение матричного уравнения (82.12) находится последовательным
решением двух уравнений с треугольной матрицей:
, Li-V = F-MPm = Rra;
L2-6Pm+!=V. (83.12)
В работе [40] приведен порядок подбора матриц Li, L2 и N, а также алгоритм расче-
та численного решения задачи трехмерной фильтрации реального газа.
550
12.7 Теоретические основы численного решения трехмерной двухфазной
фильтрации в пористой среде при прогнозировании разработки газовых
месторождений с подвижным контактом газ-вода
В процессе разработки газовых месторождений с различной степенью интенсивно-
сти продвигается вода из водоносного бассейна. Поэтому решение задачи о двухфазной
фильтрации представляет большой практический интерес. Отличительная особенность
этой задачи от однофазной фильтрации заключается в необходимости учета следующих
факторов: капиллярных сил; растворимости компонентов в фазах; сжимаемости флюидов
и пород, фазовых проницаемостей в зависимости от насыщенности пор фазами. Однако
степень насыщенности пор фазами при решении для каждого элементарного слоя (про-
пластка) принимается равномерной, не зависящей от размеров и форм каналов в пределах
данного пропластка.
Исходное уравнение изотермической трехмерной фильтрации многофазной смеси
по линейному закону имеет вид:
£траМа + SQ‘8(x - хj)б(у - Уj Mz “ zj)’
.0=1 J j=l
1=1, 2,3... к (84.12)
где о. — номер фазы, Ко, ра, Ца, Za, Ра, sa — соответственно коэффициенты относительной
проницаемости, плотности, вязкости, массовая доля i-ro компонента в a-ой фазе, давление
и насыщенность по фазе; к — число компонентов; g — вектор ускорении свободного па-
дения; Q j — плотность (интенсивность) j-ro источника, и — число фаз; 5 — функция Ди-
рака.
Эта система уравнений (84.12) может быть решена при соответствующих гранич-
ных и начальном условиях только при следующих дополнительных соотношениях:
к . п
Y/a = U Esa = Pa-Pp = Pca|3(SbS2, ... Sn);
1=1 i=l
Pct-pa(Pa)j Ца— j-la(Pa), — Ka—Ka.(Sl, 82, Sn); (85.12)
m(x, y, z, P) = niH(x, y, z) • m'(p); K(x, y, z, P) = KH(x, y, z)- K'(p) ; P = P = - £ Pa .
na=1
Для смеси из двух компонентов газа и воды и двух фаз: газовой и водяной, т.е. ко-
гда п = 2 и к = 2 при пндексировантш газа через " 1а воды "2" вместо (84.12), получим:
551
divJK
div( К
^^(gradPj. -p1g)+^^-£12(gradP2 -p2g) [ =
Pl P2 JJ
^^-^(gradPj - p1g)+ K2p?-^(gradP2 - p2g) • =
Pi P2 , » JJ
= P12^-+p2^-+ZQj 8(x-xj)8(y-yj)8(z- zj) ,
vt Сч j_j
„1 Л dpi Д dm Д 6S1 Д 0s2
где ft = mp1s1 + ms^! + Wi — + mPPi ~ + mP2/2 ~
2 dA Д dp, • 1 dm д dsi 1 ds2
Й = + ms?2 + W. ~ "PA " ™₽Л
1 ? dpi .2 dm 2 dsi 2 ds2
₽2 = трЛ -~- + ms1€1 — + €1S1P1 — 4-mp^ — + тр2€2 —
„2 dH „2 dp2 .2 dm .2 ds, „2 ds2
₽2 =mp2s2—^ + ms2^2~ + ^2P2s2——ШР1Л ~-mP2^2~ J
<7Г2 <7Г2 0^2 <2ГС <7ГС
Начальное и граничные условия для решения системы заданы в виде:
t-0, Pi(x, у, z, t)= Рщ(х, у, z), (x,y,z)6G
Р2(х, у, z, t)= Ргн(х, у, z),
дР1/дп = 0; dP2/dn = 0; (х, у, z)ef
где Р1н, Ргн — начальные давления в газовой и водяной фазах, G — область интегрирова-
ния системы (86.12); Г — внешняя граница области интегрирования; Рс — капиллярное
давление на границе фаз. Обычно для удобства расчетов самой системы (86.12) замыкаю-
щие соотношения (85.12) и грантгчные условия приводят к безразмерному виду [см. фор-
мулы (73.12)]. Обозначив через ст*а = К^р^^/ц^ ииспользуя подход, принятый в преды-
дущем пункте, при решении задачи однофазной трехмерной фильтрации газа конечно-
разностная аппроксимация системы (85.12) для точки с сеточными координатами i, j, к
будет иметь вид:
АР?-й,к + ВР^1;К + CPPt^ + EP?fK + DP$j;K + НР?ДК + ZP&+1 = F-Xk
552
где AijK -
Вцк =
СТ1
ст12
CijK =
СТ1
СТ1
_i
1
ZjjK -
р..
^Tjk —
'2
i-l/2,j,K
AyjAzK
Axi
AxjAzk
On • • Ay -
2 i,j-1/2,k J
ст2
_2
°2
_2
AyjAxi
СТ2
2
СТ2 i+l/2,j,K
°2
CT2
2
CT2 i,j,K+l/2
AzK
AyjAzK
Axi+i
AxiAzK
AyjAxi
Azk+1
AxiAy;AzK
A+B + C+D + H + Z +-------
At
ЦК
AxiAy-AzK * г j ч
P“P + Q +G СО80х(П{АХ;+1р;+]/2 - AjAxiPi_]y2)
F- =
,JK At
J>K
cosOyfHjAy^p^ - BjAyjPj-i^).* + cos0z(zkAzк+1 Pk+1/2 “ CKAZKpK_]y2 )j J J •
Р1
Р-
,JK Р2 .
* 11
(90.12)
_Р1 Рг
Р? Р1Н:
_Qi
Q2 ••
11
Р1
Р2 ;;
; QijK -
ЦК
’ Рцк -
ЦК
Алгоритм расчета распределения давления в любой точке в любом временном слое
приведен в работе [40] с учетом особенностей интегрирования и использования SIP мето-
’ Рцк ~
ЦК
1JK
да.
ВЦК ~
М - CTi
*4jx “
_ СТ1
СТ1
Ст2 i,j,K-l/2
12.8 Теоретические основы численного решения трехмерной трехфазной
фильтрации в пористой среде при прогнозировании разработки газонефтяных
месторождений с учетом продвижения нефти и воды
Разработка газонефтяных месторождений является одной из сложнейших проблем
подземной гидрогазодинамики. Дополнительные трудности при разработке таких место-
553
рождений возникают из-за необходимости поддержания давления в нефтяной оторочке,
незначительной толщины оторочки, выпадения конденсата в процессе разработки, проры-
ва верхнего газа и обводнения скважин, вскрывших нефтеносный интервал с подошвен-
ной водой и т.д. Общий вид изотермической многокомпонентной и многофазной неста-
ционарной трехмерной фильтрации описывается системой (84.12). Теперь это уравнение в
безразмерном виде для трех компонентов (нефть, газ тувода) и трех фаз (нефтяная, газовая
и водяная) представим в следующей форме:
div^'fA^gradPi +AK2gradP2 +AK3gradP3)] =
где к — номер компонента; а — номер фазы; индексы "1". "2", "3" относятся соответст-
венно к газу, нефти и воде. Предполагаются известными зависимости:
Ра =Ра(Ра); = ^(Р«Х Ца=Ц (?a)i Ша =Ш (Ра);
Pi - р2 = Рс 1,2(81); Р2 - Рз = Рс 2,3(S3); K(S1); К2= K(s2); (92.12)
K3=K(s3),
где mr и К' — коэффициенты пористости и проницаемости в точке (x,y,z);
ша =шо + рс(Ра - Рат) — пористость при давлентпг Ра; то — пористость при атмосферном
давлении; QK = XQa — плотность источника по к-му компоненту смеси; Рс — капил-
лярное давление между фазами а и [3; рс — коэффициент упругоемкости пласта.
Замыкающие соотношения в общей форме будут иметь вид:
к N
1Х = 1; IX = 1; Pa-Pp=Pca,₽(saX a=l,2,...N. (93.12)
к a
Безразмерные параметры обозначены через зависимости:
р* = р/ро; (К')* = К7Ко; р* = ра/ро; ц* =pa/go’. x* = x/Lo; z*= z/zo;
G = gpozo/P0; pc = pcP0/m0; т= KoPot/mopoRo ; (94.12)
Q* = PoQK/RoKopoPo ; 111 a = = 1+Pc (pa “Q* = Q dx dy dz,
где Po, po, Цо, Lo, Ko, nio — характерные значения проницаемости, плотности, вязкости, ли-
нейного размера, глубины залегания пласта и пористости.
Значения параметров в уравнентш (91.12) определяются следующими формулами:
АК1 ~ RiPi^i /pi ’ = К2р2^2/Р2 ; X? ~ КзРз^з/из ;
554
К1
— .к к бр1 1 к
= МЛsi + mi si зр~ + р1 gp- +pi^i
Ssi
S(P1-P2)
_K 0Sl
-т2₽лЖ^);
₽к2
S1 s2
Ф2 ~ ^2 I ,Kf ^1_________________^3
SP2 p2ap2. 92 W1-P2) 6(P2-
6P2
лК _K Cfe3
-гп1р1€1 ^агЛг\+1ПзРз^з
(95.12)
₽K3 -РсРзФз+Шз s3 ^3^“+P3T5~ “Рз^З
ар3 ар3
Ss3
s(P2-P3)
+ m2p2£2 - / 6S’3—г
2a(p2-p3)
к Sp3 , „ ^3
Система (91.12) является нелинейной, и ее решение получено в работе [40] мето-
дом неполной разностной факторизации. Такое решение было использовано и в работах
зарубежных авторов. Сущность этого метода заключается в следующем: система разно-
стных алгебраических уравнений с семидиагональной матрицей представляется в виде
двух треугольных матриц. Обычное разложение матрицы (факторизация) М на треуголь-
ные матрицы U н L приводит к появлению ненулевых членов области между диагоналя-
ми. Во избежание необходимости большой памяпт для хранения ненулевых членов мат-
риц и машинного времени при расчетах матрицу М модифицируют добавлением некото-
рой вспомогательной матрицы N таким образом, чтобы ненулевые члены сохранялись
только на определенных диагоналях. С учетом изложенного систему разностных уравне-
ний, аппроксттмтфующую систему дифференциальных уравнений и граничные условия,
запишем в виде:
M-P = q. (96.12)
Модифицируем матрицу М согласно изложенному выше добавлением вспомога-
тельной матрицы N. Использование вспомогательной матрицы N может быть осуществле-
но несколькими методами. Ниже использован метод, приведенный в работе [40]. Согласно
этому методу:
(M+N)-P=q + N-P, (97.12)
где матрица M+N легко разлагается. Систему (97.12) можно решать при известных вели-
чинах в правой части. Для этого можно использовать итерационную схему:
(M + N)-₽m+1 = Q + N-₽m,
где m — номер итерации. Систему (98.12) представим в виде:
(М + N)-Pra+1 = q + N- Рга + М• - М Pm, (99.12)
тогда получим: (М + N)dPra+1 = (100.12)
555
где dPm+1 = Pm+1 - Pm и = q - МРт, M — матрица коэффициентов разностных
уравнений; N — вспомогательная матрица, Р — искомая векторная функция; q — правая
часть разностных уравнений (вектор). Значения f’nq записываются в виде:
РШ р1 q1
f> = Pi,j,K ; q = Qi,j,K р* = р3 q2
р3 q3
Р M,N,Kz ЧМ,И,Кг i,j,K
где Pjjj.— фазовое давление в (i, j, к)-п точке разностной сетки; q[jK— правая часть
уравнения в (i, j, к)-й точке расположения скважины, соответствующая определенному
компоненту смеси m = 1, 2, 3.
Модпфтщированная матрица М + N должна разлагаться (факторизоваться) на верх-
нюю и нижнюю треугольные матрицы, т.е. UnL:
M + N = U-L. (101.12)
Из равенств (100.12) и (101.12) следует, что
(М + N)dPm+1 = LUdPm+1 = (102.12)
Обознашгмчерез V = Udf’m+1. (103.12)
Тогда LV = £m. (104.12)
Решение системы (102.12) с учетом (103.12) и (104.12) приведено в работе [40]
12.9 Учет нелинейности закона фильтрации газа при численном методе
прогнозирования основных показателей разработки газонефтяных
месторождений
Связь градиента давления со скоростью фильтрации для жидкой фазы была уста-
новлена на базе экспериментальных исследований. Изучение этой связи для газовой фазы
показало, что у различных исследователей эта связь представлена по-разному: через экс-
поненциальные, квадратичные и кубические зависимости. Все исследователи были едины
только в том, что нарушение линейной зависимости между градиентом давления и скоро-
стью фильтрашш происходит в основном в призабойной зоне, где скорость фильтрации
достигает максимального значения. Среди предложенных связей между градиентом дав-
ления и скоростью фильтрацгп! наибольшее распространение получили две зависимости:
экспоненциальная и квадратичная (в основном в Российской Федерации). Учет закона
556
фильтрации газа при разработке газонефтяных и газовых месторождений является прин-
ципиальным вопросом, так как при различных законах фильтрации газа, нефти и воды и
заданных забойных давлениях (или депрессиях на пласт) распределение давления в пласте
по фазам отличается, что приводит к быстрому прорыву газа к скважине через нефтена-
сыщенные части интервала перфорации [см. рис. 6.12]. Поэтому при численном прогнози-
ровании основных показателей разработки следует решать уравнения фильтрации для
нефти и воды при линейном, а для газа — при квадратичном законах сопротивления. В
общем виде такая система уравнений может быть представлена в следующей форме:
ГрД/1!
div 1 1 1
Mi
Мг
(105.12)
dt
где i= 1, 2, 3.
6-функция для газовой фазы, учитывающая квадратичный закон фильтрации этой
фазы и определяемая по координатам через зависимости:
6
4P*Kfpj
Ml
ер, -az
4p*KiPi
Mi
ePj -az
“ Pig —
dz dz
Индекс i показывает номер компонента; 1, 2, 3 — соответствуют компонентам газ,
нефть и вода; С — доля компонента в фазе; К — фазовая проницаемость, определяемая
через относительную проницаемость, т.е. К = Каб • Кот. Относительные проницаемости по
фазам определяются по известной насыщенности пористой среды отдельными фазами со-
гласно методике, использованной в работе [40]. Z — глубина точки пласта, через которую
учитываются гравитационные силы; р* — коэффициент, характеризующий неоднород-
ность поровых каналов по форме и размерам, т е. коэффициент макрошероховатости по-
ристой среды [10]. Система уравнений (105.12) замыкается соотношениями (93.12). Зави-
симости физических свойств фаз от давления, используемые в системе (93.12), (105.12) и
(106.12), могут быть выражены через алгебраические полиномы и проверены по фактиче-
ским данным проектируемого месторождения. Начальные и граничные условия для реше-
ния приведенной выше системы аналогичны условиям, принятым в пункте 7 (88.12),
557
Распределение давления в газонефтяном пласте
558
(89.12), но для всех трех фаз. Метод решения системы (105.12) с учетом (106.12), замы-
кающих соотношений (93.12) и начального, и граничного условий типа (88.12) и (89.12)
аналогичен методу, использованному при решентш аналогичной системы (84.12), отли-
чающейся от (105.12) только законом фильтрации для газа.
12.10. Комплексная геолого-математическая модель
численного прогнозирования показателей разработки
газовых и газонефтяных месторождений
Приведенные выше теоретические основы численного прогнозирования показате-
лей разработки газовых и газонефтяных месторождений охватывают процессы, происхо-
дящие только в пористой среде. Эти процессы позволяют проектировщику оценить харак-
тер тгзменения давления в любой точке газонефтеводоносного объекта, дебптов скважин,
насыщенности пор фазами, коэффициенты извлечения газа, конденсата, нефти; актив-
ность вторженти воды по толщине и по площади и многих других параметров.
Эти процессы являются главными и определяющими при проектпровантш разра-
ботки газовых и газонефтяных месторождений. Однако прогнозируемые показатели и
процессы, происходящие в пласте, зависят от реальных условий освоения месторождения.
К этим условиям относятся тип скважины (вертикальный или горизонтальный), вскрытия
пласта с учетом наличия нефтяной оторочки подошвенной пли контурной вод, последова-
тельность залегания пропластков с различными емкостными и фильтрационными пара-
метрами, параметр анггзотропии каждого пропластка, размещение скважин, технологиче-
ский режим их эксплуатацгш, годовые отборы из месторождения, конструкцгш скважин,
сроки ввода в эксплуатацию отдельных участков залежи и многие другие факторы. При
улете перечисленных факторов оптимальным вариантом разработки может оказаться не
тот, при котором пластовые процессы являются наиболее благоприятными, а тот, который
продиктован условиями отбора газа, эксплуатацией скважин, подготовкой скважиной
продукцшг и т.д.
С этой позпщш вопросы прогнозирования показателей разработки газовых место-
рождений были рассмотрены в работе [38]. Для создания реального проекта, показатели
которого были бы увязаны возможностью заказчика, т.е. его способностью ввода отдель-
ных участков залежи в разработку, объемом реашгзацни добываемого газа, системой под-
готовки газа и нефти и т.д., следует создать комплексную модель освоенти залежи, в ко-
торую должны входить основные узлы системы «пласт-газопровод», показанной на рис.
559
Схема движения газа в системе “пласт-магистральный газопровод”:
1 — пласт, 2 — ствол скважины, 3 — арматура, 4 — шлейф, 5 — блок входных ниток,
6 — сужающее устройство, 7 — система подготовки газа, 8, 10 — внутрипромысловый
коллектор, 9 — ДКС, 11 - ГРП, 12 — магистральный газопровод.
560
7.12. При таком подходе число, конструкции и сроки ввода эксплуатационных и нагнета-
тельных скважин, сроки ввода и мощности УКПГ, технические характеристики и сроки
ввода в эксплуатацию внутри промысловых коллекторов и шлейфов, сроки ввода и мощ-
ности ДКС, интервалы вскрытия пласта, гидравлические характеристики фонтанных труб,
арматур, клапанов отсекателей, режимы работы скважин, параметры установки по подго-
товке газа и т.д. должны быть известными как исходные данные. На всех узлах приведен-
ной схемы характер изменения давления должен быть определен, исходя пз имеющихся
зависимостей между давлением, температурой, дебитом и конструктивных особенностей
этих узлов. В принципе для выбранных забойных давлений (депрессии) или дебигов по
скважинам сначала определяется возможность пласта по производительности при его
вскрьгппт вертикальным штн горизонтальным стволом. Далее рассматриваются ограниче-
ния, вызванные тем или иным узлом системы «пласт-газопровод» на различных этапах
разработки.
Идеальным вариантом разработки газонефтяной залежи был бы вариант, продикто-
ванный работой пласта, при которой достигается максимальное извлечение углеводород-
ного сырья. Однако при ориентации на максимальные коэффициенты газоконденсатонеф-
теотдачи пласта экономические показатели разработки существенно ухудшаются из-за
удлинения продолжительности разработки (особенно при обратной закачке отсепариро-
ванного газа) залежи, увешиения числа скважин и т.д.
Совместное решение системы уравнений фильтрации газа, нефти и воды к скважи-
не, движение этой смеси по стволу, шлейфу (коллектору) в сепараторах, теплообменниках
и т.д. с использованием комплексной математической модели не гарантирует высокую
точность прогнозируемых показателей, если исходные уравнения движения смеси в сис-
теме «пласт-газопровод» некачественно описывают процесс неизотермического течения
смеси в этой системе. Так, например, до настоящего времени не разработаны уравнения
многофазного, многокомпонентного неизотермического движения газожидкостной смеси
с фазовыми переходами в вертикальных и горизонтальных трубах для большинства струк-
тур газожидкостного потока. Поэтому на точности прогнозируемых показателей отража-
ются погрешности используемых уравнений движения потока от забоя скважины до нача-
ла магистрального газопровода.
Несмотря на отмеченные особенности комплексного моделирования разработки
газовых месторождений, в работе [38] рассмотрен и выполнен пример расчета показателей
разработки с учетом трехмерной двухфазной фильтрации в пористой среде, движение
этих фаз по вертикальному стволу, по шлейфу, по технолопгческон лпнш! УКПГ и работы
561
ДКС. Приближенно такой подход был использован в работе [7] прп проектировании раз-
работки Северо-Ставропольского, Газлинского и других газовых месторождений.
Преимущество прогнозирования показателей разработки с помощью комплексного
математического моделирования очевидно. Поэтому в будущем для качественного проек-
тирования разработки газовых и газонефтяных месторождений численными методами оп-
ределенные усилия должны быть направлены на создание более корректных теорепгче-
ских основ движения многофазной смеси от забоя до начала магистрального газопровода.
Особого внимания заслуживает увязка в работе [38] технологических показателей
разработки газового месторождения в системе «пласт-газопровод» с экономическими по-
казателями в зависимости от стоимости бурения скважин, скважинного оборудования, ар-
матуры, шлейфов, дороги к скважинам, коллектора, УКПГ, ДКС и т.д.
Качество прогнозных показателей проверяется совпадением расчетных и фактиче-
ских данных по истории разработки залежи.
12.11. Создание геолого-математической модели месторождения
К настоящему времени разработаны некоторые обпще правила создания геолого-
математических моделей месторождения или его фрагментов. Для наиболее общей задачи
трехмерной трехфазной фильтрации эти правила сводятся к:
— выбору системы уравнений в частных производных и замыкающих соотноше-
ний, описывающих процесс разработки газового месторождения при газовом режиме
(трехмерная однофазная фильтрация) пли прп упруговодонапорном режиме (трехмерная
двухфазная фильтрация) и газонефтяного месторождения (трехмерная трехфазная фильт-
рация).
— выбору системы координат (декартовая, цилиндрическая и т.д.);
— выбору геометрии модели (одномерные, двухмерные, трехмерные);
— выбору законов фильтрации для фаз — линейный для всех фаз или линейный
для жидких и квадратичный для газовой фазы;
— учету физических и теплофпзическпх свойств флюидов: однофазные, многофаз-
ные модели, газированной жидкости пли композиционные модели для учета фильтрации
отдельных компонентов;
— учету работы системы скважина— ДКС;
562
— учету тепломассопереноса (изотермические или неизотермические модели при
закачке пара в пласт, внутрппластовом горении и модели фильтращш смеппгвающихся
или несмешивающихся флюидов);
— учету свойств пласта и массовых сил: модели несжимаемой пли сжимаемой по-
ристой среды, капиллярных и гравитационных сил.
Численная модель для двухмерных задач выбирается в виде пяпггочечного про-
странственного шаблона, а для трехмерных задач — семиточечного. Для решения задач
многофазной многокомпонентной фильтрации можно использовать различные методы;
например, метод неполной разностной факторизации. метод переменных направлений,
метод исключения с упорядочением узлов и т.д.
Если получаемая система алгебраических уравнений характеризуется наличием не-
линейных коэффициентов, то при ее решении следует применять итерационный метод.
Нелинейные коэффициенты при неявных разностных схемах решения обычно берутся на
верхнем временном слое предыдущей итерации. Для задач многофазной фильтрации фа-
зовую проницаемость между двумя узлами сетки рекомендуется принимать равной про-
ницаемое™ в узле вверх по потоку, т.е. в узле, где давление выше [3]. Существенным во-
просом при создании геолого-математической модели является выбор вида разностной
сетки. В случае, когда задается производная от функции, т.е. поток флюида через границу,
рекомендуется блочно-центрированная сетка, как это показано на рис. 4.12. Наличие при-
тока через некоторую часть внешней границы задается при помощи источников (стоков) в
соответствующих узлах разностной сетки. При решентш трехфазной фильтрации следует
учесть попарный контакт этих фаз. При этом возникает необходимость в трех зависимо-
стях между капиллярным давлением и насыщенностью. Известно, что капиллярное давле-
ние на грантще между газовой и водяной фазами можно считать равным сумме капилляр-
ных давлений на грантще между нефтяной и газовой фазами и нефтяной и водяной фаза-
ми. Капиллярное давление между газовой и нефтяной фазами можно определить коэффи-
циентом газонасыщенностп, а капиллярное давление между водяной и нефтяной фазами
— коэффициентом водонасьпценности пористой среды.
Совместное движение трех фаз приводит к необходимости использования фазовых
проницаемостей для каждой фазы. При трехфазной фильтрации получение эксперимен-
тальных зависимостей между фазовыми проннцаемостямп и насыщенностью пор фазами
связано с большими трудностями. Поэтому при численном решении задач трехфазной
фильтращш следует пользоваться имеющимися аналитическими зависимостями, в част-
ности методами, предложенными Стоуном пли Роузом [38].
563
При задании начальных условий следует учесть, что флюиды в пласте первона-
чально находятся при кашшлярно-гравптационном равновесии. Как правило, в газонефтя-
ных пластах имеются зоны: газонасьпценная с остаточными нефте- и водонасытценностя-
мп; переходная между газом и нефтью, где водонасыщенность носит только остаточный
характер; нефтяная, где газ и вода остаточные — неподвижные; переходная между неф-
тью и водой, где имеется остаточная газонасыщенность, а насыщенность нефтью и водой
обусловлена кашшиярно-гравитационными силами; •водонасыщенная, где газонефтена-
сыщенность носит остаточный характер. С помощью капиллярных кривых для рассматри-
ваемого месторождения определяются капиллярные давления, соответствующие остаточ-
ной водо- и газонасыщенности, а также максимальная насыщенность по газу.
Величины толпцгн газовой и нефтяной зон устанавливаются по данным промысло-
во-геофиз1гческих исследований. Толщины переходных зон газ-нефть и нефть-вода опре-
деляются по известным давлениям по фазам и капиллярным давлениям при остаточных и
максимальных насыщенностях пор газом и водой. Методика определения толщин пере-
ходных зон и давлений на границах зон приведена в работе [38].
При разработке программы расчета показателей разработки необходимо учесть
скорость вычислений, оптимальное использование памяти компьютера, универсальность
программы и т.д. Размеры и ориентация разностной сетки является одним из основных
факторов, влияющих на точность решения. Размеры сетки должны быть подобраны, исхо-
дя из поставленной задачи, параметров проектируемого месторождения. Сетка должна
быть ориентирована с направлением главных осей тензора проницаемости. При созданшг
геологической модели слои модели должны соответствовать слоям геологического разреза
по всей газонефтеводоносной площади. В случае значительных изменений параметров
пористой среды следует измельчать шаг разностной сетки. Особенно это касается приза-
бойных зон нагнетательных и эксплуатационных скважин. Особое внимание должно быть
уделено временному шагу. Если решается обратная задача, например, перераспределение
давления в пласте после пуска скважины на стадтщ первой фазы, то шаги по времени в за-
висимости от емкостных и фильтрационных параметров пласта могут составлять десятки
секунд.
12.12. Прогнозирование показателей разработки газонефтяного
месторождения численным методом системой вертикальных скважин
Основное понятие, заложенное в слово «газонефтяное месторождение» или «газо-
вое», точнее газоконденсатное месторождение с нефтяной оторочкой, как правило, заклю-
564
чается в том, что нефтяная залежь имеет относительно небольшую толщину. Поэтому раз-
работка газонефтяных месторождений характеризуется низким коэффициентом нефтеот-
дачи. На газонефтяных месторождениях, как правило, отсутствует чисто нефтяная зона.
Нефтяная оторочка, имеющая газовую шапку с большими запасами газоконденсатной
смеси и подошвенную воду, при вскрытии вертикальным стволом достаточно быстро за-
газовывается и обводняется. Это приводит к резкому снижению и без того небольшого
дебита вертикальной скважины. Эксплуатации таких скважин, как нефтяные, становится
нерентабельной. Для наглядного примера ниже спрогнозированы показатели разработки
газонефтяного месторождения системой вертикальных скважин с использованием чис-
ленного метода. Далее для этого же месторожденти был сделан прогноз показателей раз-
работки с применением горизонтальных скважин.
12.12.1. Влияние вскрытия оторочки на дебит вертикальной скважины
В разделе по вскрытию продуктивных пластов вертикальными и горизон-
тальными скважинами рассматривались вопросы общего характера, и рекоменда-
ции проектировщикам не ограничивались малой толщиной пласта, какой бывает
величина h оторочек. На газонефтяных месторождениях Уренгойское, Заполярное,
Феодоровское, Среднеботуобинское и др. толщина оторочки колеблется в диапа-
зоне 4 < h0T < 16 м при средней толщине оторочки 8-fIO м, из которой около 4-х
метров составляют переходные зоны газ-нефть и нефть-вода. Поэтому основной
приток нефти происходит тгз интервала толщиной 4-6 м. При небольшой прони-
цаемости пласта и сравнительно высокой вязкости нефти дебит вертикальной
скважины становится очень низким. В условиях возможного разрушения призабойной
зоны величина градиента давления в пласте, как правило, ограничивается. В результате
таких ограничений, связанных с толщиной оторочки и величиной градиента давления,
вертикальные скважины для разработки нефтяных оторочек становятся непригодными. С
этим связан и низкий коэффициент нефтеотдачи при разработке нефтяных оторочек вер-
тикальными скважинами. На рассматриваемом газонефтяном месторождении чисто неф-
тяная зона отсутствует (см. рис. 8.12). Общие эффективные и вскрытые толщины отдель-
ных зон рассматриваемой оторочки, в частности зон: газ-нефть, газонефтеводоносной и
водонефтяной, и полученные при этом коэффициенты несовершенства приведены в таб-
лице 1.12.
565
Таблица 1.12
\^ 3j»Hbi^ Параметры Газонефтяная Газонефтеводяная Водонефтяная
1 1 2
^н.эфл М 10,6 6,0 13,1 7,8 10,3
Ьвс.эфл М 8,6 2 . <9,1 3,8 8,3
с 0,69 5,6 1,6 3,4 0,7
При этих параметрах дебиты вертикальных скважпн при депрессии на пласт
ДР = 0,1 МПа и вязкости нефти в пластовых условиях приведены в таблице 2.12.
Таблица 2.12
Дебпты, т/сут.атм. Г азонефтяная Г азонефтеводяная Водонефтяная
1 2 1 2
При полном вскрытии 0,5’ 0,33 0,71 0,42 0,56
С учетом несовер. по степени 0,53 0,19 0,59 0,28 0,51
Характер изменения дебита от вскрываемой толщины с учетом коэффициента не-
совершенства скважины по степени вскрытия показан на рис. 9.12. При расчетах дебитов,
приведенных в таблице 2.12, приняты: Рпл = 14,5 МПа, объемный коэффициент нефти Ъ =
1,1, радиусы контура питания RK = 300 м и скважины Rc = 0,1 м, толщина переходной га-
зонефтяной зоны Ипер гн = 2 м, а водонефтяной 11Пе₽.вн = 2 м. Проницаемость пласта КфН =
0,46 мкм2, вязкость нефти цн = 6 мПа-c. Выбор режима эксплуатащпг скважин произведен,
исходя из условий Рзаб > Рнас- Для рассматриваемой оторочки Рнас = 13,2 МПа. Поэтому во
избежание дегазацгш нефти в призабойной зоне допустимая депрессия на пласт была ус-
тановлена ДР = Рпл - Рнас = 14,5-13,2 = 1,3 МПа. Для получения допустимого дебита необ-
ходимо данные таблицы 2.12, т.е. коэффициенты продуктивности, учитывающие коэффи-
циент несовершенства, умножить на ДР = 13 атм. Однако при пробной эксплуатацгш не-
566
CIO'
Рис.9.12
Зависимость относительного дебита от относительного вскрытия пласта
567
которые скважины (всего их 21) работали с дебитом от 5-ти до 105-ти т./сут. В результате
обобщения данных опытной эксплуатации б-ти скважин был принят начальный дебит
нефти QH = '40 т/сут. Как видно из рис. 9.12, с учетом переходных зон максимальное
вскрытие пласта скважинами должно быть hBC = hBC /h - 0,6. Увеличение степени вскры-
тия больше чем hBC = 0,6 приводит к более интенсивному прорыву верхнего газа и обра-
зованию конуса подошвенной воды. В тех зонах, где нефть не контактирует с водой, опас-
ность прорыва газа к скважине через перфорированный нефтенасыщенный интервал мо-
жет быть снижена путем одновременной перфорации газо- и нефтенасьпценных толщин и
отбора газа и нефти с последующей закачкой добытого газа обратно в пласт или же заме-
ной добытого газа закачкой воды. Другой разновидностью эксплуатации нефтяных сква-
жин может быть периодичность добычи нефти по мере появления признаков прорыва
верхнего газа.
При разработке зон с весьма незначительной толщиной нефтяной оторочки следует
с самого начала предусмотреть единовременный отбор нефти и газа, ибо из таких зон по-
другому практически невозможна добыча нефти.
Для разработки таких зон проектировщик обязан предусмотреть опытные работы
на этих участках и предписать нефтегазодобывающему предприятию наблюдение за про-
цессом загазовывания отдельных скважпн для последующего обобщения накопленных
результатов.
Исследования, проведенные с использованием геолого-математической модели га-
зонефтяной зоны нефтяной оторочки толщиной 10 метров, с газовой шапкой 8 м и пере-
ходной газонефтяной зоной 2 м, показали, что продолжительность безгазовой эксплуата-
ции нефтяной скважины зависит от параметра анизотропии и коэффициент нефтеотдачи
оторочки практически не зависит от интервала вскрытия нефтяного пласта. Влияние па-
раметра анизотропии отражается на дебите нефти. Даже для самого худшего параметра
анизотропии, когда Кв/Кг = 0,001, т.е. Кв = 0,5-0,001 мкм2, коэффициент нефтеотдачи не
превышает 13%. Далее с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи между газовой и
нефтяной зоной был установлен непроницаемый экран (см. рпс. 10.12). Допускалось, что
прорыв газа происходит в основном вблизи скважины, и поэтому радиусы экранов были
приняты R3K =2,5 и 3,8 м. При этом добыча нефти производилась in нижних 6 м (см. рис.
10.12). Однако наличие экрана в призабойной зоне влияло на дебит нефти только первые
1-3 месяца работы скважины и конечный коэффициент нефтеотдачи не изменялся. Резуль-
таты проведенных математических экспериментов приведены в таблице 3.12.
568
Рис. 10.12
Схема модели задачи о фильтрации нефти и газа к забою скважины
569
Таблица 3.12
Дебит нефти, т/сут. прп Первый месяц Второй месяц Конечный коэффициент нефтеотдачи
Отсутствии экрана 19,96 18,96 9,018
Экран R3K = 2,5 м 19,97 19,96 9,019
Экран R3K = 3,8 м 19,97 .19.00 9,20
С учетом изложенного при проектпровангш разработки газонефтяных месторожде-
ний с нефтяной оторочкой системой вертикальных скважин надо ггсходггть тгз того, что
изменением интервала перфорацгпг нефтеносной зоны или созданием экрана малого ра-
диуса 0,1 м < R3K < 5 м добиться существенных результатов по величинам дебита скважин
и коэффициенту нефтеотдачи невозможно. Для повышения нефтеотдачи пластов нефтя-
ной оторочки необходимо резкое увеличение радиуса экрана, а это невозможно по техно-
логическим причинам, пли резкое увеличение числа эксплуатационных скважин. В за-
ключение следует подчеркнуть, что одновременный отбор нефти и газа с поддержанием
пластового давления водой не приводит к заметному увеличению коэффициента нефтеот-
дачи оторочки, и поэтому проектировщик должен учесть результаты проведенных мате-
матических опытов при проектпровангш газонефтяных месторождений.
12.12.2. Влияние изменения формы и размеров границы раздела и
газонефтенасыщенностп пласта на дебит нефтяных скважин
Влияние изменения формы и размеров границы раздела газ-нефть на дебит нефтя-
ной скважины проектировщик должен изучать только путем использования геолого-
математических моделей фрагментов газонефтяного месторождения. При моделпровангш
фрагмента месторождения обычно используют только начальные газоводонасыщенности
пласта. При этом в каждой зоне: газонасыщенной, нефтенасыщенной и водонасыщенной
— имеются остаточные неподвижные фазы. Например, в газоносной зоне имеются оста-
точные водонасыщенность и нефтенасыщенность, и при отборе газа эти фазы неподвиж-
ны, если не происходит перемещение гранггц
570
Использование численного метода прогнозирования показателей разработки газо-
нефтяного месторождения позволяет прогнозировать изменение границы фаз, степень на-
сыщения ими в процессе разработки и влияние их на производительность нефтяной сква-
жины. При достоверных исходных данных эти прогнозы будут весьма реальными. На рис.
11.12 показано изменение нефтенасыщенностп нефтяной оторочки на различных расстоя-
ниях от скважины и во времени. Снижение нефтенасыщенностп во времени и продолже-
ние этого процесса приводит к резкому снижению фазовой пронгщаемости для нефти и,
следовательно, дебита нефти. При этом грангща зоны с «остаточной» нефтью (в зоне, где
прорвался газ) в процессе эксплуатацгш скважины удаляется от скважины. Снижение неф-
тенасьпценности происходит по толщине и по радиусу. Естественно, что чем ниже прони-
цаемость пористой среды, тем выше остаточная нефтенасьпценностъ. На рис. 11.12 пока-
зана зависимость нефтенасьпценпя в узлах верхней части интервала перфорации во вре-
мени. На рис. 12.12 показано изменение нефтенасыщенностп от Из R/Rc. Отмеченные из-
менения нефтенасыщенностп приводят к снижению дебита нефти во времени, как это по-
казано на рис. 13.12 при различных коэффициентах анизотропии .г = 0,1; 0,01 и 0,001.
12.12.3. Прогноз дебита нефти и газа при одновременном притоке
их к забою с различной нефтенасыщенной толщиной
При вскрыпш нефтяной оторочки газонефтяного месторождения происходит про-
рыв газа через перфорированный нефтенасыщенный интервал. Обычно при этом образу-
ются три зоны: зона фильтращш только газа, зона фильтрации газа п нефти и зона фильт-
рации только нефти. При известной насыщенности зон газом и нефтью, используя имею-
щиеся экспериментальные или аналитические зависимости между насыщенностью пор
газом и нефтью и фазовой проницаемостью, можно вычислить фазовые проницаемости
для газа и нефти. При проекпгровании разработки желательно иметь величины фазовых
проницаемостей, определенных экспериментально. Но, как показывает опыт проекпгро-
ванпя разработки газонефтяных месторождений, как правило, заказчик не располагает та-
кими данными. Получить начальные параметры в условиях разработки неустойчивых
коллекторов практически невозможно, поэтому следует пользоваться аналптпческггми ме-
тодами определения фазовых проницаемостей по известным нефтегазонасьпценностям
пористой среды. Существуют различные методы определения фазовых проницаемостей
571
Рис. 11.12
Изменение насыщенности пласта нефтью во времени при различных R
1-5 — соответственно при R = 0,21; 0,74; 2,01; 5,5 и 14,86 м»
572
Рис. 12.12
Изменение нефтеиасыщенности пор во времени при различных значениях In R/R<
1-4 — соответственно после t = 2,5 месяца; через 1 год; 5 лет и 9,3 года.
Рис. 13.12
Изменение дебита нефти скважин во времени при параметрах
анизотропии х = 0,1; 0,01 и 0,001
573
по известным нефтегазоводонасьпценностям пористой среды. Нами при оценке дебитов
нефти и газа были использованы следующие формулы:
Kr(t)= 1- б(1- alnt)2 + 8(1 - aln t)3 -3(l-alnt)4;
KH(t)= [(l-alnt)/(l-s0B)]3, (107.12)
где a — коэффициент пропорциональности между текущей нефтенасыщенностью пород и
временем t. s0E — остаточная водонасьпценность^пласта.
Нефтенасыщенность пласта в формуле (107.12) выражена через зависимость.
sH(t)= 1-alnt. (108.12)
Так как для заданного момента времени насыщенность изменяется по радиусу R, то
для определения значения фазовых пронпцаемостей следует пользоваться формулами:
Kr(R)= 1-6sb(r)+8s3(r)-3s4(r);
Kh(r)= [sh(r)/(1-s0B )]3. (109.12)
Тогда дебпт нефти будет определяться путем численного интегрирования уравне-
ния:
ИР
— =uHbHQH/{27rR[KH(R)[Hm-hH(R)]]+KH[hH(R)-H0H(R)]}, (110.12)
dR
где bH — объемный коэффициент нефти; Ннк — толщина нефтенасыщенного пласта на
контуре пггганпя; Нон — толщина нижней границы нефтенасыщенности. Значения дебютов
нефти, а также газа для рассматриваемого месторождения приведены в таблице 4.12.
Таблица 4.12
Нефтенасыщенная толщина Ннк Дебпты при ДР=1,3 МПйГ~~~~ 6 м 8 м 10 м 12 м 16 м
Дебпт нефти QH, м3/сут. 9 15.5 23,5 27 35
Дебют газа Qr, тыс.м3/сут. 220 250 335 400 455
Для ориентации при проектпровангпт газонефтяных месторождений системой вер-
тикальных или горизонтальных скважин приведены значения отношения дебита горизон-
тальной скважины длиной 500 м к дебиту вертикальной при параметрах анизотропии
574
KB/Kr = 0,1 и 0,01, радиусах RK = 300 м, Rc = 0,1 м, вязкости нефти цн — 6 мПа-c, объемном
коэффициенте нефти b = 1,1 и ДР = 1,3 МПа. Обозначим через:
С - О /О ~_______________________________
Хгор/хвер - г —О-
lna +ya2-(L/2)2 , ph,hph,
L/2 L 2RC
(111.12)
L
где а = —
2
г 5 'I 0*5
(R V
0,5+ 0,25+ —М )
IL/2J
. При расчетах приняты sH = 0.744; sr = 0,75;
Sob = 0,16; s0H = 0,08. Пороги подвижности приняты для газа sr= 0,12; для нефти sH > 0,30 и
для воды sB S 0,2. Длина горизонтального ствола L =. 300 и 500 м. Результаты расчетов
приведены в таблице 5.12.
Приведенные в таблице 5.12 данные ориентировочные, так как формула для опре-
деления дебита вертикальной скважины, как это видно из (111.12), не учитывает параметр
анизотропии. При учете параметра анизотропии и для вертикальной скважины значение С
увеличивается примерно в 2-3 раза. Это является достаточным основанием для использо-
вания горизонтальных скважин при освоенгш газонефтяных месторождений.
Таблица 5.12
Параметры расчета Значения С при толщине hH, м
6 8 10 12 14 16
L= 300 м; RK = 300 м; К,/ Кг = 0,1 3,2 2,7 2,3 2,0 1,8 1,6
L= 300 м; RK = 300 м; KV Кг = 0,01 0,5 0,4 0,3 0,2 0,2 0,2
L= 500 кг, RK = 300 м; KV Кг = 0,1 5,1 4,4 3,8 3,3 3,0 2,7
L= 500 м; RK = 300 м; К/ Кг = 0,01 0,8 0,6 0,5 0,4 0,3 0.3
12.12.4. Обоснование способа эксплуатации скважин
газонефтяного месторождения
Одной пз основных задач проекпгрованпя разработки газонефтяных месторожде-
ний является обоснование способа эксплуатации скважин, вскрывших нефтяную отороч-
ку. На способ эксплуатации влияют: колтиество растворенного газа в нефти, величина
575
создаваемой депрессии, степень обводненности скважин, прорыв газа к скважине через
нефтеносный интервал, свойства и термобарические параметры нефти и т.д. При проекти-
ровании газонефтяного месторождения целесообразнее соблюдать условие Рзаб > Рнас- При
этом скважина будет фонтанировать. Это условие записывается в виде:
Гэф>КоПТ, (112.12)
где ГЭф — эффективный газовый фактор; RonT — удельный расход газа при режиме фонта-
нирования, вешппгна которого определяется при Оптимальном режиме работы подъемни-
ка. Условие (112.12) означает, что фонтанирование нефти происходит только за счет рас-
творенного газа. Это означает, что если в процессе эксплуатации нефтяной скважины
прорыв свободного газа не происходит, то соблюдение (112.12) является обязательным.
Если происходит прорыв газа, то скважина всегда будет фонтанировать. Несмотря
на ожидаемый прорыв газа к скважине через оторочку, часть скважин может длительное
время работать без прорыва газа, и для таких скважин в случае P3ag > Рнас необходимо со-
блюдать условие (112.12). В случае Рзаб < Рнас условие фонтанирования определяется по
формуле:
г ю~3 а Рзаб ~ 1 Пв
Рвд 2 JL 100
где Г — газовый фактор; а — коэффициент растворимости газа в нефти; рнд — плотность
дегазированной нефти; рж — плотность жидкости в стволе; Рзаб, Ру — соответственно за-
бойное п устьевое давления; Н —• длина НКТ; d — диаметр НКТ; ив — обводненность
продукции скважины; g — ускорение силы тяжести. Формула (113.12) была использована
для определения способа эксплуатации скважпн рассматриваемого месторождения при
исходных данных; Н = 2000 м; Рнас= 13,2 МПа; Ру = 1 МПа; d = 0,0635 м; Рпл - 14,5 МПа;
рг= 0,782 кг/м3; рнд = 870 кг/м3; pH!M= 806 кг/м3; Г = 84 м3/т; рв = 1300 кг/м3; пв = 0; QH — 30
т/сут. Для газа, содержащего менее 5% азота в составе, величину а можно вычислить по
формуле:
а = Г-рвд/[103(Рнас-0,1)-10б] =5,58-10’6 Па4. (114.12)
Тогда ГЭф для трех различных значений P3ag = 13,2; 12,0 и 10,0 МПа будет Гэф
= 38,5; 42,3 и 48,7 м3/т. Далее определяется значение RonT для этих же величин забойного
давления. Для расчетов RonT принимаются следующие исходные данные: Ннкт = 2000 м и
при пв - 0 рж = рн, где рн — средняя плотность нефти, определяемая по формуле:
рн =[рнд + рн.пл]/2 = 838 кг/м3.
0,388H[HPjKg-P3 + Py
d°’5(P3-Pv)lnP3a6/P,
(113.12)
576
В общей форме величина рж должна быть определена по приближенной формуле:
<Н5.12)
При принятых исходных данных величины RonT для приведенных выше забойных
давлений оказались равными RonT= 30,2; 44,6 и 80,5 м3/т. Из сравнения величин ГЭф и RonT
следует, что прп Рзае = 13,2 МПа и 12,0 МПа скважина будет фонтанировать, если влия-
ние обводнености пв будет незначительным или щ = 0, а при режиме Рзаб = 10 МПа RonT
будет намного больше Г3ф, т.е. когда RonT = 80,5 м3/т и Гэф — 48,7 м3/т, скважина не будет
фонтанировать, если не произойдет прорыв верхнего газа. Возможность фонтанирования
скважины может быть определена прп известном характере распределения давленти газо-
жидкостного потока в насосно-компрессорных трубах. При приведенных выше исходных
данных распределение давленти по стволу показано на рис. 14.12, из которого видно, что
при Рзаб = 13,2 МПа и Рзаб = 12,0 МПа скважина будет фонтанировать, признаком которого
является избыточное устьевое давление. Для режима с забойным давлением Рзаб = 10 МПа
до прорыва верхнего газа способом эксплуатации был выбран газлифтный. Это связано
также с глубиной скважины и количеством растворенного в нефти газа. Расчеты по рас-
пределению давленти в НКТ показали, что прп Рзаб < 11,5 МПа прекращается фонтаниро-
вание. Для газлифтного способа эксплуатацш! скважин, вскрывших оторочку, скважина
оборудуется НКТ с газлифтными клапанами и пакером.
Прп газлифтном способе эксплуатации необходимо определить удельный расход
нагнетаемого газа, глубину ввода газа в НКТ, давление в НКТ на уровне ввода газа, глу-
бину установки газлифтных клапанов, их тип, размеры и основные технологические ха-
рактеристики
Выбор оптимального режима газлифтной установки требует:
— определения возможности спуска НКТ до необходимой глубины прп известных пара-
метрах труб. Расчетами было установлено, что прп d = 0,0635 м и плотности металла
труб ртр = 7800 кг/м3 и пределе текучести 29,4 МПа глубина спуска труб составляет
2552 м и при общей глубине скважин 2000 м такие трубы пригодны для оборудования
скважин;
— определения распределения давления в НКТ для выбранного дебита для разшгчных
расходов нагнетательного газа. Расчеты, выполняемые для удельных расходов Rr= 0;
30, 40; 50; 70 и 90 м3/м3;
—- определения распределения давления в затрубном пространстве, для чего из-за не-
большого объема нагнетаемого газа можно использовать барометрическую формулу.
577
Рис. 14.12
Распределение давления по длине НКТ, рассчитанное:
1 — от устья к забою и 2 — от забоя к устью.
578
Далее распределение давления в НКТ и в затрубном пространстве представляется в
виде графической зависимости, как это показано на рис. 15.12. Точки пересечения этих
линий показывают, что газлифтная установка будет работать при Rr > 4О'М3/м3. При этом
линия 1 относится к распределению давления в НКТ, а линии 2-6 — к распределению дав-
ления в затрубном пространстве. Так как Рзат > Рнкт на уровне пересечения линии 1 с ли-
ниями 2-6, то закачиваемый газ войдет в НКТ на глубине 1360 м при Rr = 40 м3/м3. Для
остальных Rr глубина клапана равна: при Rr = 50 м3/м3 Нвв = 1200м; при Rr = 70 м3/м3
Нвв = 930м; при Rr = 90 м3/м3 Нвв = 810м.
Одним тгз основных вопросов эксплуатации скважпн газлифтным способом являет-
ся определение глубины пусковых клапанов и пх технологических параметров — расхода
газа, диаметра отверстия, типоразмеров и др. Для определения основных параметров пус-
ковых клапанов необходимо в системе координат давление-глубина строить зависимость
гидростатического давления от глубины, т.е. РГ(Н). Для Среднеботуобинских скважин эта
зависимость показана на рис. 16.12 линией 1. Из рис. 16.12 видно, что статический уро-
вень находится на глубине 310 от устья. На этой же системе координат строят зависи-
мость Рнкт(Н) при известном забойном давлении. Для Рзаб — 11,5 МПа Rr = 0. Эта зависи-
мость показана кривой 3. Для заданного устьевого давления Ру = 1,0 МПа, дебита жидко-
сти и удельного расхода газа Rr = 40 м3/м3 определено распределение давления в НКТ.
Эта зависимость показана кривой 4. Точка пересечения кривых 3 и 4 позволяет найти мак-
симальную глубину установки рабочего клапана Нкм = 1360 м. При заданном устьевом
давлении нагнетаемого газа Р^ = 7 МПа распределение давления в затрубном пространст-
ве, рассчитанное по барометрической формуле, будет иметь вид, показанный линией 5 на
рис. 16.12. При известной устьевой температуре нефти Ту = 270,32 К и температуре пласта
Тпл = 287 К распределение температуры по стволу принято как линейное. Глубина уста-
новки пускового клапана Li зависит от статического уровня жидкости в скважине Нст- Для
скважины средней глубины Lc = 2000 м величина Нст равна 301 м. Превышение уровня
жидкости в НКТ над статтгаескпм Н„ при Ру нкт =1 МПа, Ннкт = 0,0635 м и D06C - 0,150 м,
рж = 870 кг/м3 составляет 577 м. Глубину установки первого клапана можно определить
расчетным путем и графически. Расчетным путем глубина установки первого клапана
равна Li = 667,8 м. Для определения Lj графически тгз точки Рункт =1 МПа проводят пря-
мую 7, параллельно прямой распределения гидростатического давления 1, и на расстоянии
Ркл ~ 0,3 МПа прямую 5, параллельную кривой 5. Положение точки С, т.е. пересечение
прямых 7 и 5, соответствует глубине установки первого клапана. На примере рассматри-
ваемого месторождения Li = 715 м. На этой глубине необходимо определить минимальное
579
Рис. 15.12
Определение возможных режимов работы скважины, оборудованной газлифтной
установкой непрерывного действия
1-6 — получены при Rr = 0; 30; 40; 50; 70; 90 и Q* = 3465 м3/сут.
Рис. 16.12
Расстановка газлифтных клапанов прн непрерывном газлифте
580
давление в НКТ Рмин. Еслп провести горизонтальную линию от точки Н = Li = 715 м до
пересечения с кривой 4, то получим Рмии — 3,55 МПа (точка Cj). Давление в затрубном
пространстве на этой глубине будет определяться пересечением гортгзонтальной линии с
линией 5 в точке С2 и будет равно Рг — 7,55 МПа. Прп этом температура газа в затрубном
пространстве на глубине Li = 715 м и будет Tj = 277 К (в точке пересечения с линией 6 ).
Расход газа через верхний клапан для Qx — 34,5 м3/м3, Rr = 40 м3/м3 будет состав-
лять 0,016 м3/с. Диаметр отверстия седла клапана, исходя из величин давления до и после
клапана Р2/ Pi = 3,65/7,65 = 0,477, рг= 0,605, Ъ = 277 К, Рат = 0,1 МПа, То = 273 К,
и = 0,016 м3/с и С = 0,465 будет d0TB = 1,16-10‘3 м. По известному диаметру клапана выби-
рается типоразмер клапана КС с d = 5 мм и Кк = 0,067. Давление в сильфоне клапана на
глубине его установки будет PKi = 7,3 МПа. Тарпровочный параметр с учетом темпера-
турной поправки будет Pkit = 7,724 МПа.
Глубина установки клапана 2 Lr определяется, исходя из известной величины на
глубине Н = Lc = 715 м в точке С давления Р = Рмин1 — 3,55 МПа. Пз этой точки проводят
линию 8, параллельную кривой 1, и на расстоягапг Р = Рга + Pi = 0,4 МПа пересекающую
кривую 5. Точка пересечения Сз кривых 8 и 5 будет находтгться на глубине установки кла-
пана 2. Далее определяется давление в НКТ на уровне первого клапана, для чего соединя-
ют прямой линией 9 Ру = 1 МПа, Н = 0 и Р = Р2 - Рю, - Pi = 7,9 - 0,3 - 0,1 = 7,5 МПа на глу-
бине Н — L2 = 1195 м. Координаты точки пересечения гортгзонтальной линии с линией 9 -
дают возможность найти Рнкттах1 = 5,2 МПа.. Зная Рнкттах! и Pminb находят снижение дав-
ления газа в затрубном пространстве, обеспечивающее закрытие первого клапана
APj= 0,111 МПа. На глубине Ь2 определяют минимальное давление в НКТ Рт,„? = 5,9
МПа; давление газа в затрубном пространстве Ргг — 7,789 МПа; температуру газа Т2 =
280,5 К. Диаметр отверстия седла второго клапана для Р2/ Pi = Рт;п2/ Рг ~ 0,462; и = 0,016
м3/с; рг = 0,605 равен d0TB2 = 1,14 • 10'3 м. Давление в сильфоне второго клапана будет 7,67
МПа, давление зарядки второго клапана — 8,01 б МПа, а номинальное давление тариров-
ки—8,553 МПа.
Аналогично установлены параметры 3-го клапана. Для этого из точки Н = Ь2 =
1195 м, Р = Pmin2= 5,9 МПа проведена прямая, параллельная кртгвой 1, и на расстоянии ДР
= ДРК1+ДР1+ДР2 = 0,3 + 0,111 + 0,1 = 0,511 МПа проведена прямая 5"', параллельная линии
5. Точка пересечения этих линий соответствует глубине установки 3-го клапана L3 =
1375 м. Эта глубина близка глубине установки рабочего клапана LpK= 1360. Поэтому рас-
чет пусковых клапанов на третьем —прекращается. Максимальное давление на уровне
581
второго клапана будет РтаХ2 = 6,4 МПа, снижение давления газа в затрубном пространстве
ДР2 = 0,0335 МПа, минимальное давление в НКТ на глубине 1360 м Ртшз — 6,8 МПа, а дав-
ление в затрубном пространстве будет Ргз= ",854 МПа. Температура газа на этой глубине
Т3 = 282 К.
При расчетах использованы определенные величины устьевых давлении в НКТ и
затрубном пространстве, дебита жидкости, удельных расходов газа, диаметры НКТ и об-
садных колонн, плотности газа и т.д. Если дебитьг'Скважпн отдельных зон будут другие,
конструкции скважин будут отличаться от принятых, забойное давление будет больше
или меньше принятого и т.д., то по этим скважинам будут определены свои соответст-
вующие параметры газлифтной эксплуатации.
Расчеты, выполненные в данной работе, дают возможность выявить основные кон-
туры параметров, которые будут иметь место при газлифтной эксплуатации скважин, если
в процессе их работы придется снижать забойное давление ниже давления насыщения.
12.13. Прогнозирование показателен разработки газонефтяного
месторождения численным методом с учетом наличия конденсата
и гелия в составе добываемого газа
При безусловном точном решении поставленной газогпдродпнампческой задачи
эффективность разработки газонефтеконденсатных месторождений зависит от полноты
извлечения и реализации компонентов газа, конденсата и нефти пз пласта и на установках
по переработке добываемой продукции. При этом эффективность повысится, если для ос-
воения таких месторождений будут использованы горизонтальные скважины.
Рациональная разработка газонефтяных и нефтегазовых месторождений, тип кото-
рых определяется соотношением запасов газа, нефти и конденсата, требует не только ре-
шения газогидродтшамтгческой задачи, но и не менее сложной экономической задашь В
зависимости от принимаемого варианта разработки возможны как расширение газокон-
денсатной шапки, так и расформирование нефтяной оторочки, дегазация нефти и потеря
нефти.
Существенные трудности создает наличие подошвенной воды. Процессы, связан-
ные с потерями нефти, ее дегазацией, выделением конденсата в пласте, зависят от спосо-
ба разработки газонефтяного месторождения, от сроков отбора газа с конденсатом и от
582
переработки получаемой продукции при наличии гелия в газе. Эффективность разработки
таких месторождений зависит от влияния гравитационных сил, темпов отбора газа и неф-
ти, фильтрационных параметров пористой среды, неоднородности по толщине и площади
залежи, параметра анпзотрогаш, системы размещения скважин, темпа и способа поддер-
жания давления, свойств газа и нефти, давления и температуры пласта, соотношения газо-
нефтеводонасыщенных интервалов и т.д.
Одним из определяющих факторов выбора системы разработки являются запасы
газа, конденсата, нефти и гелия. На показатели разработки существенное влияние оказы-
вают метод поддержания пластового давления (сухим газом, водой или полимерными
растворами), сроки начала закачки, система закачки и другие факторы, связанные с мето-
дом поддержания давления.
Перечисленные и другие особенности газонефтяных месторождений были учтены
при прогнозировании показателей разработки одного из газонефтяных месторождений
Российской Федерацгат.
На примере этого месторождения были численным методом прогнозированы пока-
затели разработки, При прогнозировангпт были приняты запасы, приведенные в таблицах
6.12 а, б.
Таблица 6.12а
Запасы нефти и растворенного газа
Компоненты Балансовые запасы Извлекаемые по ГКЗ
Ci с2 Ci с2
Нефть, тыс. т 169000 58500 50000 7500
Растворенный газ, 10б м3 12300 4200 3600 500
Таблица 6.126
Запасы свободного газа и конденсата
Компоненты Всего газа Сухой газ Конденсата, тыс. т Этана, тыс. т
Свободный газ, 10б м3 134000 132700 2700 6200
583
Разработка месторождения велась системой вертикальных скважин с использова-
нием разведочных, принятых в фонд эксплуатации 21 скважины и с извлечением гелпя из
газа, сод ерзание которого в среднем равно 0,41%.
Разрабатываемый пласт имеет толщину 20 м, из которых 8 м насыщены газом,
2м — переходная газонефтяная зона и 10 м насыщены нефтью. Рассматривались следую-
щие варианты:
1. Перфорирована вся 10-метровая нефтенасьйценная толщина. Характер измене-
ния дебптов нефти и газа при разработке залежи без поддержания пластового давленти и
параметрах анизотропии Кв/Кг = 0,1 и 0,0143 показан на рис. 17.12, а при частичном
вскрытии нефтенасыщенного интервала — на рис, 18.12.
2. Перфорированы б м, начиная снизу нефтенасыщенного интервала, п в приза бой-
ной зоне созданы искусственные непроницаемые экраны радиусами 2,5 и 3,8 м, и разра-
ботка ведется без поддержания пластового давления. Изменение дебита нефти при этом
показано на рис. 19.12.
3. Перфорированы 8 м газонасыщенного и 10 м нефтенасыщенного интервалов, и
отбор производится одновременно. Начальные дебпты нефти и газа приняты QH= 20 т/сут.
и Qr = 20 ты3 /сут. Изменения дебита нефти в процессе разработки и коэффициента неф-
теотдачи при этом показаны на рис. 20.12.
4. Перфорированы б м, начиная снизу нефтенасыщенного интервала, и пластовое
давление поддерживается путем обратной закачки отсепартгрованного газа. Изменения
дебтгта нефти и коэффициента нефтеотдачи в процессе разработки показаны на рис. 21.12.
Перечисленные выше 4 варианта разработки были выполнены на фрагменте залежи
для определения ожидаемого дебтгта нефти скважпн в процессе разработки. Из всех вари-
антов следует один весьма существенный вывод о том, что дебит нефти очень интенсивно
падает независимо от способа разработки, с поддержанием или без поддержания пласто-
вого давления. Только при разработке залежи без поддержания пластового давления сни-
жение дебита нефти становится более интенсивным. Этот показатель является одним из
основных для оценки добывных возможностей газонефтяного месторождения. Исходя из
ожидаемых производительностей скважпн, были прогнозированы и остальные показатели
разработки для различных систем разработки, которые рассмотрены ниже.
584
Q ,т/СуТ. Q,, тыс.м’/сут.
Рис. 17.12
Изменение относительных дебитов нефти и газа скважин в процессе разработки,
вскрывших полностью нефтенасыщенный интервал с параметром анизотропии
х = 0,1 и 0,014:
1,2 — QH; 3,4 —Qr и 5 — QH при разработке газонефтяного месторождения с
поддержанием давления.
Рис. 18.12
Изменение относительных дебитов нефти — 1 и газа —2 в процессе разработки с
поддержанием давления в скважине, частично вскрывшей нефтенасыщенный
интервал газонефтяного месторождения с параметром анизотропии х = 0,014
585
П,%
QB. r/сут
Рис. 19.12
Изменение относительных дебитов нефти — 1 и коэффициента нефтеотдачи — 2
во времени при варианте IV
586
Рн,°/о Qh, tn/cym.
t, годы
Рис.20.12
Изменение дебита нефти и коэффициента нефтеотдачи во
времени при вариантах 5, 6 и 7:
2, 3 — QH; 4, 5, 6 — рн; 7 и 8 соответственно при варианте IV.
587
Рис.21.12
Зависимости дебита нефти и коэффициента нефтеотдачи от времени разработки
1,2 — QH и 3, 4 — рн соответственно с поддержанием и без поддержания пластового
давления
588
12.13.1. Основные показатели разработки газонефтяного месторождения
при различных системах разработки
12.13.1.1. Разработка залежи как газовой с отбором только газа
из газовой шапки
Этот вариант является наихудшим и маловероятным способом разработки залежи.
Разработка ведется на истощение, что приводит к потерям конденсата и нефти. Нефть до-
бывается попутно с газом из скважин, в которых нефть появляется в результате образова-
ния конуса нефти. Рассмотрены два варианта по. годовым отборам. Величины годовых
отборов газа установлены, исходя из потребности страны на гелий, для чего нужно еже-
годно добывать 2 млрд, м 3 газа и из 5% отбора газа от его запасов в годы постоянной до-
бычи. Результаты этих расчетов показали, что добыча нефти, которая не предусматрива-
ется при проектпровангш, будет составлять менее 2% от запасов нефти за время разработ-
ки газовой части залежи с конечным коэффициентом газоотдачи 90%. Результаты расче-
тов показателей разработки приведены в таблицах 7.12 и 8.12.
12.13.1.2. Разработка залежи как газонефтяной с использованием двухфазной
модели с поддержанием пластового давления и на истощение
Исходные данные по параметрам пласта и свойствам газа, нефти и воды, использо-
ванные в этом варианте, приведены в предыдущем пункте. Рассмотрены варианты разра-
ботки оторочки для сетки эксплуатационных скважин 400x400 м на истощение и с под-
держанием пластового давленти. Вскрывается только нефтенасыщенный интервал толщи-
ной 10 м. Не вскрыты газоносный интервал и переходная газонефтяная зона. Расчеты про-
изведены при параметре анизотропии Кв/Кг = 0,Г, 0,01 и 0,001. В таблице 9.12 приведены
значенти коэффициента нефтеотдачи за 15 лет. Как показали расчеты, дальнейшая разра-
ботка оторочки не приведет к существенному изменению коэффициента нефтеотдачи.
589
590
Таблица 7.12
Основные показатели разработки газовой части залежи при газовом режиме
Годы ^\разработки Параметры 1 2 5 8 12 17 23 27 30 35 40 45 50 60 65 70 75
0ДОб(0, млрд, м3 2 4 10 16 24 34 46 54 60 70 80 89,35 97,33 10933 113,65 117,13 119,0
Рпл.ср. (<), МПа 14,32 14,2 13,50 12,88 12,08 11,08 9,87 9,08 8,49 7,50 6,47 5,45 4,56 3,10 2,62 2,17 1,75
P3(t),MIIa 13,02 12,82 12,20 11,58. 10,78 9,78 8,57 7,78 7,19 6,20 .5,17 4,15 3,26 1,80 1,32 0,87 0,45
Q(t), тм3/сут. 495 489,5 472 454 431 401 363 337 318,4 285 248,4 210,6 176 115,6 94,6 74,2 54,0
Qri);i(t), млрд, м3 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 2,0 1,74 1,45 ♦ 0,95 0,78 0,61 0,48
QK(t), тыс. т 39,9 79,6 197,6 313,6 465,6 649,4 866,6 1004,4 1110 12768 1440 1608 1752 1968 2046 2108
QIW,(t), млн. м3 8 16 40 64 96 136 184 216 240 280 320 355 387,2 437,2 454,8 468,5 476,0
nft), един. 13 13 13 14 15 16 17 18 20 22 25 25 25 25 25 25 25
Таблица 8.12
Основные показатели разработки газовой части залежи при газовом режиме
Годы работки Параметры ^х 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 18 21 24 25
Qao6(t), млрд, м3 130 6,19 123 18,2 243 зоз 363 423 483 543 603 663 723 783 84,0 983 1085 115,8 1193
Рпл.ср. (t)’ МПа 1438 13,88 1338 12,66 12,08 11,46 10,86 10,25' 9,63 9,06 8,47 7,86 737 6,66 6,01 4,08 3,05 314 1,81
Р3 (t), МПа 13,08 1238 11,98 1136 10,78 10,16 936 8,95 8,33 7,66 7,17 6^56 5,97 5,36 4,71 378 1,75 0,84 0,51
Q(t), тм3/сут. 218,0 212,0 206 199 192 185 178 170 163 155 146 139 131 122 112 79 59 39 32
Qroa(t), млрд. М3 ЦО 4,89 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 6,0 Ф 6,0 5,55 3,92 393 1,96 1,57
QK-(t), тыс. т 25,95 1225 239,4 355,8 4683 580,9 689,8 7993 904,0 10073» гшз 1211Д 13139 1407,4 15113 1767/5 1952,6 Ж 2147,4
Qren(t), МЛ И. М3 -53 24,8 48,8 72,8 96,8 120,8 144,8 168,8 19Д8 216,8 240,8 264,8 288,8 312,8 335,8 3938 4333 4633 4773
n(t), един. 18 68 89 92 92 99 103 107 112 118 125 131 140 150 150 150 150 150 150
591
Таблица 9.12
Параметр Кв/Кг 0,1 0,01 0,001
Продолжительность разработки, лет 5 10 15 5 10 15 5 10 15
Коэффициент нефтеотдачи, % 3,3 4,3 4,8 бЛ 8,0 8,6 10,3 12,8 13,6
Низкий коэффициент нефтеотдачи при K^/IQ = 0,1 связан с прорывом верхнего газа
и резким снижением дебита нефти. Если вместо 10 м вскрытия всего нефтенасыщенного
интервала вскрыть только 6 м, начиная снизу, и установить непроницаемые экраны в при-
забойной зоне радиусами экранов R3= 2,5 или R3= 5,0 м, то при параметре анизотрогаш
Кв/Кг = 0,01 коэффициенты нефтеотдачи будут такими, как приведены в таблице 10.12.
Таблица 10.12
Продолжительность разработки, лет 5 10 15 20
Коэффициент нефтеотдачи, %, при hBC = 6,0 м ",3 8,7 9,2 9,4
Коэффициент нефтеотдачи, %, при hBC = 4,0 м 8,0 9,2 9,5 9,6
На этой же модели рассмотрен вариант, когда полностью вскрывались как нефте-
насыщенный (10 м), так и газонасыщенный (8 м) интервалы. Начальные суточные дебиты
были установлены QH = 20 т/сут. и Qr = 200 тыс. м3/сут. и Qr = 20 тыс. м3/сут. Последний
дебит газа задавался с целью сохранения стабильности контакта газ-нефть. Результаты
расчетов показали, что при одновременном вскрытии полностью нефте- и газонасыщен-
ного интервала дебит нефти очень интенсивно падает и уже через год составляет около 3
тонн в сутки. Коэффициент извлечения нефти за это время равен 2,6%. Снижение дебита
газа с 200 тыс. м3/сут. до 20 тыс. м3/сут. приводит к несущественным в целом результатам.
Из всех приведенных вьпце вариантов видно, что прп разработке нефтяной оторочки без
поддержания пластового давления коэффициент извлечения не превышает 10% при усло-
вии Кв/Кг < 0,01. Поэтому такие варианты разработки неприемлемы для разработки газо-
нефтяных месторождений.
Поэтом}' на этой модели залежи был рассмотрен вариант с поддержанием пласто-
вого давления путем закачки сухого газа в газоносную, нефтеносную или одновременно
592
газоносную и нефтеносную части пласта. Отборы нефти при этом осуществлялись из 6 м
интервала нефтенасыщенной зоны, начиная от подошвы пласта. Результаты расчета этих
вариантов показаны на рис. 22.12. При этом характеры изменения дебигов нефти и коэф-
фициентов нефтеотдачи были настолько близки при различных интервалах закачки газа,
что эти зависимости, показанные на рис. 22.12, представлены только двумя кривыми.
Расчеты показали, что при этом варианте конечный коэффициент нефтеотдачи со-
ставляет 27,94-29,3%, а дебит нефти 1 т/сут. Основным недостатком этих вариантов явля-
ется замораживание газовой шапки на ~ 70 лет. Следовательно, с экономической позиции
повышенное значение коэффициента нефтеотдачи не является достаточным условием для
выбора варианта разработки залежи.
12.13.1.3. Разработка залежи как газонефтяной с использованием трехфазной и
трехмерной модели с поддержанием пластового давления и на истощение
Рассмотренные выше варианты разработки не учитывают возможность обводнения
скважин в газонефтеводоносной и нефтеводоносной зонах. Поэтому коэффициенты неф-
теотдачи при разработке газонефтяного месторождения с поддержанием давления путем
закачки газа оказались высокими. При наличгш подошвенной воды ограничение на вскры-
тие нефтеносного интервала накладывается и снизу. Чем дальше нижний интервал перфо-
рации от контакта нефть-вода, тем дольше при сохранении допустимой депрессии на
пласт продолжительность безводной эксппуатацшг скважин. Исходя пз необходимости
одновременного отбора нефти и газа, переработки газа для получения гелия и устранения
процесса замораживания газовой час™, рассматриваются варианты разработки газонеф-
тяной залежи с учетом наличия подошвенной воды и поддержания пластового давления
путем закачки воды в пласт. При этом учитывается влияние образования конуса подош-
венной воды и прорыва верхнего газа на производительность скважин по неф™. Подвиж-
ность фаз обусловлена величинами насыщенное™ по газу sr > 0,12, по воде > 0,20, а по
нефта sH > 0,3. Для расчета показателей разработки была выбрана сетка скважин при
плотаостп 600x600 м. Нефтенасыщенный пласт был перфорирован на 4 м ниже газонеф-
тяного и на 4 м выше нефтеводяного контактов. Общая толщина вскрытого интервала бы-
ла принята 8 м. При этом толщина газоносного интервала была 8 м, а водоносного — 4 м.
593
A %
40
28-
14 .
0
Рис.22.12
Изменение дебита нефти — 1 и коэффициента нефтеотдачи — 2 в процессе
разработки с поддержанием пластового давления путем закачки газа в пласт
594
Отбор производился сначала при разработке залежи без поддержания пластового
давления как базовый вариант, а затем с поддержанием при различных системах разработ-
ки. Результаты расчетов с использованием геолого-математической модели залежи пока-
заны на рис. 23.12 при разработке на истощение и на рис. 24.12 с поддержанием пластово-
го давления. Из рис. 23.12 видно, что при разработке залежи на истощение происходит
интенсивный прорыв газа и только через б лет начинается прорыв подошвенной воды к
скважине. Активность воды в данном случае невелика, потому что упругий запас воды из-
за малой толщины водоносного интервала ограшгаен. При более существенном водонос-
ном бассейне ниже оторочки обводнение скважин происходтгт значительно быстрее. К 20-
му году разработки газовый фактор составляет 8000 м3/т, а обводненность — около 40%.
Коэффициент нефтеотдачи составляет около 12,5%. В данном варианте, который носит
познавательный характер, нагнетательные скважины не используются, хотя они уже про-
бурены для более реального варианта разработки. Если эти скважины использовать как
эксплуатационные, то при сохранении всех основных исходных условий, принятых выше,
процесс сократится на 5,5 лет. Эти показатели показаны на рис. 23.12 пунктирными ли-
ниями.
Наиболее реалистичным является вариант разработки предыдущего варианта с
поддержанием пластового давления путем закачки воды в пласт. Все исходные парамет-
ры, принятые в предыдущем варианте, сохранены. Закачка воды в пласт осуществляется
внутриконтурным методом. Кошгчество воды, нагнетаемой в пласт, равно количеству от-
бираемых нефти, газа и воды через эксплуатационные скважины. Начальный дебит нефти
принят QH = 20т/сут. Закачка осуществляется по всей толщине нефтенасыщенного интер-
вала. Нефтеносный интервал перфорирован так же, как в варианте разработки залежи на
истощение, т е. на 4 м ниже ГНК и на 4 м выше ВНК. Результаты расчетов показаны на
рис. 24.12. Из этих результатов видно, что коэффициент нефтеотдачи через 30 лет разра-
ботки залежи равен 23%, а газоотдачи — 42%. Обводненность продукции составляет ~
77%. При продолжении разработки до обводненности продукции скважин 98% коэффици-
ент нефтеотдачи составляет около 25%. Потери нефти при этом, т.е. переток нефти в газо-
носную зону, составляет 1,7% от запасов нефти.
Аналогичные варианты разработки газонефтяной залежи были выполнены и при
начальных дебптах нефти, равных 30 т/сут. и 40 т/сут. При увеличении начального дебита
нефти при наличии такой возможности коэффициенты нефте- и газоотдачи увеличивают-
ся. Значения этих коэффициентов приведены в таблице 11.12.
595
t, годы
Рис.23.12
Изменение дебита нефти, газа и воды, пластового давления и коэффициента неф-
теотдачи в процессе разработки газонефтяного месторождения на истощение и
вскрытии только нефтеносного интервала
1 — Qu; 2 — Qr; 3 — QB; 4 — Рпя и 5 — 0H. Сплошные линии — нагнетательные сква-
жины бездействуют; пунктирные линии — нагнетательные скважины используются
как эксплуатационные.
596
ел
co
Рис.24.12
Изменение дебитов нефти, газа и воды, пластового давления и коэффициента нефтеотдачи в процессе разработки газонефтяного
месторождения с поддержанием пластового давления:
сплошные линии — при начальном дебите нефти QH = 20 т/сут.; пунктирные — при QH=30 т/сут..
1 — Qiii 2 Qr; 3 QeBari 4 Qbskc, 5 Рпл> 6 Р».
Таблица 11.12
Продолжительность разработки, лет 20 30 40
Коэффициент нефтеотдачи, % 23 26 27
Коэффициент газоотдачи, % 42 36 64
Далее был выполнен вариант с закачкой воды в газоносный и нефтеносный интер-
валы. Вода закачивается в газоносный интервал толщиной 4 м пз 8 м общей толщины и на
всю толщину нефтеносного интервала. При этом коэффициент нефтеотдачи увеличивает-
ся на 0,7%, а газоотдачи — на 179о по сравнению с вариантом, когда вода закачивалась
только в нефтенасыщенный интервал и начальный дебит нефти был равен 20 т/сут. При
этом варианте увеличиваются потери нефти с 1,7% до 6,5%.
Рассмотрен вариант, отличающийся от предыдущих тем, что интервал перфорации
нефтенасыщенной зоны увеличен на 4 м снизу, т.е. до контакта нефть-вода. За 30 лет раз-
работки коэффициент нефтеотдачи по этому варианту составляет 21% вместо 23% при
аналогичном варианте без дополнительного вскрытия еще 4 м снизу. Снижение коэффи-
циента связано с более быстрым обводнением скважины снизу.
Одним пз реальных вариантов разработки является вариант, когда из верхней части
газоносного интервала толщиной 4 м осуществляется отбор газа и при этом на контуре
питания скважпн в нижние 4 м газоносного интервала закачивается вода. Нефтеносный
интервал вскрывается толщиной 8,0 м над этим интервалом, и под ним до ГНК и ВНК. ос-
тавляются по 4 м невскрытых интервалов. Причем первые 3 года отбор нефти не произво-
дится, и в это время создается водный барьер между газоносным и нефтеносным интерва-
лами. С 4-го года разработки скважины начинают работать с начальным дебитом QH = 20
т/сут. Коэффициенты извлечения нефти и газа в этом варианте равны 24% и 55% соответ-
ственно за 30 лет работы залежи. Результаты этих расчетов показаны на рис. 25.12. Следу-
ет подчеркнуть, что если продолжать разработку дальше еще 20 лет, то коэффициент из-
влечения нефти доходит до 30 %, а потери нефти — до 6,4%. Общие показатели разработ-
ки оторочки для рассмотренных вариантов приведены в таблице 12.12.
Приведенные выше примеры освоения газонефтяной залежи системой вертикаль-
ных скважпн должны являться ориентиром при поиске рациональных вариантов разра-
ботки таких залежей. Эти расчеты показательны для оценки влияния различных парамет-
ров на коэффициент нефтеотдачи газонефтяных месторождений. Естественно, что при
других параметрах среды, свойствах нефти и газа, вскрытия пласта, плотностях сеткп
598
599
го мргтоппч-npuun „ газа и воды’ пластового давления и коэффициента нефтеотдачи в процессе разработки газонефтяно-
газоносный u d м ”ИеМ п„лас™вого давления при вскрытии 8 м нефтеносного интервала и закачке воды через весь
зоны и Я м НрАтПип“еГаН)1ЦеН К Не*! неФтеив£н°й зоны (сплошные линии) и при вскрытии 4 м, начиная от кровли газоносной
отбором газа с’нячяия ^?Р°Ч1л’ на-4 м Н?Же ГНК и выше ВНК и закачки воды на 4 м выше ВНК и 4 м ниже кровли пласта с
ала разработки, нефти — через 3 года, создавая в это время водный барьер (пунктирные линии):
1 Q"’ 2 Qr, 3 QB наг’ 4 — QB ЭК(!; 5 — PM; 6 — рк.
600
Основные показатели разработки, полученные путем решения трехмерной, трехфазной нестационарной
фильтрации газа, нефти и воды газонефтяного месторождения
Таблица 12.12
‘— ... Варианты Параметры к концу ЗОч'о'гоДй 1 через 20 лет 2 через 14 лет 3 4 5 6 7 8 9 10 11 'х
1. Режим залежи Исгощ Исгощ. Как нагн. Как нагн. Как нагн. С под- держ. С под- держ. С под- держ. С под- держ. С под- держ.
2. Функции нагнетательных скважин Бездей- ствует Исготьз. как эйт Как нагн. Как нагн. Как нагн. Как нагн. Как нагн. Как нагн. Как нагн. Как нагн. Как нагн.
3. Начальный дебит нефти, т/сут. 20 20 30 40 20 20 20 20 20 30 30
4. Дебит к концу 30-го года, т/сут. 3,1 4,1 3,5 2,8 4,4 6,3 8,9 7,0 7,7 5,1 2,4
5. Дебит газа, тм3/сут. 25 25 1,6 1,4 4 4,3 4,3 0,6 1,4 3,2 1,1
6. Дебит воды QB, м3/сут. 2,1 1,6 26,8 37,7 14,6 12,9 10,9 14,6 13,6 25,3 28
7. Дебит нагнетательной воды, м3/сут. • - 81,3 95,4 63 75,5 78,2 48,6 74,7 95,1 72,9
8. Обводненность, % 40,4 28 88,4 92 76,8 67,2 33,1 67,6 58,7 80,9 90,3
9. Суммарная добыча нефти, тыс. тонн 82,8 62,6 167,2 172 150,4 152,6 135,6 155,6 152,8 185,4 179,2
10. Суммарная добыча газа, млн. м3 119 80,4 58,8 56 45,6 39,7 44,8 66 ’48,1 69,1 47
11. Суммарная добыча воды, тыс. м3 6,6 2,6 159,4 263 66,2 49,4 436 44,4 43,1 130,5 145
12. Газовый фактор, м3/т 8193 6121 437 487 909 682 483 86 179 633 436
13. Среднее пластовое давление, МПа 3,6 2,7 15,6 16,0 15,5 14,5 14,9 15,0 13,2 16 15,1
14. Среднегодовой отбор нефти из элем., т/сут. 3,3 3,8 3,8 2,8 4,4 6,7 8,9 7,5 8,4 3,1 2,5 „
15. Среднегодовой отбор газа из элем. тм3/сут. 26 26 1,6 1,2 2 4,7 4,3 0,6 1,2 3,0 0,9
16. Среднегодовой отбор воды из элем. м3/сут. 2,3 1,3 26,8 38 15,6 12,4 И 14,2 12,8 25,1 27,8
17. Суммарная закачка воды, тыс. м3 - - 1270 1588 912 931 871 1090 1001 1481 1266
18. Коэффициент извлечения газа,% 131,0 133,0 56 63,8 43,5 58,7 40,6 63,7 54,8 57,9 53,5
19. Коэффициент извлечения нефти,% 12,5 14,2 25,6 26,6 23,3 23,7 20,9 24,1 23,7 21,2 27,8
20. Потери нефти, тыс. тонн 21,5 9,3 133,6 130,7 103,8 83 74,4 . 47, 82 197,4 99,8
скважин и т.д. будут несколько иные показатели разработки. Однако общие закономерно-
сти, установленные с помощью приведенных параметров, останутся без существенных
изменений.
12.14. Прогнозирование показателей разработки фрагмента газонефтяной
залежи численным методом с использованием горизонтальной скважины
Использование горизонтальных скважин при разработке газонефтяных месторож-
денпп с маломощной нефтяной оторочкой переводит такие месторождения тгз категории
нерентабельных при тех освоентпг вертикальными скважинами в категорию рентабельных.
Это связано с высоким дебитом горизонтальной скважины по сравнению с дебитом вер-
тикальной, возможностью эксплуатировать такие скважины при небольших депрессиях на
пласт, снижением опасности обводнения скважины подошвенной водой и прорыва газа пз
газоносной зоны и т.д. Теоретические и методические основы создантгя геолого-
математических моделей месторождения пли его фрагментов с использованием горизон-
тальных скважин практически не отличаются от аналогичных моделей, созданных с ис-
пользованием вертикальных. Поэтом}7 исходные дифференциальные уравненггя трехмер-
ной, трехфазной нестационарной фильтрации для случая использования горизонтальной
скважины остаются такими же, как уравнения фильтращш к вертикальному ствол}7, и опи-
сываются в виде (105.12). Система уравнений (105.12) предусматривает фильтрацию газа
при квадратичном, а нефти и воды — линейном законах. Приведенное ниже решение яв-
ляется не только примером для демонстрации численного метода прогнозирования пока-
зателей разработки, но и целенаправленным исследованием для изучения преимущества
прпменентгя горизонтальных скважин при освоентш газонефтяных месторождений.
Рассматривается фрагмент газонефтяного месторождения [см. рис. 26.12], вскрыто-
го горизонтальной скважиной. На этом же фрагменте рассмотрены показатели его разра-
ботки при вскрытии вертикальной скважиной. Фрагмент имеет следующие параметры:
h06= 24 м; hr= б м; 11н= Юм; hB= 4 м; hrH= 2 м; hHB= 2 м, где hrH и hHB — толщины переход-
ных зон газ-нефть и нефть-вода. Пористость пласта по всей общей толщине принята рав-
ной ш =0,16. Остаточные насыщенности соответственно равны: sr o = 0,026; sH.0 = 0,082 и
sB,о = 0,16. Пороги подвижности по фазам приняты: по газу при насыщенности sr >0,14, по
нефти sr > 0,3 и по воде sB > 0,2. Абсолютная проницаемость по всей толщине была приня-
та одинаковой и равной К = 0,26 мкм2.
601
Элемент нефтяной оторочки, вскрытой горизонтальной скважиной
602
Начальное пластовое давление равно Рпл.н = 14,55 МПа, а температура Тпл = 288 К.
При принятых исходных данных запасы газа и нефти оказались: Qn.= 35,66-10бм3;
QrH= Зб,бЗ-106м3; QHr= 14,69-103 т и QHH= 28б,5-103 т, где — свободный газ в газовой
шапке; QrH — газ, растворенный в нефти и остаточный в нефтеносном пласте; QHr —
нефть в газовой шапке остаточная и конденсат в газе; QHH — нефть в нефтяной оторочке.
Зависимости физических свойств фаз от давления, использованные при решении
системы (105.12), были приняты в виде алгебраических полиномов, построенных на осно-
ваншт физических данных изучения этих свойств в лабораторных условиях по пробам га-
за, нефти, конденсата и воды из рассматриваемого месторождения. Исходные данные по
свойствам флюидов были следующие: ргст = 0,7818 кг/м3; рг = 0,632; Ркр = 4,7 МПа; Ткр
=204 К', коэффициент вязкости при Т = Тпл и Рат был равен цгат. = 0,0130 мПа-c, содержа-
ние Сз+ в газе qK= 20-10-бм3/м3; плотность нефти при стандартных условиях была рн ст. =
0,8704 т/м3; количество растворенного в нефти газа составляло Г = 73,82 м3/м3; вязкость
нефти в ластовых условиях была цпл = 5,94 мПа-c. Объемный коэффициент нефти равен р
= 1,15. Плотность воды равна рв = 1,3 т/м3, а вязкость це = 1,2 мПа-c. Эти данные были ис-
пользованы при определен™ изменения свойств флюидов от давления. Для аппроксима-
ции табличных значений одного независимого переменного с помощью алгебратиескпх
полиномов составлены алгоритм и программа на языке Фортран-IV. Программа подбирает
коэффициенты для алгебраических полиномов, начиная со второй по десятую степень.
Наиболее приемлемый полином выбирался из: величины погрешности между заданными
значениями функции и полученными по полиному, гладкости производной функцгш во
всем диапазоне тгзмененпя аргумента и при одинаковых условиях из наименьшей степени
полинома. Общий вид полиномов представлен ниже.
у = ао+aix+Э2Х2 + ... + апхп, (116.12)
где у и х — соответственно значения функции и аргумента; ап — коэффициенты полино-
ма. Для рассматриваемого месторождения полиномы имеют вид:
1. Плотности газа, нефти и воды:
рг(Р) = - 0,255634673-НУ2 + 0,253575897 Р+ 0,814467130-101Р2;
рн(Р) = 0,175748381-10 - 0,156560094 Р + 0,544622991-10-2-Р2; (117.12)
Рг(Р) = 0,26026 + 0,78-10-2 Р.
2. Коэффициенты динамической вязкости газа, нефти и воды:
Цг(Р) = 0,101776819-10-1 + 0,438410659-102Р - 0,347759883-10^0,854924144- ЮД*
цн(Р) = 0,529492131-102 - 0,325658153- 103-Р+ 0,119095949-104-Р2 - (118.12)
603
- 0.224093^67-104-P3 + 0,200345642-104-Р4-0,675523174-103-Р5;
р.Е(Р) =1,2 (практически не зависит от давления из-за высокой минерализации).
3 Взапморастворпмостп флюидов — доля одной фазы в другой:
£в — доля воды в газовой фазе:
£в (Р) = 0.282487563-10-2 - 0.266451123-Ю ^-Р + 0,1420487-Р2 - 0,447739448-Р3 +
+ 0,847054558-Р4 - 0,938239518-Р5 +0,558422031-Р6 - 0,137526594-Р7;
— доля газа в нефтяной фазе:
^н(Р) = - 0,355289805-10‘3+0,562694907-IO'1-? + 0,200681232-Ю-’-Р2; (119.12)
£тв — доля газа в водяной фазе:
4(Р) = 0,109922141-Ю-4 +0,39002287-10’3Р - 0,767142966-Ю’4-?2.,
Доля воды в нефтяной фазе и нефти в водяной принимаются равными нулю. Ха-
рактеры изменения перечисленных параметров от давления показаны на рис. 27.12а, б.
Количества растворенного в нефти и воде газа, а также содержание паров воды в газе при
различных относительных давлениях Р/Рпл.н приведены в таблице 13.12.
По результатам расчетов капиллярных давлений по методике, изложенной в [38],
было установлено, что:
- капиллярное давление на границе фаз газ-нефть равно Ргн= 0,0011 МПа;
- на гратпще фаз нефть-вода равно РНЕ= 0,0006 МПа. По известным величинам ка-
пиллярных давленти и плотностям фаз были определены глубины и толщины пе-
реходных зон. Затем по этим данным были рассчитаны фазовые давления в зонах-
насыщенных газом, газом-нефтью, нефтью, нефтью-водой и водой в точке с узло-
вым номером i, j, к
Созданная модель имела по координатам: х - 11 узлов, у - 1 узел и по z - 11 узлов.
Рассчитывались варианты разработки на половине фрагмента в силу симметрии исполь-
зованного элемента , как это показано на рис. 28.12. нефтяной оторочки с поддержанием и
без поддержания пластового давления закачкой воды. В режиме истощения рассмотрены
три варианта V1H, V2H и V3H, отличающихся только расположением горизонтального
ствола. В частности, прп варианте У1И горизонтальный ствол был размещен по середине
нефтяной оторочки, V2H на 3 метра ниже нижней границы переходной зоны газ-нефть и в
варианте V3„ на 3 метра выше верхней границы переходной зоны нефть-вода. Во всех ва-
риантах начальный дебит скважины был равен QH — 40 т/сут. На рис. 29.12а,б,в показаны
изменения дебитов нефти, газа и воды в процессе разработки оторочки прп заданной по-
604
Рис. 27.12
Зависимости плотности нефти, газа и воды, вязкости нефти и газа — а и
взаиморастворимости фаз — б от относительного пластового давления Р/Рпл..н.
605
a
Газ
iff ffttttfftftMitiiftAt'
) Газ
Переходная зона газ-нефть
Переходная зона газ-нефть
Нефть
Нефть
Газ
__________________________
Переходная зона газ-нефть
Нефть
— I 'I 1 ' |
Переходная зона нефть-вода
Переходная зона нефть-вода
Переходная зона нефть-вода
/ЯЛЛЛЛЛЛ ЛЛЛ ЛЛ*
Рис.28.12
Варианты расположения горизонтальной нагнетательной скважины
606
стоянкой депрессии на пласт. На рис. 30.12а, б показаны коэффициенты нефте- и газоот-
дачи при разшгчных вариантах расположения горизонтального ствола. На рис. 29.12а ли-
нией 4 показано изменение дебита вертикальной скважины в процессе разработки, а на
рис. 30.12а линией 4 — коэффициент нефтеотдачи фрагмента при его разработке на исто-
щение вертикальной скважиной. Низкие коэффициенты нефте- и газоотдачи оторочки при
использовании вертикальной скважины связаны не только быстрым обводнением и зага-
зовыванием этой скважины, но и небольшим суммарным отбором нефти и газа згз-за не-
большого дебита вертикальной скважины.
Таблица 13.12
Р/Рплн. Раство- рим. газа в нефти, м3/ м3 Раство- рим. газа в пл. воде, м3/ м3 Раство- рим. газа в пресн. воде, м3/ м3 Объем- ный коэф, нефти рн Объем- ный коэф, нефти рЕ Содерж. паров во- ды в газе io-3
1 85 0,52 3,42 1,16 0,930 0,237
0,7 56 0,42 2,78 1,11 0,970 0,263
0,5 38 0,29 1,92 1,07 0,990 0,340
0,2 14 0,19 1,25 1,02 0,998 0,600
Как видно пз рис. 29.12а, дебит горизонтальной скважины по нефти с течением вре-
мени падает, но характер его падения разшгчен. Наиболее крутое падение дебита нефти,
происходящее примерно за 4 года добычи, характерно для УЗИ. Это объясняется тем, что
при расположении горизонтального ствола на 3 м выше верхней границы переходной зо-
ны нефть-вода и отборе нефти тгз оторочки происходит интенсивное формирование конуса
подошвенной воды и его подтягивание к гортгзонтальному стволу, что резко снижает фа-
зовую проницаемость по нефти. Уже через 11 месяцев происходит прорыв водяного кону-
са в скважину, и в дальнейшем дебит воды быстро нарастает (рис. 29.12в).
При расположении горизонтального ствола согласно У2И с пуском скважины проис-
ходит интенсивное образование и прорыв в нее конуса вышележащего газа. Как видно тгз
рис. 29.126, прорыв конуса газа в горизонтальный ствол в V2H наступает уже через 2,5 ме-
сяца с начала работы скважины, в результате чего происходит резкое снижение нефтена-
сыщенностп, а следовательно, и фазовой прошщаемостп по нефти в призабойной зоне,
что и приводит к снижению дебита нефти, причем йа начальном участке (до 1 года) даже
более интенсивному, чем для УЗИ. После 0,5 года работы скважины падение дебита по
607
Рис.29.12
Изменения дебитов нефти — я; газа — би воды — в в процессе
разработки газонефтяного месторождения
1-3 — при вариантах V-1H) V-2H и V-3 и; 4 — вертикальная скважина
608
t, годы
Рис. 30.12
Изменения коэффициента нефтеотдачи — а; газоотдачи — б в процессе
разработки газонефтяного месторождения
1-3 — при вариантах V-1H, V-2H и V-3 н; 4 — вертикальная скважина
609
нефти в V2H замедляется, это объясняется тем, что после прорыва конуса газа в скважину
темп нарастания газонасыщенностн в призабойной зоне снижается. Однако, начиная со 2
года, темп падения дебита нефти V2H опять возрастает из-за резкого снижения нефтена-
сыщенности вследствие интенсивной дегазации нефти в пласте.
V1H, как видно тгз рис. 29.12а, до 3 лет разработки элемента характеризуется наибо-
лее высоким дебитом нефти. В связи с удалением горизонтального ствола от переходных
зон прорыв конусов газа и воды в скважину наступает в VIи позже, чем в V2H и V3H. Про-
рыв конуса газа в горизонтальный ствол в VIи происходит через 0,5 года после пуска
скважины. После 1 года работы скважины темп падения дебита нефти замедляется, так
как конус прорыва газа в горизонтальный ствол сформировался и темп нарастания газо-
насыщенности замедлился. После 2,5 лет эксплуатации элемента в блоке, где расположен
горизонтальный ствол, начинает накапливаться вода, снижая нефтенасытценность, что
приводит к нарастанию темпа падения дебита нефти. На 3 год разработки вода становится
подвижной и начинает поступать в скважину (рис.29.12в).
После 4 лет эксплуатации элемента ситуация изменяется. В связи с интенсивным от-
бором газа в V2H (рис.29,126) происходит резкое снижение пластового давления, что при-
водит к увелтиентпо вязкости и плотности нефти из-за ее интенсивной дегазации, в ре-
зультате чего ухудшается подвижность нефти и снижается ее дебпт. VIи характеризуется
более замедленным темпом падения дебита нефти (рис.29,12а), так как в этом варианте
отбор газа менее интенсивный (рис.29,126) и поэтому снижение пластового давления
идет здесь медленнее, чем в V2H. В V3„ из-за самого большого удаления горизонтального
ствола от переходной зоны газ-нефть дебит газа до 8 года (рис.29.126) наименьший, а
следовательно, самый низкий из трех вариантов темп падения пластового давления, что
обусловливает наибольший дебит нефти (рис.29.12а). Следует отметить, что во всех трех
вариантах скважина прекращала работу-, когда средневзвешенное давление в пласте опус-
калось ниже 3 МПа.
Дебит скважины по газу для трех вариантов расположения горизонтального ствола
приведен на рис.29.126 и характеризуется достаточно сложными зависимостями от време-
ни. Для данного элемента пласта существенным является то, что запасы газа в газовой
шапке практически равны запасам газа ( растворенный + остаточный) в нефтяной ото-
рочке. На рис. 29.126 приводятся графики суммарного дебита газа, т.е. газа прорыва из
газовой шапки плюс газ дегазации нефти.
В V2H, (рис.29.12б) в начальный период эксплуатации скважины (первые 2,5 месяца)
отмечается падение дебита газа. Это объясняется тем, что с пуском скважины в прпзабой-
610
ной зоне пласта происходит дегазация нефти, что приводит к увеличению газонасьпцен-
ности и снпжешпо нефтенасыщенностп. Увеличение газонасыщенности еще не достигло
точки начала движения газовой фазы, но уже существенно снижает фазовую проницае-
мость нефти, уменьшая ее дебит, а следовательно, и количество растворенного газа, по-
ступающего вместе с нефтью в скважину. Прорыв конуса газа из шапки в горизонтальный
ствол происходит через 2,5 месяца после пуска скважины, вызывая стремительное нарас-
тание дебша скважины по газу. Через 1 год работы скважины начинается снижение деби-
та газа, обусловленное падением давления в шапке. В результате интенсивной дегазации
нефти, вызванной падением давления в газовой шапке, газ в нефтяной оторочке становит-
ся подвижным, и после 2,1 года работы скважины (точка Аг), когда он стал подвижным во
всем нефтенасыщенном объеме, происходит нарастание его дебита. После 4,2 лет разра-
ботки элемента (точка Сг) дегазация нефти становится менее интенсивной, при этом сред-
невзвешенное давление в газовой шапке составляет 5,71МПа, что вызывает резкое сниже-
ние дебита газа. Начиная с 5 года эксплуатацш!, в блоке, где находится скважина, начина-
ет накапливаться вода, которая еще более увеличивает темп падения дебита газа,
В УЗИ, в течение первого года эксплуатации элемента отмечается падение дебита га-
за (рис.29.12б), вызванное как вышеуказанным механизмом, так и формированием в бло-
ке, где расположен горизонтальный ствол, конуса подошвенной воды, который также
снижает фазовую проницаемость нефти, следовательно, количество растворенного газа,
поступающего вместе с ней в скважину. Через 1,2 года после пуска скважины в нее про-
рывается конус газа из шапки, приводящий к увешгченпю дебита газа. После 3,5 лет до 5,5
лет дебит скважины по газу практически стабилизировался, так как газонасыщенность в
зоне прорыва конуса не изменялась. В период с 5,8 (точка Аз) до 9,4 лет (точка Сз) про-
исходит интенсивная дегазация нефти, вызывая увеличение дебита газа. После 9,4 лет в
связи со снижением интенсивности дегазации нефти и резким снижением давления в газо-
вой шапке дебш1 скважины по газу начинает неуклонно падать, в то же время дебит по во-
де возрастает (рпс.29.12в).
У1И зашгмает (рис. 29.126) как бы "промежуточное" положение среди У2И и УЗИ. В
течение первого полугода работы скважины дебш газа падает по той же причине, что и в
У2И, но этот период длиннее во времени из-за более позднего прорыва конуса газа в сква-
жину. Затем с 0,5 года до 2 лет происходит увеличение газонасыщенности в зоне прорыва
конуса газа, а следовательно, возрастает и дебш1 скважины по газу. После 2 лет разработ-
ки элемента по причине падения давления в газовой шапке, обусловленного отбором из
нее через конус прорыва газа и формированием в блоке, где расположен горизонтальный
611
ствол, водяного конуса, происходит снижение газонасыщенности в призабойной зоне пла-
ста и дебита скважины по газу. Этот процесс происходит до 3,5 лет (точка Ai). После 3,5
лет эксплуатации элемента начинается интенсивная дегазация нефти, вызывающая увели-
чение дебита газа. Период интенсивной дегазации нефти продолжается до 6,5 лет (точка
Ci). После 6,5 лет в связи со снижением интенсивности дегазацгш нефти, а также умень-
шением пластового давления дебит газа падает, одновременно с этим увеличивается дебит
скважины по воде (рис. 29.12в).
Характерной чертой для всех трех вариантов расположения горизонтального ствола
является то, что период интенсивной дегазации нефти начинается при коэффициенте газо-
отдачи рг= 24-26% (рис. 29.126, 30.126, точки Aj, А2, A3), а заканчивается при 0Г = 54 -
56% (точки Ci. С’г, Сз).
Анализируя графические зависимости коэффициентов нефтеотдачи рн и газоотдачи
рг от времени разработки элемента, можно сделать следующие выводы.
Перемещение гортгзонтального ствола от середины нефтяной оторочки на 3 м выше
приводит к резкому возрастанию дебита газа, увеличивая темп падения дебита нефти. В то
же время прорыв в скважину пластовой воды не происходит. Интенсивный отбор газа
приводит к резкому падению пластового давления, вследствие чего срок разработки
фрагмента залежи уменьшается до 6 лет.
Смещение горизонтального ствола от середины нефтяной оторочки на 3 м ближе к
нижней границе переходной зоны газ-нефть приводит к существенному снижению конеч-
ного коэффициента нефтеотдачи (рн = 12,2% в У2И против ри = 15,4% в VI,, и V3„).
Смещение горизонтального ствола от середины оторочки на 3 м ближе к верхней
границе переходной зоны нефть-вода приводит к более быстрому обводнению скважины
(при УЗИ вода в продукции скважины появляется через 11 месяцев, а в У1Я - через 3 года
эксплуатации элемента). В то же время прорыв конуса газа удаляется с 0,5 года в У1и до 1
года в УЗИ, Кроме того, удлиняются сроки разработки залежи, с 10 лет в У1И до 12 лет в
УЗИ, хотя конечный коэффтщиент нефтеотдачи не изменяется.
Конечный коэффициент газоотдачи во всех трех вариантах практически одинаковый
(j3iic.30.12a, рг= 84%), что говорит о том, что его величина не зависит от расположения
горизонтального ствола относительно верхней и нижней границ нефтенасьпценной части
пласта. С точки зрения конечных коэффтщиентов нефтеотдачи и газоотдачи, а также вре-
мени разработки элемента наиболее выгодным является У1и, т.е. расположение горизон-
тального ствола посередине нефтенасьпценной толщины.
612
Как было отмечено выше, в дополнение к трем рассмотренным выше вариантам бы-
ла исследована возможность разработки этого же элемента вертикальной скважиной. Ин-
тервал вскрыли нефтяной оторочки составлял 5 м и был равноудален от верхней и
нижней границ оторочки на 2,5м. Вертикальная скважина пускалась в работу с той же де-
прессией, что и горизонтальная в V1,2;3K. При этом дебит нефти составлял 5т/сут. (рис.
29.12а, кривая 4), что в 8 раз ниже начального дебита горизонтальной скважины. Коэффи-
циент нефтеотдачи на 12 год разработки элемента вертикальной скважиной составил
только рн= 4.5% (рис. 30,12а, кривая 4), что в 3,4 раза меньше, чем конечная нефтеотдача
в Vl;3", а коэффициент газоотдачи — рг= 6% против рг=84% в VI,Зи. Таким образом,
можно говорить о явном преимуществе горизонтальной скважины над вертикальной при
разработке нефтяной оторочки Средне-Ботуобинского месторождения.
Для прогнозирования показателей работы горизонтальной скважины, эксплуати-
рующей нефтяную оторочку в условиях поддержания пластового давления закачкой воды,
рассматривался элемент пласта, показанный на рис. 26.12. Закачка воды осуществлялась
через нагнетательную горизонтальную скважину, полностью вскрывшую элемент и рас-
положенную на его контуре (рис. 31.12). Отбор нефти производился через эксплуатацион-
ную скважину, так же полностью вскрывшую элемент и расположенную на противопо-
ложном контуре (рис. 31.12). Такое размещение скважин на площади нефтеносности под-
разумевает, что цепочка эксплуатационных скважин чередуется с цепочкой нагнетатель-
ных.
Горизонтальный ствол добывающей скважины находится посередине нефтенасы-
щенной мощности пласта (на 5 м ниже нижней границы переходной зоны газ-нефть и на 5
м выше верхней границы переходной зоны нефть-вода).
Были рассмотрены три варианта расположения нагнетательной горизонтальной
скважины.
Вариант 1. VIв - нагнетательный горизонтальный ствол равноудален от верхней и
нижней границы нефтяной оторочки, т.е. находится на одной глубине с добывающим
(рис.28.12в).
Вариант 2. V2b - нагнетательный горизонтальный ствол равноудален от верхней и
нижней границ газовой шапки (рис. 28.126).
Вариант 3. V3b - нагнетательный горттзонтальный ствол расположен непосредствен-
но на верхней грашще переходной зоны газ-нефть (рис. 28.12в).
Во всех трех вариантах добывающая горттзонтальная скважина, эксплуатирующая
элемент пласта, пускалась в работу с начальным дебитом по нефти 40т/сут. в режиме по-
613
о
х
Рис.31.12
Расположение эксплуатационной и нагнетательной горизонтальных скважин на
элементе газонефтяного пласта
614
стоянной депрессии. Прогноз показателен работы добывающей скважины выполнен на 40
лет разработки элемента, результаты расчетов вариантов V1B, V2b, V3b приведены на рис.
324-38.12.
Закачка воды, как видно из рис. 32.12, приводит к менее резкому падению дебита
нефти, чем в случае разработки этого же элемента на истощение. Следует отметить, что
при расчете показателей работы добывающей скважины результаты по V2B и V3B оказа-
лись очень близки между собой и поэтому на всех графиках представлены по вариантам
V2B, V3b одной линией. Вариант V1B на всех графиках обозначен линией V1B.
В течение первого года эксплуатации элемент V1B характеризуется менее резким
падением дебита нефти по сравнению с другими вариантами (рис. 32.12), так как поддер-
жание давления именно в нефтенасыщенной толщине пласта приводит на начальном эта-
пе к менее интенсивному загазовыванпю скважины, чем в V2B и V3B. Как видно из рис.
33.12, дебит скважины по газу на первый год разработки в V1B составлял 9,5тыс. м3/сут.,
а в V2B и V3B - 16 тыс.м3/сут. Но закачка воды в оторочку в V1B приводит к наиболее
раннему по сравнению с V2B и V3B формированию конуса подошвенной воды, за счет ее
стекания под действием гравитации в водонасыщенную зону. Более интенсивное увеличе-
ние водонасыщенности в нефтяной зоне в VIв приводит и к более раннему7 прорыву кону-
са подошвенной воды в скважину. Так, в V1B вода в продукции скважины появляется уже
через 2 года эксплуатации (рис. 34.12), а в V2B и V3B — только через 3 года. II уже на 4
год разработки дебит скважины по воде в V1B составлял 3,8 м3/сут., для V2B и V3B —
только 1,5 м3/сут. Вследствие этого, как видно из рис. 32.12, дебпт скважины по нефти по-
сле первого года эксплуатации в V2B и V3B выше, чем в V1B. После 12 лет темп падения
дебита нефти во всех трех вариантах практически равный, поэтому кривые дебитов на
рис. 32.12 идут параллельно.
В V1B (рис. 33.12) первые полгода эксплуатацш! элемента характеризуются падени-
ем дебита растворенного газа из-за снижения дебита нефти. Однако уже на 7 месяц разра-
ботки в горизонтальный ствол прорывается конус газа из шапки, что приводит к увеличе-
нию дебита газа. Снижение дебита газа начинается на 1,8 года из-за увеличения водона-
сыщенности в блоке, где расположен горизонтальный ствол, и прорыва на 2 год эксплуа-
тацшг элемента конуса воды в скважину. После 2,5 лет темп падения дебита скважины по
газу снижается, так как к этому времени водяной конус уже сформировался и интенсив-
ность увеличения водонасыщенности в призабойной зоне уменьшилась.
Закачка воды в газовую шапку через нагнетательную горизонтальную скважину
приводит к резкому отличию поведения дебита газа в V2B и V3B от V1B, (рис. 33.12).
615
Q„, т/сут.
2 6
_//
О 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40
t, годи
Рис. 32.12
Изменение дебита нефти в процессе разработки газонефтяного
месторождения горизонтальными скважинами
1-2 — при вариантах V1B, V2B и V3 в.
Рис. 33.12
Изменение дебита газа в процессе разработки газонефтяного месторождения
1-2 — при вариантах V1B; V2B и V3 в.
616
О» т/сут.
Г
2 .
0 4 8 12 16 20 24 28 32 36 40
t, годы
Рис.34.12
Изменение дебита воды в процессе разработки газонефтяного месторождения
1-2 — при вариантах V1B; V2, и V3
617
Первые полгода эксплуатации элемента в V2b и V3b (рис. 33.12) отмечается сниже-
ние дебита растворенного газа из-за падения дебита горизонтальной скважины по нефти.
Однако сразу после первого полугода разработки элемента, вследствие закачки воды в
шапку, происходит интенсивный процесс образования конуса газа п его прорыв в добы-
вающую горизонтальную скважину, что приводти к стремительному нарастанию дебита
газа вплоть до 1,8 года. Начиная с 1,9 года, в блоке, где расположен добывающий гори-
зонтальный ствол, происходит увеличение водонасыщенности из-за форкпгрования конуса
подошвенной воды, кроме того, идет интенсивное обводнение газовой шапки закашшае-
мой водой, которое приводит к снижению в ней фазовой проницаемости по газу. Эти два
процесса вызывают резкое снижение дебита газа, которое уменьшается после 3 лет экс-
плуатации элемента. На конец 3 года коэффициент газоотдачи в VIb и V2b составил рг =
40%, и практически вся газовая шапка была обводнена. После 3 года разработки, когда
произошел прорыв конуса подошвенной воды в горпзонтальньш ствол и интенсивность
увеличения водонасыщенности в газовой шапке значительно уменьшилась, темп падения
дебтгга скважины по газу резко замедлился, и на весь остальной срок разработки дебггг га-
за в V2b и V3b был ниже, чем в VIв.
Анализируя график на рис. 34.12, можно отметить, что до 7 года разработки дебит
эксплуатационной скважины по воде в V2b и V3b тгз-за более позднего прорыва водяного
конуса ниже, чем в VIb. После 7 лет дебит скважины по воде в V2b и V3b выше, чем в VIb,
что связано с полной обводненностью газовой шапки и поступлением воды в горизон-
тальный ствол одновременно тгз конуса подошвенной воды и из газовой шапкп. После 26
лет разработки элемента дебпты эксплуатационной скважины по воде во всех трех вариан-
тах совпадают, так как к этому времени практически весь пласт обводнен и поле водонасы-
щенностп в нем в V1B пракпгчески такое же, как в V2b и V3b- На конец эксплуатации эле-
мента (40 лет) обводненность продукщш в VIb составила 97%, в V2b и V3b - 96,5%.
Анализируя графики, приведенные на рис. 35.12, следует отметить, что при поддер-
жании давления закачкой воды коэффициент нефтеотдачи оторочки на протяженпи всего
периода эксплуатации элемента значительно выше, чем при разработке его на истощение.
Конечный коэффициент нефтеотдачи в VIв составил рн = 40,5%, в V2b и V3b - рн ~
47,5%. VIb характеризуется более низкой нефтеотдачей, чем V2b и V3b, что связано с сис-
темой поддержания пластового давления водой через нагнетательную горизонтальную
скважину В случае закачки воды в середину нефтенасьпценной толщины в VIb вследст-
вие интенсивного падения давления в шапке из-за отбора пз нее газа и поддержания дав-
ления в нефтяной оторочке происходит ее деформация и переток нефти в газовую шапку.
Нефть, перетекая в шапку, фактически "размазывается" по пласту и безвозвратно теряет-
618
ся. На рис. 37.12 для VIb показано распределение давленти между эксплуатационной и
нагнетательной горизонтальными скважинами по линии 00', соединяющей их центры, а
на рис. 38.12 приведено распределение нефтенасыщенности в газовой шапке вдоль оси х.
Линии 1 и 2 показывают нефтенасьпценность соответственно на расстоянии 1м и 3 м от
кровли пласта. Распределения давленти и нефтенасыщенности построены на 8 год разра-
ботки элемента, на них ясно видно, как происходит деформация нефтяной оторочки в VIb-
Из-за закачки воды в газовую шапку в V2b и V3b в течение первых 3 лет эксплуата-
ции элемента происходит интенсивный рост коэффициента газоотдачи рг до 40% (рнс.
36.12). После обводненти газонасыщенной части элемента коэффициент газоотдачи воз-
растает значительно медленнее и на конец разработки составляет рг=56%.
Коэффициент газоотдачи в VIв возрастает более монотонно и на протяжении всего
периода разработки элемента меньше, чем в V2b и V3b <рпс. 37.12). Конечный коэффици-
ент газоотдачи в V1b, составляет рг= 53%.
Следует подчеркнуть, что при поддержании давления закачкой воды конечный ко-
эффициент газоотдачи ниже, чем при разработке этого элемента на истощение (рг= 53-
56% в Vb, V2b и V3b против рг= 84% в V(1 ;2;3)и. Это происходит из-за того, что при за-
качке воды значительная часть запасов газа в шапке остается невытесненной водой, т.е.
находится в "защемленном" состоянии.
С точки зрения конечного коэффициента нефтеотдачи элемента V2b и V3b, безус-
ловно, являются более выгодными по сравнению с V1b.
Разработка фрагмента нефтяной оторочки с поддержанием пластового давления
гортгзонтальной скважиной прп схеме их размещения согласно V2b и V3b увеличивает
конечный коэффициент нефтеотдачи более чем в 3 раза по сравнению с разработкой
оторочки на истощение.
619
Рис. 35.12
Изменение коэффициента газоотдачи в процессе разработки
газонефтяного месторождения
1-2 — при вариантах V1B, V2B и V3 в.
t, годы
Рис. 36.12
Изменение коэффициента газоотдачи в процессе разработки
газонефтяного месторождения
1-2 — при вариантах V1B, V2B и V3 в.
620
Р, МПа
Рис. 37.12
Распределение давления между нагнетательной и эксплуатационной скважинами
по линии 0-0 на 8 год разработки залежи при варианте V1B
Рис.38.12
Распределение нефтенасыщенности в газовой шапке вдоль осн х на 8 год
разработки залежи при варианте V1B:
1 — на расстоянии 1 м от кровли; 2 — на расстоянии 3 м от кровли.
621
Глава 13. ВСКРЫТИЕ, РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН II ОБОСНОВАНИЕ
ИХ КОНСТРУКЦИИ
13.1. Вскрытие пласта вертикальными скважинами
Степень реализации естественных газоотдающих возможностей разрабатываемых
залежей в значительной мере зависит от характеристики связи ствола скважины с продук-
тивным пластом. Поэтому к числу важных вопросов прп проектировании разработки газо-
вых и газоконденсатных месторождений относится выбор условий вскрытия продуктив-
ного разреза и оборудования забоев эксплуатационных скважин.
Метод вскрытия пласта, от которого зависит дебит скважины, обусловлен следую-
щими факторами:
— технологией вскрытия продуктивного разреза в процессе бурения;
— степенью или полнотой вскрытия продуктивного разреза;
— конструкцией забоя скважины, осуществляющей гидродинамическую связь
ствола с продуктивным пластом.
Одним из основных условий вскрытия пласта является предотвращение влияния
промывочной жидкости на продуктивную характеристику призабойной зоны. Проникно-
вение промывочной жидкости в призабойную зонуг пласта, как правило, приводит к значи-
тельному ухудшению проницаемости призабойной зоны, от которой существенно завпстгт
производтгтельность скважины. Так, например, когда проницаемость призабойной зоны в
4 раза меньше проницаемости пласта, производтгтельность скважины уменьшается более
чем вдвое. Если проницаемость пртгзабопной зоны приближается к нулю, то дебит сква-
жины также стремтгтся к нулю, независимо от размера зоны пониженной проницаемости.
Для предотвращения влияния промывочной жидкости на проницаемость пласта
проектировщик должен, исходя из реальных геолопгческпх условий и характеристики
продуктивного разреза, выбрать наиболее технологичные промывочные жидкости. В на-
стоящее время при вскрытии нефтяных и газовых пластов применяются: глинистые рас-
творы (обычные и утяжеленные), безглинистые водные суспензии; растворы на углеводо-
родной основе и газообразные (воздух или природный газ) агенты. Получивший наиболь-
шее распространение в бурентш глинистый раствор, обладая малой вязкостью, подвижно-
стью, устойчивостью к воздействию внешних агрессивных агентов, является наиболее
удобным при бурентш. Однако при вскрытии продуктивных пластов глинистый раствор
оказывает на них отрицательное действие:
622
— in-за проникновения в пласт тонкодисперсных глинистых частиц, особенно при
вскрытии трещиноватых коллекторов;
— в результате проникновения в пласт фильтрата раствора и образования на забое
твердой глинистой корки;
— при проникновении в продуктивный пласт воды, вызывающей набухание глин в
коллекторах, содержащих глины в породообразующем материале.
Степень влияния глинистого раствора на продуктивную характеристику пртвабой-
ной зоны завпстгг, помимо характеристики пласта, от перепада давления (репрессии на
пласт, создаваемой глинистым раствором) на пласт, времени воздействия на пласт, а так-
же от состава воды.
Исследования по изучению восстановления проницаемости коллекторов показали,
что применение пластовой воды при вскрыппт пласта обеспечивает восстановление пер-
воначальной проницаемости до 86% по сравнению с ~50% при использовании пресной
воды.
Восстановление проницаемости призабойной зоны в знашггельной мере зависит от
количества и глубины проникновения фильтрата промывочной жидкости в пласт. Аналш
промысловых данных показывает, что глубина проникновения фильтрата может достигать
значительных размеров. Например, на месторождеипт Русскгш Хутор радиус зоны про-
никновения фильтрата равен 1,7 м, а на Расшеватском — 1,84-2,6 м.
Большое влияние на количество и глубину проникновения в пласт промывочной
жидкости имеет репрессия на пласт в процессе его вскрытия, особенно усугубляющееся
при спускоподьемных операциях. В ряде случаев репрессия бывает настолько вешка, что
приводит к гидроразрыву пласта, а следовательно, проникновению в пласт большого ко-
личества промывочной жидкости.
Значительное превышение гидростатического давления весом столба глинистого
раствора наблюдается при вскрытии и обработке истощенных пластов в хорошо дрениро-
ванных коллекторах. Ниже в таблице 1.13 приведены превышения гидростатического дав-
ления весом глинистого раствора по некоторым месторождениям Краснодарского края.
Влияние глинистого раствора при вскрытии и глушентш на производшельность га-
зовых скважпн может быть настолько большим, что первоначальную производшельность
не удается восстановить даже при увеличении депрессгш на пласт в несколько раз. Ниже в
таблице 2.13 приведены данные некоторых скважпн после капитального ремонта и даны
сравнения дебитов и депрессий на пласт с их данными до ремонта.
623
Таблица 1.13
№№ пп. Месторождение Глубины скважин, м Текущее пластовое давление, МПа Гидроста- тическое давление глин, рас- твора Превышение давления раствора над пласто- вым, МПа
1. Каневское 1700 11,77 19,55 7,78
2. Челбасское 2240 1?,бб 25,80 13,14
3. Ленинградское 2200 14,71 25,30 10,59
4. Старо-Минское 2170 16,00 24,95 8,95
5. Кущевское 1500 11,67 17,50 5,83
б. Крыловское 2400 21,60 27,60 6,00
7. Майкопское 2850 18,70 32,80 14,10
8. Березанское 2670 15,18 30,70 15,52
9. Сердюковское 2700 16,93 31,00 14,07
Таблица 2.13
№№ пп. Месторождение №№ скважин До ремонта После ремонта
Qr, тыс. м3/сут. Депрес- сия, атм. Qr, тыс. м3/сут. Депрес- сия, атм.
1. Березанское .21 328 5,4 260 13,3
о 53 416 2,3 330 14,2
3. Майкопское 15 620 6,3 560 17,5
4. 24 720 15,7 530 21,0
5. 24 550 12,0 550 20,0
6. Каневское 1 260 27,0 160 40,2
7. 3 145 6,3 80 33,5
8. 42 320 12,0 270 40,3
С учетом этих результатов проектировщик должен обосновать параметры промы-
вочной жидкости для вскрытия пласта и проведение ремонтных работ на любой стадии
разработки газовых и газонефтяных месторождений. Наиболее часто для этой цели пред-
лагаются облегченные промывочные жидкости на углеводородной основе, преимущество
624
которых заключается в практически ничтожной фильтращш в пористые среды. Такие рас-
творы невоспрзшмчивы к внешним факторам, не оказывают отрицательного влияния на
глинистые отложения. Опыт применения таких растворов для глушения скважин показал,
что естественная проницаемость призабойной зоны сохраняется, а сроки освоения сква-
жин после ремонта снижаются до минимума.
Одним го наиболее перспективных способов вскрытия продуктивных пластов яв-
ляется применение газообразных агентов. Имеющиеся литературные данные по вскрытию
пластов с газообразным агентом показывают, что использование их приводит к увепиче-
нию показателей скорости бурения; сокращению времени освоения скважины и полному
сохранению естественной продуктивной характеристики пласта.
Эти преимущества обусловили большую популярность этого способа за рубежом, и
в настоящее время практически каждая фирма в той пли иной степени его использует.
Производительность проектной скважины должна быть обоснована для случая, ко-
гда несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия практически, в пределах
возможного, исключено как фактор, влияющий на ее величину. Для этого требуется пол-
ное вскрытие всего продуктивного разреза. На месторождениях пластового типа полное
вскрытие возможно, как например, на центральной части месторождения Шатлык. Если
месторождение массивного типа, то вскрытие пласта по степени всегда будет несовер-
шенным, так как полное вскрытие в таких случаях приведет к обводнению подошвенной
водой. Гпдродпнамхиеское несовершенство скважины проявляется в том, что в призабой-
ной зоне пласта нарушается радиальность фильтращш по причине, обусловленной вскры-
тием пласта. •
Влияние несовершенства вскрытия на производительность скважины связано с уд-
линением пути фильтращш и образованием дополнительных сопротивлений притоку газа
к скважине, который в случае двойного несовершенства описывается уравнением:
Р2ПЛ - Р2 = aQ + bQ2, (1.13)
где Рпл, Р3 — пластовое и забойное давления; Q— дебтгт скважины; а, b — коэффициенты
фильтрационного сопротивления, определяемые по формулам:
а-Ц2РэтТ
d. — --------
7ГК11ТСТ
32- lnJk + c1+C2
R.
(2.13)
где ц, z— коэффициенты вязкости и сверхсжимаемостп газа; Тпл, Тст — пластовая и стан-
дартная температура газа; к, И. — коэффициенты проницаемости й макрошероховатости
625
пласта; h — эффективная толщина пласта; RK, Rc— радиусы контура питания и скважины;
Ci, Сз — коэффициенты несовершенства, вызванные степенью вскрыли пласта; С), С4—
коэффициенты несовершенства, вызванные характером вскрыли пласта.
С точки зрения создания наименьших дополнительных сопротивлений в призабой-
ной зоне наиболее совершенной конструкцией является полное вскрытие продуктивного
пласта, не обсаженного обсадной колонной. На практике не часто встречаются случаи, ко-
гда скважина гидродинамически совершенна. При выборе конструкции забоя газовой
скважины необходимо учитывать:
— лтлолого-физпческую характеристику пород призабойной зоны пласта;
— толщину продуктивных горизонтов и величины их пластового давления;
— состав и физико-химические свойства газа, нефти и воды;
— условия вскрьппя пропластков в процессе бурения, а также условия пх эксплуа-
тащщ;
— наличие подошвенной и блггзость краевых вод,
— неоднородность газоносных (и нефтеносных при наличии оторочки) пластов.
Если в проекте предусмотрено освоение месторождения системой вертикальных
несовершенных скважпн, то в нем должны быть обоснованы степень и характер несовер-
шенства в соответствшг с принятым обоснованным решением о несовершенстве проект-
ных эксплуатационных скважин. Расстояние от подошвы пласта (от газоводяного пли га-
зонефтяного контакта) до дна скважины определяется с учетом геологических особенно-
стей залежи, устойчивости пород, последовательности залегания высоко- и нпзкопронп-
цаемых пропластков, параметра ашгзотрошш и других факторов. В соответствш! с приня-
той величиной несовершенства рассчитываются коэффициенты несовершенства скважпн.
Следует подчеркнуть, что из двух видов несовершенства, как правило, необходимо
определить коэффициенты несовершенства только по степени вскрытия пласта, так как
несовершенства по характеру вскрытия можно избежать легко, путем увеличения числа
перфорационных отверстий.
Для однородных пластов коэффициенты несовершенства по степени вскрытия Ci и
Сз определяются по формулам, рекомендуемым в [25]:
C1=lnh /h+[l-h]lnJ-/h и C3 = l/h, (4.13)
Rc /
где h = hBC/h; 8 = 1,6(1-h2) и Rc=Rc/h;
hBC— вскрытая толщина пласта; Rc— радиус скважины. Достоверность формулы (4.13)
проверена экспериментами, результаты которых приведены в [8]. Естественно, что чем
626
ниже вертикальная проницаемость, тем меньше участие в эксплуатации невскрытых про-
пластков. Влияние параметра анизотропии и неоднородности пропластков на производи-
тельность скважпн приведено на рис. 1.13 в безразмерных единицах, что позволяет ис-
пользовать эти зависимости при проектировании месторождений с любой геологической
характеристикой.
Для неоднородных залежей, неполностью вскрытых скважинами, аналитические
зависимости не получены. Даже для двухпластовой, неоднородной по параметрам пластов
залежи коэффициенты несовершенства по степени вскрытия определяются весьма при-
ближенно, в зависимости от величины вскрытия. В частности, если вскрыта часть одного
из пластов двухпластовой залежи, то коэффициенты несовершенства по степени вскрытия
определяются по формулам:
r _1nKlhl+*2*12(1-RC/RK). r _ (hl +h2)2 Г 1 1
*1*11 h2 Lhl hl +h2(l-Rc/RK).
(5.13)
где Ki, Кг и hi, Иг— соответственно проницаемости и толщины первого и второго пластов
(в данном случае вскрыта часть пласта «1»)
Если один пз пластов (в данном случае пласт «1») вскрыт полностью, то коэффи-
циенты Ci и Сз определяются по формулам:
Cj -hl К1^ +К2*!2(1 ~ *е/*к) + Кср Jn (l-*1^*1! + _ (1 ~ ^вс Х*1! + ^2 )
*1*11 *1 h2hBC /(hl + h2) hBc/(hl +Ь2)
(6.13)
_ _ hi +h2 1 1 1 h2 _ .
3“(l-hj/ta +h2)[hT"h1 +h2(l-RjRjj+hBc/(hi +h2)“hjl-hec/k +h2)]’ ( }
где кср = [k^! + Kjh! ]/(h! + h2).
Если вскрыт полностью первый пласт и частично второй, то коэффициенты Ci и Сз
определяются по формулам:
с ^Кер-КгЕ-ЬвсА+ЬгЯКс/Кк . с 1_______________1_______ g J3)
1 Кср-*2[l-hBc/(lll +112)] ’ 3 hBc/(hl +112) RK/Rc-[l-hBc/(hl+h2)]
Как было отмечено выше, коэффициенты несовершенства по характеру вскрытия
зависят от: типа перфораторов, геометрических размеров перфорационных каналов,, ус-
тойчивост пород и их фильтрационных характеристик. Они существенно изменяются
при разрушении призабойной зоны, при проведении работ по интенсификащш притока
газа к забою и т.д. Степень влияния числа перфорационных отверстий п на величину де-
пресшш на пласт, и на дебит скважины при известных коэффициентах фильтрационного
сопротивления показана на рис. 2.13 и 3.13.
627
Рис. 1.13
Зависимости относительного дебита вертикальной скважины
от вскрытия пласта
1 — изотропный пласт; 2 — анизотропный пласт; 3 — двухслойный, сверху изотроп-
ный пласт; 4 — двухслойный, снизу изотропный пласт; 5 — трехслойный, в середине
изотропный пласт; 6 — при Кв = 0.
Рис. 2.13
Зависимости относительного.дебита вертикальной скважины
от числа перфорационных отверстий при различных коэффициентах
фильтрационного сопротивления
1 — а = 0,ЗиЬ = 0,1;2 —ас= 10иЬс = 0,001.
628
Рис. 3.13
Зависимости разности квадратов пластового и забойного давлений от числа
отверстий при различных относительных дебитах:
1 — Q = 0,7; 2 — Q = 0,6; 3—Q = 0,4 и коэффициентах а = 10 и b = 0,1.
629
Вопрос о характере влияния на производительность скважин коэффициентов С2 и
С4 полностью снимается при открытом забое скважины. Но открытый забой рекомендует-
ся, когда призабойная зона сложена пз устойчивых к разрушению пород (сцементирован-
ные песчаники, трещиноватые известняки, доломиты и т.д.). Существенное значение при
вскрытии пласта с открытым забоем имеет правильный выбор промывочной жидкости.
Наиболее желательным является вскрытие пласта с помощью газообразных агентов, что-
бы не создавать дополнительных сопротивлений в результате закупоривания трещин и
фплирационных каналов призабойной зоны. В результате неправильного вскрытия от-
крытый забой может иметь несовершенство, когда газ притекает не по всей поверхности, а
только по тем каналам, которые не закупорены фильтратом промывочной жидкости.
Связь пласта с забоем значительно ухудшается, независимо от отсутствия обсадной
колонны, цементного камня и перфорационных каналов, в скважинах с открытым стволом
в пределах продуктивного пласта, если создается значительная депрессия на пласт. Про-
мысловые и лабораторные опыты показывают (особенно прп вскрытии трещиноватых
коллекторов) на существенное снижение коэффициента проницаемости при снижении
давления на забое скважины.
Если скважины вскрывают неустойчивые пласты, то в проекте необходимо преду-
смотреть готовые фильтры в пределах интервала перфорации. При этом могут быть ис-
пользованы щелевые, проволочные, керамические и другие виды фильтров. Скважины,
оборудованные готовым фильтром, являются наиболее близкими к совершенной по ха-
рактеру вскрытия (не считая скважти с открытым забоем). Однако следует учесть, что ес-
ли газ содержит агрессивные компоненты, то металлические фпльтры должны быть изго-
товлены в антикоррозионном исполнении.
Наиболее распространенной конструкцией забоя в газовых и газоконденсатных
скважинах является зацементированная колонна с последующей перфорацией, пулевыми,
кумуляпгвными п торпедными перфораторам!. Наиболее надежным перфоратором с точ-
ки зрения предохранения забоя от повреждений, пмеющтм большую пробивную способ-
ность, является кумулятивный перфоратор. Удельный вес кумулятивной перфорацш! в
настоящее время превышает 80% от общего объема перфорационных работ.
Одним из лучших способов вскрытия пласта является гпдропескоструйная перфо-
рация. Из-за технологических трудностей осуществления гпдропескоструйная перфорация
не получила ппгрокого распространения.
630
13.2. Вскрытие продуктивного разреза горизонтальным стволом
При прогнозировании показателей разработки вертикальными скважинами вопрос
о вскрытии продуктивного разреза рассматривается с позпцгш отработки всех пропласт-
ков с учетом наличия гидродинамической связи между пропластками, опасности обводне-
ния скважин подошвенной водой, состава добываемой продукции по толщине залежи и
т.д., но без рассмотрения вопроса о направлении ствола, предполагая, что ствол будет
строго вертикальным пли наклонным (если скважины размещены кустами).
Освоение газовых и газонефтяных месторождений системой горизонтальных сква-
жин предъявляет к вскрытию продуктивного разреза дополнительные требования, связан-
ные с:
— наличием в обязательном порядке вертикальной проницаемости не только для
гидродинамической связи между пропластками, но даже в пределах вскрываемого гори-
зонтальным стволом пропластка;
— направлением горизонтального ствола в пределах продуктивного разреза,
имеющим важное значение для устойчивой эксплуатацгпг скважпн без осложнений.
Эти требования обусловлены, как правило, тем, что вскрываемые горизонтальными
скважинами пласты низкопронпцаемые и малопродуктивные и освоение таких залежей
вертикальными скважинами нецелесообразно по экономическим показателям.
Вскрытие газовых и газонефтяных месторождений горизонтальными скважинами
должно быть обосновано, исходя из:
— одновременности вовлечения в разработку всех пропластков;
— равномерности дренирования залежи по площади,
— безводной эксплуатацгш скважины в течение всего периода разработки залежи;
— необходимости предотвращения возможности образованггя песчано-жидкостных
пробок;
— безгазовой эксплуатации нефтяных оторочек;
— необходимости вскрытия одного или нескольких пропластков при освоении
многопластовых неоднородных наклонных пластов
и т.д.
Возможные варианты вскрытггя газовых и газонефтяных месторождений горизон-
тальными скважинами и распределение забойного давления и дебита при различных кон-
струкциях скважин показаны на рис. 4.13 а—д. На рис. 4.13 а показана схема стандартного
горизонтального ствола без оборудования фонтанными трубами. При такой конструкции
631
Рис. 4.13
Вскрытие газовых и газонефтяных залежей горизонтальными скважинами
а — с горизонтальным стволом без фонтанных труб; б — с частично оборудованным
трубами горизонтальным стволом; в — полностью оборудованным фонтанными тру-
бами горизонтальным стволом; гид — профили горизонтальных стволов, не оборудо-
ванных и частично оборудованных фонтанными трубами, обеспечивающие вынос
твердых и жидких примесей в продукции скважины.
632
минимальное забойное давление будет иметь место у сечения, переходящего от верти-
кального положения ствола в горизонтальное положение. Накопление дебита, начиная от
торца ствола, и движение потока в сторону вертикальной части ствола приводят к росту
потерь давления по гортгзонтальной части ствола. Поэтому из рис.4.13 а, показывающего
зависимости Q и Р3 от L, следует, что при L=0 забойное давление будет минимальным (в
пределах гортгзонтальной части ствола), а дебтгт максимальным.
На рис. 4.13 б показаны схема стандартной горизонтальной скважины, оборудо-
ванной частично фонтанными трубами, и распределение давления на забое и дебтгта вдоль
горизонтального ствола. Как видно тгз этого рисунка, тгз-за потерь давления в затрубном
пространстве и в зоне от башмака фонтанных труб до. торца скважины минимальное за-
бойное давление в отличие от предыдущего варианта а (горизонтальный ствол не обору-
дован фонтанными трубами) переместилось к башмаку фонтанных труб. Эта особенность
горизонтального ствола позволяет, в зависимости от дебита, диаметров и длин обсадных
колонн и фонтанных труб, отвести максимальную депрессию от зоны вертикальной части
ствола на любое расстояние по гортгзонтальной части. Если учесть, что в настоящее время
длина горизонтального ствола составляет несколько тысяч метров, то нетрудно создать
такую длину гортгзонтального ствола, которая позволила бы отвести максимальную де-
прессию на пласт на несколько километров в сторону, что очень важно при бурении не-
скольких скважин из одного куста пли с одной платформы в морских условиях.
На рис. 4.13 в показаны схемы конструкции горизонтального ствола, оборудован-
ного практггческп до торца фонтанными трубами, и соответствующее этой схеме распре-
деление забойного давления и дебита скважины. Эта схема аналогична предыдущей, пока-
занной на рис. 4.13 б, и отшгчается только тем, что Li, т е. длина спуска фонтанных труб,
практггческп равна длине горизонтальной части ствола L. Такая схема позволяет в некото-
рой степени улучшить условия выноса примесей, поступающих в ствол вместе с газом.
На рис. 4.13 г и д показаны профили горизонтальных стволов, оборудованных фон-
танными трубами (рис.4.13 д), и без них (рис. 4.13 г). Такие конструкцгш также позволяют
улучшить условия выноса примесей пз горизонтальной части ствола. В случае варианта
«г» примеси, поступающие к горггзонтальному стволу, стекают к сечению, где находится
башмак фонтанных труб, а оттуда суммарным потоком QcyM=Q3aT+ QL_L[ по фонтанным
трубам выносятся на поверхность.
Как было отмечено выше, одной из отличительных черт горизонтальных скважин
от вертикальных является понятие о несовершенстве горггзонтальных нефтяных и газовых
скважин. Для горизонтальных скважин несовершенство по степени вскрытия пласта по
633
толщине носит условный характер. Несовершенство горизонтальной скважины по толщи-
не следует понимать как симметричное или асимметричное расположение горизонтально-
го ствола по толщине продуктивного разреза. Теоретически оптимальным расположением
горизонтального ствола по толщине считается его симметричное положение относительно
кровли и подошвы пласта. При вскрытии изотропного пласта горизонтальным стволом,
симметрично расположенным по толщине, скважина дает максимальный дебит. Переме-
щение ствола ближе к кровле пли подошве пласта*сопровождается снижением дебита при
одинаковых депрессиях на пласт, конструкциях горизонтального ствола отностгтельно де-
бита, получаемого при симметричном расположентш ствола. Причем для пластов неболь-
шой толщины (~50 м) влияние симметричности расположения ствола на дебит незначи-
тельно (около 7%). С увеличением толщины пласта влияние асимметричного расположе-
ния горизонтального ствола на производительность увеличивается.
Для горизонтальных скважпн более существенным с позиции несовершенства
вскрытия пласта на их производительность оказывается несовершенство по вскрытию в
плане зоны, дренируемой горизонтальным стволом. К настоящему времени предложены
три варианта формы зоны, дренируемой горгоонтальной нефтяной скважиной, показан-
ных на рис. 5.13 а, б, в, для которых получены приближенные расчетные формулы, позво-
ляющие определить дебит горизонтальных нефтяных скважпн, и только одна форма зоны
дренирования горизонтальными газовыми скважинами, показанная на рис. 5.13 в. Произ-
водительность горгоонтальной скважины длиной ствола LCK, дренирующей полосообраз-
ный пласт длиной L, существенно зависит от отношения ^=LCK/L. Аналитические форму-
лы для определения влияния несовершенства в плане вскрыли зоны дренирования на
производительность горизонтальных газовых и нефтяных скважин к настоящему времени
не предложены Не предложены и формулы для определения коэффициентов несовершен-
ства по вскрыппо в плане аналогов коэффициентов Ci и Сз для верппсальных скважпн.
Такие формулы могут быть получены для простых геометрических форм зоны дренирова-
ния, например, для круга. Однако допускать, что форма зоны дренирования будет круг-
лой, маловероятно. Для этого длина горизонтального ствола должна быть весьма ограни-
ченной, а потери давления в горизонтальной части ствола незначительными. В противном
случае на форму’ зоны дренирования будет вшить изменение забойного давленти по гори-
зонтальному’ стволу.
Влияние несовершенства горизонтального ствола в плане на дебит может быть уч-
тено путем использованти результатов численного решенти задач о фпльтрацтш газа и
нефти к горизонтальной скважине, позволяющих учитывать естественные формы зоны
634
Рис. 5.13
Схемы зоны влияния работы горизонтальной скважины при решении задач
фильтрации жидкости к горизонтальному стволу:
а — круговая; б — эллиптическая; в — прямоугольная.
635
дренирования, неоднородность и анизотропность пластов. Результаты численного реше-
ния, полученные на геолого-математических моделях фрагментов нефтяных и газовых ме-
сторождений в безразмерных координатах в виде зависимостей
L= Lpk/LhQ = Q(LCK)/Q(L), показаны на рис. 6.13 и 7.13 для изотропных, анизотропных
и многослойных пластов при различных радиусах «контура питания». Принятое условное
понятие «радиус» контура питания представляет собой половину расстояния между двумя
горизонтальными стволами и выражено через Rk*'= Rk/L. Зависимости, показанные на
этих рисунках, должны бьпъ использованы при определении проектных дебитов нефтя-
ных и газовых скважин по формулам, полученным для полосообразного пласта, вскрытого
симметрично расположенным горизонтальным стволом относительно толщины пласта и
«радиуса» контура питания. Размеры полосообразного пласта, приходящегося на долю
проектной горизонтальной скважины, должны быть определены из структурной карты с
размещенными по площади структуры проектными горизонтальными скважинами. Есте-
ственно, что если каждая проектная горизонтальная скважина будет полностью вскрывать
(в плане) приходящийся на ее долю полосообразный пласт, то производительность ее бу-
дет максимальной. В целом же общая длина горизонтального ствола нефтяных и газовых
скважин должна быть установлена путем оптимизационных расчетов длины горизонталь-
ного ствола с учетом геологической характеристики залежи.
13.3. Вскрытие многослойных неоднородных залежей
горизонтальными скважинами
При решении вопроса, связанного со вскрытием многослойного неоднородного
пласта горизонтальными стволами, проектировщик обязан исходить из того, какая зави-
симость между производительностью горизонтальных скважпн, вскрывающих пропласт-
ки, параметрами анизотропии этих пропластков, последовательностью их залегания, уг-
лом падения газоносных пропластков и расположением горизонтального ствола.
На многопластовых неоднородных залежах с подошвенной водой при хорошей
гидродинамической связи между пропластками возможны два варианта расположения го-
ризонтального ствола:
1. С позиции получения максимального дебита при заданной депрессии на пласт,
если опасность обводнения подошвенной водой невелика, следует горизонтальный ствол
расположить симметрично по толщине продуктивного пласта.
636
Рис, 6.13
Зависимости относительного дебита горизонтальной газовой скважины
от относительного вскрытия горизонтальным стволом зоны дренирования
1 — QB от h; 2, 5 — Qr от L при симметричном и асимметричном расположении го-
ризонтального ствола относительно длины дренируемого полосообразного пласта; и
RK = 2,5; 3,4 — при RK =1,67 и 6,7 — при RK = 0,833.
637
Зависимости относительного дебита горизонтальной нефтяной скважины
от относительного вскрытия (в плане)полосообразиого пласта
1 — Ki > Ki+i и RK = 1400 м; 2 — Ku7 = 0,1 мкм2; 3 — КЬ7 = 0,5 мкм2; 4 —
К1^7 = 0,1 мкм2; 5 — Ki+7 = 0,5 мкм2 и RK= 175 м; 6 — Kj <К,+[ и Rk = 350m.
638
2. С позиции получения устойчивого безводного дебита горизонтальный ствол сле-
дует расположить ближе к кровле продуктивного разреза, что позволит увеличить допус-
пшую депрессию на пласт или же прп разумном ограничении значения депрессии на
тласт продлить срок безводной эксплуатации скважины.
Схематично предлагаемые варианты вскрыли многопластовой неоднородной за-
тежи с подошвенной водой показаны на рис. 8.13 а и б горизонтальных пластов и на рис.
?.13 наклонных пластов. При вскрьгпш многослойных горизонтальных пластов существу-
ет только одни возможный вариант — перемещение горизонтального ствола ближе к
кровле. При этом снижение дебита (при заданной депрессии на пласт) зависит от толщины
пласта. При сравнительно небольших толщинах газоносного пласта потери в дебтие срав-
нптельно небольшие. Так, напрпмер, на одном из месторождений Республики Саха при
толщине залежи 11=20 м снижение дебита за счет передвижения горизонтального ствола к
кровле составляет ~7%. С ростом толщины потерн дебита за счет асимметрии расположе-
ния горизонтального ствола по толщине увеличиваются. Особенно существенное сниже-
ние дебита происходит в том случае, когда параметр анизотропии .v<0,01 п низкопрони-
цаемые пропластки расположены ближе к кровле. Влияние перемещения горизонтального
ствола относительно середины газоносной толщины рассмотрено при обосновании техно-
логического режима работы горизонтальных скважин, а также в разделе, посвященном
степени истощения каждого высоко- и нттзкопроницаемого пропластка.
На рис. 9.13 показаны варианты вскрытия многослойного неоднородного наклон-
ного пласта для двух расположентш ствола. В варианте расположения «а» ствол скважины
вскрывает верхний пропласток по оси у. В этом варианте опасность обводнения намного
меньше, чем во всех остальных возможных вариантах расположения горизонтального
ствола. Однако если вертикальные проницаемости пропластков незначительные, то деби-
ты скважин прп таком расположении могут оказаться очень низкими.
Поэтому проектировщик должен предусмотреть вскрыше всех пропластков с уче-
том возможности опережающего продвижения краевой воды по высокопроницаемым
пропласткам. При этом должны быть спрогнозированы межпластовые перетоки. Степень
истощения каждого из пропластков зависит не только от межпластовых перетоков, но и от
длины горизонтального ствола, вскрывшего каждый пз пропластков. Длина вскрытия ка-
ждого пз пропластков зависит от угла наклона горизонтального ствола, точнее от профиля
ствола.
639
Рис. 8.13
Схема вскрытия газоносного пласта с подошвенной водой горизонтальной
скважиной и образование конуса подошвенной воды:
а — при отсутствии в горизонтальном стволе фонтанных труб; б — при частичном
оборудовании горизонтального ствола фонтанными трубами.
640
Рис.- 9.13
Схема вскрытия многослойного наклонного пласта горизонтальной скважиной
641
Современная технология бурения горизонтальных скважин позволяет создавать
самые различные профили горизонтального ствола. Кроме того, при вскрытии пласта го-
ризонтальными скважинами на различных участках залежи профили вскрытия могут и
должны быть выбраны, исходя из геологической особенности залежи на отдельных участ-
ках.
13.4 . Выбор конструкции скважин
В основу выбора конструкцтпг скважпн для освоения газовых месторождений
должны быть заложены два главных условия:
— герметичность и устойчивость колонны, вскрытие пласта;
— обеспечение ожидаемых дебптов с минимальными потерями давления в стволе
п выносом примесей в составе добываемой продукции.
К конструкции скважины относятся фонтанная арматура, колонная головка, обсад-
ные и фонтанные трубы, фильтровая часть, клапана ингибиторный, тцфкуляционный, от-
секатель, пакер, хвостовик. Эти элементы обосновываются с позиции эксплуатационных
характеристик скважины. С позиции герметичности и устойчивости скважин элементы,
входящие в понятие «конструкция скважины», обосновываются специалистом по буре-
нию, исходя из геологических особенностей разреза.
При обосновании конструкции эксплуатационных газовых и газоконденсатных
скважпн необходимо учесть.
— геологические особенности разреза горных пород в районе расположения ме-
сторождения;
— наличие водоносных пластов в разрезе;
— наличие подошвенной воды (нефтяной оторочки);
— устойчивость коллекторов в пределах этажа газоносности;
— налгите в составе газа коррозионно-активных компонентов: СОг, Нгб, ртути и
др.;
— величину пластового давления;
— продуктивность газоносных коллекторов,
— однородность продуктивного разреза и последовательность залегания высоко- и
нпзкопронпцаемых пропластков и гидродинамическую связь между ними;
642
— наличие многолетних мерзлых слоев в окружающей ствол скважины среде;
— содержание конденсата в газе
и другие факторы.
Если месторождение осваивается системой горизонтальных скважин, то к перечис-
ленным факторам добавляются обоснование радиуса кривизны для перехода ствола от
вертикального к горизонтальному положению, длина горизонтальной части ствола, обес-
печение выноса примесей из затрубного пространства к башмаку фонтанных труб и далее
по этим трубам до устья скважины. При этом необходимо обосновать работоспособность
участка от башмака фонтанных труб до торца скважины, решить вопрос о центрации по-
ложения фонтанных труб, распределении давления в пласте в зависимости от конструк-
ции скважины и т.д.
В отличие от нефтяных скважин в газовых и газоконденсатных скважинах зако-
лонное пространство всех колонн цементируется практически до устья. Гермепгчность
газовых и газоконденсатных скважин является обязательным условием для их принятия в
эксплуатационный фонд. Если это условие не соблюдено, то возникает опасность утечки
газами газопроявление, которое создает взрывоопасную ситуацию. В практике освоения
газовых месторождений известны случаи, когда из-за газопроявления вследствие негерме-
тичности скважин пли нарушения технологии бурения в процессе освоения залежи были
переселены населенные пункты.
Устойчивость и гермепгчность скважги существенно зависят от наличия много-
летних мерзлых грунтов. Наличие мерзлоты значительной толщины в северо-восточных
районах Российской Федерации снижает устойчивость технических, промежуточных и
эксплуатационных колонн и скважины в целом в результате растепления прискважинной
зоны в процессе ее эксплуатацшг
Как правило, температура потока газа в стволе скважины намного выше темпера-
туры мерзлых пород, окружающих ствол. Поэтому происходит оттаивание прискважин-
ной зоны, что приводит к нарушению цеменпгрующей связи между цементным камнем и
мерзлыми породами. В результате ствол скважины оказывается оторванным от горных
пород.
Избежать этого явления можно только путем создания и использования хорошо
теплоизолированных технических, промежуточных и эксплуатационных колонн. В кон-
це 60-х годов были проведены научно-исследовательские и опьпно-конструкторские ра-
боты по созданию теплоизолированных труб для скважин в северных и северо-
восточных районах, где распространены многолетние мерзлые породы. Однако, несмот-
643
ря на создание опытных ооразцов таких труо, не оыпо налажено их промышленное про-
изводство.
Поэтому в настоящее время во избежание вибрацгш устья газовых скважин севера
Тюменских месторождений используют цементный раствор для их крепления на «бунке-
ре» х
С позиции технолопш добычи газа наличие мерзлоты в определенной степени обу-
славливает необходимость ингибирования скважин .против гпдратообразования. С нали-
чием мерзлоты до сравнительно больших глубин связана низкая температура газа в пла-
сте. Так, например, на Среднеботуобинском газонефтяном месторождении Республики
Саха на глубине -2000 м температура газа равна 12°С. В таких условиях гидраты образу-
ются не только в стволе скважины, но и в призабойной зоне пласта в результате создания
депрессии на пласт. Проходя через зоны мерзлоты толщиной до 1300 м, с учетом сниже-
ния температуры и за счет создания депрессии на пласт газ приобретает практически от-
рицательную температуру у устья скважины.
Прп проектировании разработки газовых и газонефтяных месторождений задачи,
связанные с герметичностью и устойчивостью скважин, вскрытием пласта, оборудовани-
ем скважин, решаются специалистами, привлеченными к проектированию по бурению.
При этом диаметр обсадной колонны, Шубина ее спуска и вопросы состояния забоя (от-
крытый или перекрытый обсадной колонной, центрированный, а затем перфорированный
с указанием типа перфоратора) решаются технологом по режимам эксплуатации скважин,
исходя из ожидаемого дебита скважин.
Хорошим примером привязки диаметров обсадной колонны и фонтанных труб к
производительности скважин является выбранная для месторождений Медвежье, Урен-
гойское, Ямбургское и др. конструкция скважин, когда большие дебиты (около одного
миллиона куб. метров газа в сутки) не вызывают существенных потерь давления в стволе,
так как диаметр обсадной колонны равен 0,2 м, а фонтанных труб — 0,15 м. По парамет-
рам труб конструкция скважин этих месторождений аналогов в мире не имеет.
13.4.1. Выбор диаметра эксплуатационной колонны
Прежде всего выбираемый диаметр эксплуатационной (обсадной) колонны в про-
екте должен позволять спуск в скважин}' такой конструкции фонтанных труб, при которой
644
оудут иметь место минимальные потери давления при движении газа по стволу скважины
и одновременно обеспечивать вынос поступающих на забой жидких и твердых примесей.
Для выноса примесей необходима на любом сечении по стволу скорость, превышающая
и>4 м/с. Такая скорость обеспечивает не только минимальные потери и надежную экс-
плуатацию скважины без осложнений, но и гарантирует минимальный коррозионно-
эрозионный процесс в стволе.
В зависимости от геологических условий на месторождении, т.е. в зависимости от
устойчивости пород к разрушению, от наличия подошвенной воды, от неоднородности
пласта и последовательности залегания высоко- и шгзкопронгщаемых пропластков, их
вскрытия и гпдродинам1иеской связи между пластами, в проекте должна быть выбрана
одна из четырех конструкций, показанных на рис. 10.13, если месторождение осваивается
системой вертикальных скважпн. Вариант «а» следует выбрать тогда, когда пласт устой-
чив к разрушению и отсутствует опасность обводнения скважины подошвенной водой.
При проектировании разработки в пределах одного месторождения могут иметь место не-
сколько конструкций Так, например, на месторождении Шатлык в пределах купольной
части залежи использована конструкция «а», а в прпконгурной части приняты конструк-
ции «в» и «г» соответственно.
В случае, когда на разные пачки пропластков пробурены различные сетки скважин
с целью одновременного вовлечения в разработку всех запасов на месторожденгп!, долж-
ны быть выбраны различные типы конструкций. В частности, на Оренбургском газокон-
денсатном месторождентпт были использованы практически все четыре разновидности
вскрытия пласта.
Если продуктивный пласт неустойчив к разрушению, то продуктивный пласт пере-
крывается обсадной колонной, а затем цементируется и перфорируется. Тип перфоратора
и число отверстий обязан выбрать проектировщик, исходя ггз влияния характера вскрытия
на производительность скважины при заданной депрессии на пласт. На рис. 2.13 и 3.13
показаны зависимости ДР2 и относительного дебита Q газовых скважпн от числа перфо-
рационных отверстий и для заданных коэффициентов фильтрационного сопротивления а и
Ь. Принятые в настоящее время методы вскрытия в зависимости от числа отверстий прак-
тически не снижают производительность скважины. Поэтому при проектировании разра-
ботки газовых месторождений особых трудностей, связанных с характером вскрытия пла-
ста, не возникает. Тем не менее, для устойчивых коллекторов при возможности целесооб-
разнее иметь скважину с открытым стволом в пределах продуктивного разреза. Такие
645
конструкции использованы на Оренбургском газоконденсатном месторождении (см.рис.
10.13 ап б).
В любом случае каждый из вариантов, показанных на рис. 10.13, должен обеспе-
чить вынос твердых и жидких примесей, поступающих вместе с газом на забой скважины,
на поверхность.
Экспериментально и промысловыми исследованиями установлено, что минималь-
ная скорость для выноса примесей должна быть и>5 м/с.
Величина этой скорости определяется по формуле:
и > 0,52 Q z3 Тз/d^ Р3, (9.1-3)
где Q— дебит скважины, тыс.м3/сут.; z3— коэффициент сверхсжимаемости газа на забое,
т.е. при Р3 и Т3; Т3— забойная температура, К; Рз— забойное давление, кгс/см2; «L— внут-
ренний диаметр труб, по которым движется поток газа, см.
Допустимая минимальная скорость, при которой происходит вынос примесей, рав-
на имин=5 м/с. Для определения диаметра, обеспечивающего работу скважины без образо-
вания песчаной пробки или столба жидкости, должна быть использована формула
dB =[O,lO2Qz3T3/P3]0-5. (Ю.13)
Выбранный таким способом диаметр должен обеспечить вынос примесей, начиная
от сечения торца скважины. Такой случай возможен только при спуске фонтанных труб
практически до дна скважины. На рис. 4.10 показано изменение дебита газовой скважины,
вскрывшей однородный и неоднородный пласты. Величина Q устанавливается по
результатам исследования скважины, которой соответствуют определенные Рз и Т3.
Если подсчитанный по формуле диаметр окажется (а в большинстве случаев так
бывает) меньше факпгческого, то необходимо предусмотреть спуск фонтанных труб до
нижней границы интервала перфорации. Такая конструкция должна быть выбрана во всех
вариантах за исключением варианта «г».
Не менее важным предназначением обсадной колонны является обеспечение спус-
ка таких фонтанных труб, при которых потери давления при движении газа по стволу бы-
ли бы минимальными. Однако при поиске оптимального диаметра фонтанных труб необ-
ходимо исходить не только от минимизации потерь давления, но и от минимальной ско-
рости потока газа, при которой обеспечивается вынос. Так как для выноса примесей тре-
буется скорость потока и>5 м/с, то огпимальным вариантом по величине диаметра фон-
танных труб было бы сохранение этой скорости от забоя до устья скважины.
Для создания условия и=5 M/c=Const необходимы фонтанные трубы конической
формы, как это показано на рис. 11.13 а. В реальных условиях для снижения потерь дав-
646
Рис. 10.13
Схемы вскрытия пласта вертикальной скважиной:
а — совершенной скважиной по степени и характеру вскрытия; б — несовершенной по степени вскрытия; в — несовершенной по харак-
теру вскрытия; г — несовершенной по степени и характеру вскрытия пласта.
647
ления в стволе вместо конической формы конструкции фонтанных труб следует использо-
вать ступенчатую колонну. На рис. 11.13 б показана однорядная двухступенчатая конст-
рукция фонтанных труб. Число ступеней и глубина пх спуска определяются с учетом
диаметра обсадной колонны, глубины залегания пласта, производительности скважины и
состава добываемой продукции.
13.4.2. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб
При приближенном методе прогнозирования показателей разработки газовых и га-
зоконденсатных месторождений имеет место определенная последовательность расчета. В
соответствии с этой последовательностью до выбора конструкции фонтанных труб обос-
новывается технологический режим эксплуатации скважин, другими словами, производи-
тельность проектных скважин с учетом возможности деформации и разрушения приза-
бойной зоны, образования песчано-жидкостных пробок, гидратов, конуса подошвенной
воды и т.д. Поэтому прп обосновантш конструкцшг скважины считается, что дебит и за-
бойное давление проектной скважины, наличие примесей в продукции и изменение пере-
численных величин в процессе разработки известны. Исходя из этих величин и необхо-
димости получения определенного значения устьевого давления, нужно отыскать рацио-
нальную конструкцию фонтанных труб.
Прп выборе конструкции проектных скважин, наряду с необходимостью обеспече-
ния минимальных потерь давленти в стволе и удаления твердых и жидких примесей, тре-
буется и минимум металлозатрат.
Конструкция фонтанных труб выбирается путем проведения газодинамических
расчетов, используя при этом уравнение движения газа по вертикальным, наклонным и
горизонтальным трубам. В зависимости от конструкции скважины — вертикальная, на-
клонная или горизонтальная, состава добываемой продукции и ее изменения по стволу
должны быть использованы различные уравнения, связывающие диаметр и длину труб с
дебитом газа, забойным и устьевым давлениями, с учетом изменения температуры газа от
забоя до устья скважины. Причем понятие «забойное давление» приобретает особое зна-
чение для горизонтальных скважин и вертикальных, вскрывпшх продуктивный разрез
толщиной в несколько сот метров.
Диаметр фонтанных труб, так же, как и диаметр эксплуатационной колонны, выби-
рается, исходя из условий, связанных с потерями давления и выносом примесей, посту-
пающих в ствол вместе с газом. Отличительной особенностью выбора конструкции фон-
танных труб является то, что в большинстве случаев как в вертикальных, так и в горизон-
648
a
о
Рис. 11.13
Схемы конструкций газовых скважин:
а — теоретическая с коническим сечением одноступенчатая конструкция фонтанных
труб; б — двухступенчатая конструкция фонтанных труб.
649
тальных скважинах необходимо обеспечить названные выше условия и в трубном, и в за-
трубном пространствах.
13.4.3. Выбор диаметра фонтанных труб в вертикальных скважинах
Для выбора максимально допустимого диаметра фонтанных труб, обеспечивающих
вынос примесей, следует пользоваться формулой (10.13). Так как формула (10.13) написа-
на для башмака фонтанных труб, где Р=Р3, а от башмака до устья давление снижается, то,
естественно, что при постоянном диаметре фонтанных труб скорость движения будет и>5
м/с. Предлагаемый метод выбора диаметра фонтанных труб справедлив только для них.
Если они спущены до кровли продуктивного пласта, точнее, до верхней границы интерва-
ла перфорации, то условия выноса должны быть обеспечены, исходя из диаметра обсад-
ной колонны, начиная от нижней границы интервала перфорации.
Если фонтанные трубы частично перекрывают интервал перфорации, то конструк-
ция скважины, т.е. диаметры обсадных колонн и фонтанных труб, а также длина перекры-
того интервала фонтанными трубами, должна удовлетворять условиям выноса примесей и
минимума потерь давления как в затрубном пространстве, так и по самим фонтанным
трубам.
При выборе диаметра фонтанных труб следует исходить пз того, что забойное дав-
ление известно. Причем принимаемое за известное значение забойного давления устанав-
ливается. исходя пз выбранного технологического режима работы скважины, независимо
от того, каким методом (аналитическим или численным) прогнозируются показатели раз-
работки месторождения. Величина забойного давления, обусловленного выбранными
критериями технологических режимов работы скважины в виде градиента давления, де-
прессии на пласт, заданного дебита и т.д., как правило, считается постоянной. Однако для
продуктивных пластов с большой толщиной (несколько сот метров) забойное давление не
может быть постоянной величиной. Обычно в проектах разработки используют два наи-
более часто распространенных варианта: забойное давление на середине этажа газоносно-
сти и давление у башмака фонтанных труб. В условиях разрушения призабойной зоны и
возможности образования песчаных пробок башмак фонтанных труб должен находиться
вблизи нижней границы интервала перфорации. При сравнительно больших дебитах
скважин и толщинах продуктивного интервала спуск фонтанных труб практически до
нижних отверстии интервала перфорации приводит к значительным потерям давления ли-
650
бо в затрубном пространстве,, либо в самих трубах, а в ряде случаев в обоих пространст-
вах. Для снижения ожидаемых потерь давления как в затрубном пространстве, так и в
фонтанных трубах, когда они спущены до нижних отверстий, необходимо обосновать
диаметр обсадных колонн.
Порядок определения забойного давления и его потерь в затрубном пространстве,
т.е. от верхней границы интервала перфорации до башмака фонтанных труб; от торца
скважины, точнее, от нижней границы интервала перфорации до башмака и в фонтанных
трубах, осуществляется следующим образом:
— по известному забойному давлению, значение которого устанавливается техно-
логическим режимом работы проектной скважины, рассчитывается давление на уровне
верхнего интервала перфорации, используя формулу:
рзат= [?Le2S -e3aTQ2]0,5, (плз)
где Рзат— затрубное давление у верхней границы интервала перфорации;
s = 0,031415 pH^/z^T^ ; (12.13)
Нзат— расстояние от верхней границы до башмака фонтанных труб; ZcP— средний коэф-
фициент сверхсжимаемости в интервале от верхней границы интервала перфорации до
башмака фонтанных труб; Тср— средняя температура в этой же зоне.
0зат= 1,377 %3aTz2pT2p(e2s-l)/d*K , ’ (13.13)
где Хзат— коэффициент гидравлического сопротивления затрубного пространства, опреде-
ляемый по формуле (18.7); d3K— эквивалентный диаметр затрубного пространства опреде-
ляется по формуле:
dSK = [d26c - d2 ]°’5, (14.13)
Do6c, dH— внутренний диаметр обсадной колонны и внешний диаметр фонтанных труб. В
формуле (11.13) для определения Рзат следует пользоваться переменной величиной дебита
от верхней границы интервала перфорации до башмака фонтанных труб. При известном
пластовом давлении и давлении у башмака распределение дебита в указанном интервале
будет иметь вид, показанный на рис. 12.13. Для приближенных расчетов это распределе-
ние может быть заменено линейной зависимостью, показанной линией 2 на этом же ри-
сунке. При разбивке интервала Нзаб на одинаковые участки АНзат=Нзэт/п, где п— число
участков, потери будут интенсивно расти от верхней границы интервала перфорации к
башмаку фонтанных труб, так как они вызваны величиной дебита, суммируемого от уча-
стка к участку по принципу: 1-й участок, дебит — Qi; 2-й участок, дебит — Q2c=Qi+Q2',
3-й участок, дебит — Q3c=Qi+Q2+Q3 и т.д.
651
Рис. 12.13
Схема распределения дебита вертикальной скважины в затрубном пространстве
при частичном перекрытии фонтанными трубами интервала притока газа:
1 — линейное; 2 — нелинейное.
652
— По известному забойному давлению у башмака фонтанных труб давление на
участке, где отсутствуют фонтанные трубы, определяется по формуле:
P3=[pJ6e2s+e6^J5, , (15.13)
где Р36— забойное давление у башмака фонтанных труб:
S = 0,0314 рН6ф/гср6фТср6ф, (16.13)
где Нбф— расстояние от башмака фонтанных труб до нижней границы интервала перфо-
рации (см.рис. 12.13); zcp бф— коэффициент сверхсжпмаемости газа на участке Нбф',
Тср бф— средняя температура газа на этом же участке.
06ф = 1,377%ХбФТсРбф(е25 -1)/D5o6c, (17.13)
%сб — коэффициент гидравлического сопротивления обсадной колонны; DO6C— внутрен-
ний диаметр обсадной колонны.
13.4.3. Выбор диаметра фонтанных труб в горизонтальных скважинах
Разновидностью вертикальных скважин являются наклонные скважины. Выбор
диаметра и глубины спуска фонтанных труб наклонных скважпн следует производить
аналогично с вертикальными скважинами с той лишь разницей, что при расчете забойного
давления или потерь давления в наклонных скважинах вместо глубины необходимо ис-
пользовать общую длину ствола (см. формулы (45.7)ч(54.7)).
При выборе конструкцшт горизонтальных скважин следует исходить из того, что
чисто вертикальная и наклонная (искривленная), части горизонтальной скважины изучены
как с точки зрения выбора конструкцшт, так и с позиции определения забойного давления
удовлетворительно. Неисследуемой остается только горизонтальная часть ствола. Мето-
дика определения забойного давления в горизонтальной части ствола, оборудованного
фонтанными трубами и без них, приведена в пункте 7.2.2 1-3 данной работы. Однако вхо-
дящие в формулы (55.7)4-(90.7) диаметры не ограничены условиями минимума потерь
давления и выноса примесей. Допуская, что для выноса примесей из горизонтальной час-
ти ствола скважины необходимо, чтобы частицы жидких и твердых примесей находились
в висячем состоянии, можно использовать величину скорости потока газа на горизонталь-
ном участке ствола, равной также 5 м/с. Тогда в гортгзонтальной скважине, не оборудо-
ванной фонтанными трубами, связь между давлением и диаметром будет иметь вид:
Рэд=Р32п+6гР2, (18.13)
653
где Рзд, Рзп— забойные давления у дна горизонтального ствола и на переходе от верти-
кального пли наклонного положения к горизонтальному. Величина Рзп при малом радиусе
кривизны R«4-j-6 м определяется формулой
Рзп = P2e2S+0nQ2, (19.13)
где величины S и 0п— определяются соответственно формулами (56.7) и (57.7).
Параметр 0г, характеризующий горизонтальную часть ствола, определяется форму-
лой:
0r = O,O94McprTcprpLr/dr5. (20.13)
Скорость движения газа по горизонтальному стволу будет:
и = [(р2д - Р2П )/aF2 ]°’5, (21.13)
где а = 0,094/.^ гТср г pLrQ2 /d’
При частичном перекрыпш горизонтального ствола фонтанными трубами вопрос о
минимизации потерь давления и выноса примесей будет касаться затрубного пространст-
ва в зоне, перекрытой фонтанными трубами, и зоне, не оборудованной этими трубами, т.е.
зоне, охватывающей пространство от башмака фонтанных труб до торца горизонтального
ствола. В этой зоне будет справедлива формула (18.13) с той лишь разницей, что вместо
Рзп, т.е. давления у переходной зоны, нужно будет использовать значение давления у
башмака фонтанных труб, определяемого по формуле (63.7).
В затрубном пространстве эквивалентный диаметр круглого сечения, по которому
движется газ, будет определяться формулой (14.13). Так как известным является давление
у башмака фонтанных труб длиной Li в горизонтальной части ствола, затрубное давление
у переходной зоны (ниже пакера) будет определяться формулой:
P32„ = P26+03aiQ2ai? (22.13)
где Рзат— затрубное давление у сечения, где ствол переходит от вертикального (искрив-
ленного) положения к горизонтальному. Над этим сечением, т.е. над входом ствола в про-
дуктивный пласт, притока газа нет и обычно устанавливается пакер. Р3б— известное дав-
ление у башмака труб, определяемое по устьевым замерам давления. Параметр 0зат опре-
деляется формулой:
0зат = 0,094\aTzcpзатТсрзатpL,/d^ , (23.13)
где Li— длина фонтанных труб в горизонтальной части ствола, перекрывающей путь по-
ступлению газа в фонтанные трубы; d3K— эквивалентный диаметр затрубного пространст-
ва; Амт— коэффшщент гидравлического сопротивления затрубного пространства; Q3aT—
654
дебит газа, поступающего в затрубное пространство, величина которого суммируется, на-
чиная от Li=0 до Li- Поэтому потери давления растут более интенсивно в сторону башма-
ка фонтанных труб.
Для выноса примесей из затрубного пространства необходимо, чтобы в любом се-
чении в зоне 0< X <Li скорость потока была >5 м/с.
Величина скорости прп этом определяется формулой:
и = [<Р2ет - Р326 Kq^F2]0-5 (24.13)
Эквивалентный диаметр dSK, который обеспечит скорость и>5 м/с, будет гаранти-
ровать надежную эксплуатацию скважины без накопления в горизонтальной части ствола
твердых и жидких примесей.
Коэффициент ai включает в себя следующие параметры:
ai = 0,094\aTzcp затТср зат pLj/d3K . (25.13)
Длина фонтанных труб на горизонтальном участке ствола Li выбирается, исходя
из:
— необходимости равномерности дренирования залежи путем выбора соответст-
вующей конструкщпт горизонтальной скважины (такое возможно только при освоении
месторождений системой горизонтальных скважин),
— продуктивной характеристики вскрываемого пласта (пропластков, на много-
слойных неоднородных наклонных пластах);
— опасности обводнения скважины подошвенной водой,
— необходимости создания благоприятных условий для выноса из горизонтальной
части ствола твердых и жидких прпмесей
Поступающий в затрубное пространство газ на начальном участке этого простран-
ства (ниже пакера) в большинстве случаев не в состоянии обеспечить вынос твердых и
жидких примесей. Точно так же обстоит вопрос о возможности выноса этих примесей в
зоне, где отсутствуют фонтанные трубы. С позиции выноса примесей в наиболее ухуд-
шенных условиях находится зона, начиная от торца горизонтального ствола.
Из изложенного выше следует, что при освоении месторождения системой гори-
зонтальных скважин проектировщик должен выбрать не только диаметры и длину обсад-
ных колонн и фонтанных труб, но и профиль горизонтального ствола, обосновать опти-
мальную длину гортгзонтальных стволов.
655
13.5. Размещение скважпн
13.5.1. Размещение газовых скважпн
На ранней стадии развития газовой промышленности выбор схемы размещения га-
зовых скважин основывался на опыте размещения нефтяных скважин. В работе [52] было
показано, что размещение газовых скважин должно включить в себя четыре вопроса: рас-
положение скважины на структуре, форма сетки размещения на структуре, расстояние
/ между скважинами, порядок ввода скважпн в эксплуатацию. Рассмотрим каждый из фак-
торов, влияющих на размещение скважин.
1 .Для решения вопроса относительно размещения скважин на структуре необходи-
мо исходить из формы и типа залежи; величины пластового давления по толщине и по
площади; характера изменения толщины газоносного пласта, точнее, изменения емкост-
ных параметров пласта по площади; наземных условий бурения скважин (шельфовая зона,
наличие исторических или оборонных объектов, населенных пунктов, заповедных зон и
т.д.); наличия нескольких значительно отличающихся по характеристике залежей на ме-
сторождении (например, газовых залежей с чистым и сероводородсодержащим газом или
газовой и газоконденсатонефтяной залежей).
Влияние на размещение скважпн пластового давления на различных частях струк-
туры было рассмотрено в работе [52]. Естественно, что для сравнительно пологих залежей
пластовое давление практически одгшаковое и поэтому не должно влиять на размещение.
Однако на сильно наклонных газовых и газонефтяных месторождениях разница в значе-
ниях пластовых давлений в сводовой и прпконтурной частях залежи может быть сущест-
венной. Такая разница в величинах пластового давления может влиять: на производитель-
ность газовых скважин при одинаковых депрессиях на пласт, на емкостные и фильтраци-
онные параметры, на удельные запасы, дренируемые скважинами при их равномерном
размещении; на потери конденсата в пласте при различных системах вскрытия пласта и
разновременном вводе в разработку сводовой и прпконтурной частей газоконденсатной
залежи (как, например, на Карачаганакском газоконденсатном месторожденшг, где ввод в
разработку верхней части в первую очередь приводит к снижению давления в приконтур-
ной части, где содержание С5+ ~ в 1,8 выше, чем в сводовой части и поэтому происходят
потери конденсата еще до начала отбора газа из этой зоны). Следует подчеркнуть также,
что необходимость учета величины пластового давления связана не только с большим на-
клоном пласта, но и большой толщиной продуктивного пласта. Например, этаж газонос-
ности на Шебелинском месторождении составлял 1156 м, а на Карачаганакском ~ в цен-
656
тральной части структуры 1500 м, и поэтому, если исходить пз необходимости дрениро-
вания одинаковых запасов и обеспечения равномерного падения пластового давления по
всей площади, то либо производительности скважин, расположенных в центральной части
залежи, должны быть соответственно большими, либо удельные площади, приходящиеся
на долю этих скважпн, должны быть меньшими, чем в приконтурных частях залежи. Ав-
тор работы [52], допуская возможность равномерного и неравномерного размещения
скважпн на структуре, был сторонником равномерного размещения газовых скважин. В
определенной степени такое стремление автора [52] было связано с тем, что на раннем
этапе развития газовой промышленности еще не были известны крупные газовые, газо-
конденсатные и газонефтяные месторождения с большим этажом газоносности, находя-
щиеся на больших глубинах или на шельфовой зоне. Поэтому в дальнейшем размещение
газовых скважин осуществлялось по принципу не только равномерности падения пласто-
вого давления, но и с учетом множества других, не менее важных факторов. Таким обра-
зом, речь о равномерном размещении газовых скважпн (рис. 13.13 а) может идти только в
том случае, если газоносный пласт имеет постоянную толщину по всей площади (в приро-
де такой идеальный вариант практически трудно встретить) и постоянные емкостные и
фильтрационные параметры. Как правило, даже на достаточно пологих структурах при-
контурной части залежи газонасыщенная толщина снижается и становится равной нулю у
внешнего контура водоносности. Следовательно, площадь, дренируемая приконтурными
скважинами, становится намного больше, чем в сводовой части залежи. Если, несмотря на
снижающуюся к контуру питания залежи толщину пласта, произвести равномерное раз-
мещение скважин, то удельные запасы, приходящиеся на одну скважину, на этой части
залежи будут намного меньше, чем в центральной зоне. Дебиты приконтурных скважин
будут также незначительными. Следовательно, возникает необходимость оценить целесо-
образность бурения скважин в прпконтурной части с учетом стоимости скважин, дрени-
руемых имн запасов, обвязки их с УКПГ, а также опасности длительной эксплуатации та-
ких скважин вблизи пластовой воды и способности их удалить поступающую к забою
жидкость при незначительных дебтгтах.
Перечисленные выше факторы, влияющие на равномерность размещения газовых
скважин на структуре, были частично учтены в работе [79]. В этой работе утверждается,
что «задача проектирования разработки газового месторождения заключается в выборе
оптимального числа и расположения газовых скважин на площади залежи, которые долж-
ны обеспечить добычу требуемого количества газа в течение возможно большего срока и
с наименьшими затратами». Заложенная в этот постулат идеология, по мнению авторов
657
658
Схемы размещения вертикальных скважин:
а — равномерное; б — неравномерное (расположение в купольной зоне); в — кустовое;
г — блочно-кустовое.
Схемы размещения горизонтальных скважин:
д, е — продольное, поперечное; ж — продольно-кустовое; з — кустовое; и — смешан-
ное вертикальных и горизонтальных скважин.
659
[79] может быть достигнута за счет уменьшения числа скважин, за счет уменьшения пло-
щади разбуривания и связанного с этим уменьшенти дшшы газосборных сетей. Дебит га-
зовой скважины пропорционален толщине пласта и проницаемости. В пласте с постоян-
ными по площади толщиной и проницаемостью дебит будет зависеть от расположения и
условий вскрытия пласта. Прп прочих равных условиях дебит будет тем больше, чем
больше толщина. Как правило, максимальная толщина имеет место в центральной части
структуры. Следовательно, целесообразнее распЬложпть скважины в центральной части
залежи. Такое расположение газовых скважин получило название — групповое. Со вре-
менем такое расположение (рис. 13.13 б) создает неблагоприятные условия эксплуатации
для центральных скважин из-за образования депресснонной воронки, а для отдаленных
участков залежи значительных сопротивлений, связанных с расстоянием от контура пита-
ния до этих скважин. Неравномерность распределения давления будет существенно зави-
сеть как от дебитов каждой скважины, так и от отбора из залежи'. Если сравнить два оди-
наковых месторождения, разбуренных равномерно, но с различным числом скважин, то
при одинаковом среднем давленшг залежей дебиты густо расположенных скважин будут
выше, чем дебиты при меньшем числе скважин. Увеличение числа скважин при сохране-
нии их дебитов приводит к более быстрому истощению залежи. Групповое размещение
скважин было использовано в проектах разработки крупных газовых месторождений Се-
веро-Ставропольское, Газлинское, Шебелпнское и др., выполненных ВНИИГазом.
2. Влияние формы сетки размещения газовых скважин было также проанализиро-
вано в работе [52]. В частности, было исследовано влияние квадратной и треугольной сет-
ки размещения на дебит газовой скважины. Полученные при этом результаты были срав-
нены с дебитом скважины с Крутовой формой зоны дренирования. Расчеты показали, что
при прочих равных параметрах газоносного пласта дебит скважины, дренирующей удель-
ную площадь, ограниченную шестиугольником, меньше дебита скважин, дренирующих
площадь вписанного круга, и больше дебита скважины, дренирующей площадь описанно-
го крута по вершинам шестиугольника. Однако эта разница не превышает 2%. При квад-
ратной сетке дебит скважины, расположенной в центре квадрата, на 1,5% меньше дебита
скважины, дренирующей крутовую область, расположенную внутри квадрата, т.е. круга,
диаметр которого равен длине стороны квадрата. То, что форма сетки расположения мало
влияет на дебит газовой скважины, можно установить из того, что площадь круга с задан-
ным RK равна л R*, шестиугольника 2-/3R, а квадрата при стороне квадрата 2RK равна
4R*. При этом отношение площади крута к площади квадрата будет 0,785, а к площади
шестиугольника 1,11. Из этих соотношеншй следует, что приток газа к скважине, распо-
660
ложенной в сетке с шестиугольной формой, может быть заменен притоком к скважине,
расположенной в центре кругового пласта. Результаты исследований влияния формы сет-
ки расположения газовой скважины на ее дебит, проведенных на электроинтеграторе,
приведены в работе [52]. Согласно этим исследованиям отношение дебита в прямоуголь-
ном контуре к дебиту скважины, расположенной в круговом контуре, , при квадратной
форме (1:1) равно 0,985; прямоугольной форме (1:3) 0,970 и при (1:5) равно 0,940. Соглас-
но [52] с точки зрения снижения сопротивления (т.е. потерь давления) целесообразнее
располагать скважину так, чтобы стороны дренирования были равноудалены от скважи-
ны, т.е. предпочтение отдается кругу, квадрату, шестиугольнику, но не прямоугольнику с
сильно отличающимися сторонами.
3. Влияние расстояния между скважинами на их производительность в первом
приближении может быть сведено к оценке доли геометрии зоны дренирования в общем
фильтрационном сопротивленгш. Эта доля для линейной связи между' градиентом давле-
ния и скоростью фильтрации может быть оценена формулой:
hiR/Rc = a/a*, (26.13)
где а — суммарный коэффициент фильтрационного сопротивления;
а* = pz РатТпл/пк11Тст, (27.13)
R— радиус зоны дренирования, приходящейся на одну эксплуатационную скважину. Ве-
личина R зависит от плотности сетки скважин. Чем больше скважин, тем меньше радиус
зоны дренирования. Таким образом, влияние расстояния на дебит газовой скважины тесно
связано с числом скважин. В свою очередь, число скважин обуславливается суточным
(годовым) отбором из месторождения, продуктивной характеристикой газоносного пла-
ста, ожидаемым технологическим режимом работы и т.д. Естественно, что чем меньше R,
тем меньше доля сопротивления, вызванная геометрией зоны дренирования. Из изложен-
ного выше следует, что если скважины будут расположены очень блтгзко друг от друга, то
доля этого сопротивления существенно уменьшится, и поэтому при заданной депрессии
дебит скважины увеличится. Однако при этом очень сильно и не в лучшую сторону изме-
нятся экономические показатели разработки; более интенсивным будет темп падения де-
бита, а также пластового давления. Отметим, что в рассматриваемом случае геометрия зо-
ны дренирования принята в виде кругового пласта. Как было отмечено ранее, если форма
зоны дренирования будет иметь вид многоугольника и квадрата, высказанные выше вы-
воды останутся практически неизменными, так как форма зоны дренирования незначи-
тельно влияет на дебит газовой скважины в случае замены этих форм эквивалентным кру-
гом. Из формулы (26.13) видно, что даже значительное изменение радиуса зоны дрениро-
661
вания несущественно повлияет на величину сопротивления, так как расстояние R от сква-
жины до контура зоны дренирования логарифмируется.
На практике разработки газовых месторождений, как правило, радиус дренирова-
ния составляет не менее 500 м. Эта величина обусловлена прежде всего стоимостью сква-
жины, удельными запасами, приходящимися на одну7 скважину, фильтрационными пара-
метрами газоносного пласта и т.д.
На изложенный классический подход к размещению скважин и на расстояние меж-
ду ними сильно влияют географические и метеорологические условия района расположе-
нии газовых месторождений. В частности, на севере Тюменской области, где добывается
около 80% используемого газа в России, расстояние между скважинами и форма их раз-
мещения не соответствуют ранее принятым принципам. Новые принципы, принятые на
уникальных газовых месторождениях с учетом наличия в валанжинских отложениях газо-
конденсатонефтяных залежей и географических особенностей района, будут рассмотрены
отдельно.
Для нелинейной связи между градиентом давления и скоростью фильтрации газа
влияние расстояния между скважинами на их производительность должно быть оценено с
учетом изменения коэффициентов прп линейной и квадратичной частях уравнения прито-
ка от геометрических параметров дренируемой зоны. Для плоскорадиальной фильтрации
связь между коэффициентами сопротивления и радиусом зоны дренирования имеет вид:
1и R/Rc = а /а* и R = „--1 .(28.13)
l/Rc-b/b
где Ь* = р„ Рат z Тпл/ 2 М h2!^, (29.13)
а, b — соответственно коэффициенты фильтрационного сопротивления при линейной и
квадратичной частях уравнения притока газа к скважине.
Как видно тгз формулы (28.13), и прп нелинейной зависимости между градиентом
давления и скоростью фильтрацшг расстояния между скважинами в принимаемых на
практике размерах (>500 м) весьма несущественно влияют на производительность. По-
этому выводы, полученные в работе [52] для линейного закона, если исходить из зало-
женных в этой работе принципов, остаются справедливыми и для нелинейного закона
фильтрацшт.
662
13.5.2 . Выбор расстояния между скважинами
Выбор расстояния между скважинами на ранней стадии разработки нефтяных и
газовых месторождений изучался путем увеличения числа скважин на кольцевой батарее
и изменения прп этом добычи нефти (газа) как по каждой скважине, так и по батарее в це-
лом, т.е.:
QcyM = nQi, (30.13)
где QcyH— суммарный отбор тгз батареи скважин; п— число скважин на батарее, Qi— де-
бит i-й скважины.
Согласно [52] суммарный отбор газа из залежи с объемом 200-106м3 и РпЛи=10 МПа
в зависимости от числа скважин в процессе разработки изменяется следующим образом
(см. таблицу 3.13).
Из приведенной таблицы следует, что между числом скважин и продолжительно-
стью разработки газовой залежи имеется определенная закономерность, и она очень близ-
ка к гиперболической зависимости (см.рис. 14.13).
Таблица 3.13
QcyM пз залежи в млн.мэ/сут. в процессе разработки
^Г'оды разработки Число скважин, 0 0,5 1,0 5,0 10,0
25 6,78 6,39 6,03 3,77 2,09
50 13,56 12,05 10,72 4,19 0,50
100 27,13 21,45 16,95 2,58 -
Приведенная закономерность между числом скважин и продолжительностью раз-
работки показывает, что для данного примера предметом обсуждения могут быть п~200 и
t=20 лет. За пределами этих величин увеличение п и t может быть рассмотрено только в
особых условиях. В принципе суммарный отбор in залежи во времени и продолжитель-
ность разработки практически предопределяют число скважин (следовательно, расстояние
между ними). При равномерном размещении скважин удельная площадь, приходящаяся
на одну скважину, будет определяться формулой:
F
Fj = -, (31.13)
п
663
Рис. 14.13
Зависимость продолжительности разработки от числа скважин
664
где F— общая площадь газоносности. При неравномерном размещен™ скважпн газонос-
ная площадь может быть разделена на несколько участков с различным числом скважин и,
следовательно, с различными удельными площадями. Величину Ft можно выразить через
площадь круга, как это было отмечено в предыдущем параграфе, т.е.
Ft=^R2 откуда Rn = (R/rt)0’5, (32.13)
где Rn — радиус контура питания скважины (внешней границы дренируемой зоны).
Следует подчеркнуть, что для однородных пластов время разработки не зависит от
расположения скважин. Однако размещение скважин существенно сказывается, если темп
отбора id залежи форсируется. В частности, при одинаковых темпах отбора газа продол-
жительность разработки зависти? от формы сетки размещения. Например, при батарейном
размещен™ скважпн сроки разработки увеличиваются по сравнению с равномерным раз-
мещением такого же числа скважин. На рис. 15.13 показаны зависимости числа скважпн
при батарейном и равномерном размещен™ от срока разработки залежи.
13.6. Размещение скважпн на газовых месторождениях севера
Тюменской области
При разбуриван™ сеноманской залежи ВНИИГазом обосновано и использовано
кустовое размещение скважпн. При сравнгпельно небольшом расстоянгш между верти-
кальными частями стволов (40ч-б0 м) забои скважин кустов отдалены друг от друга на
150-300 м. На рис. 16.13 приведена схема размещения забоев скважин кустов с четырьмя,
шестью и восемью скважинами. При этом профиль эксплуатацио™ой скважины с откло-
нением от вертикального ствола вычисляется согласно схеме, показанной на рис. 17.13.
Согласно этой схеме для задажого удаления забоя от вертикального ствола А необходимо
определить радиус крнвтвны R],
Расчет величины R] проводится со следующей последовательностью:
1. ai+af=A=150 м— где А=150 м заданное удаление забоя от вертикального ствола.
2. h=RiSina. Для заданного Нвер=650 м и А=150 м а=18°.
3 R _ Htga-A _ 650-0,3249-150 _ 55?м
sin a- tga- (1 - cosa) 0,309 0,3249 - 0,0489
4. а = Ri(l-cosa).
тт т и —сел т 2лР.а 6,283-557-18
При Li=HBep=650 м Ь2=-----1— = -4---------= 175м
360 360
665
Рис. 15.13
Зависимость числа скважин от продолжительности разработки
при постоянном суточном отборе
1 — батарейное; 2 — равномерное размещение скважин
666
150
150
Рис. 16.13
Размещение забоев скважин в кусте, состоящем из:
а — восьми; б — шести; в — четырех эксплуатационных скважин; н — наблюдатель-
ные скважины в кустах.
667
Схема профиля наклонной скважины в кусте, использованной на
месторождениях севера Тюменской области
668
L3=Hi/cosai=378/0,9511=397 м; L=Li+L2+L3
L=650+175+397=1222 м
H=h + H1=Ho-HBep=l 200-650=550 M.
При толщине пласта h=100 м и глубине залегания по вертикали Нй=1300 м полу-
чим:
L=1222 + -^- = 1222 + 105 = 1327м
0,9511
Ак=150+105-0,309=182 м.
13.7. Размещение горизонтальных газовых скважин
Форма сетки расположения горизонтальных скважин и расстояние между стволами
изучены в меньшей степени, чем вертикальных. В имеющихся публикациях по горизон-
тальным скважинам в подавляющем большинстве случаев исследованы вопросы конст-
рукции и размещения нефтяных скважин. В частности, рассмотрены вопросы притока
жидкости к горизонтальному стволу, дренирующему круговую залежь. Тенденции разви-
тия применения горизонтальных нефтяных и газовых скважин обобщены в работе [10].
Использованию горизонтальных нефтяных скважин предшествовало применение наклон-
ных. Размещение наклонных скважин на структуре в основном диктовалось возможно-
стью их бурения вдоль эстакады или с отдельных стационарных платформ в шельфовых
зонах. Классическим примером такого размещения наклонных скважин являются скважи-
ны месторождения Нефтяные Камни. Позднее освоение новых месторождений в разшгч-
ных климатических условиях дали новый импульс к совершенстаованию техники и тех-
нологии бурения наклонных скважин. Это привело к резкому увеличению числа (см.рис.
18.13) и качеству таких скважин. В новом качестве наклонные скважины перешли от на-
клонных к горизонтальным с весьма высокой точностью, совпадающей практически с го-
ризонтальной линией. Горизонтальность ствола достигается с большим и малым радиуса-
ми кривизны (см.рис. 19.13). Естественно, что новая конструкция ствола создала новую
геометрию дренирования. Принятая для вертикальных скважин форма сетки расположе-
ния не вписывается в зону, дренируемую горизонтальной скважиной. Поэтому форма сет-
ки размещения горизонтальных скважин в большинстве исследований принята в виде по-
лосообразного (вместо кругового для вертикальных стволов) пласта (рис. 5.1 Зв) с посто-
янными емкостными и фтшьтрационными параметрами.
669
Интенсивность роста бурения горизонтальных скважин в мире в 1980-х годах
670
a
Рис. 19.13
Профили горизонтальных скважин
а — с большим радиусом кривизны: 1 — начало набора кривизны с темпом 13-
20°/100м; 2 — пересечение кровли пласта; 3 — конец обсадных колонн.
б — с малым радиусом кривизны: 1 — начало набора кривизны 1075 м; 2 — ко-
нец кривизны 1087 м.
в — со средним радиусом кривизны: 0— начало отклонения от вертикали; 1 —
начало набора кривизны с темпом 39°/100 м; 2 — конец кривизны; 3 — конец горизон-
тальной части ствола длиной 795 м/толщина пласта 2,4 м.
671
Для газовых и газонефтяных месторождений вопросы конструкции горизонталь-
ных скважин, схематизации процесса фпльтращиг, вскрытия пласта и др. рассмотрены
З.С.Алиевым и В.В.Шереметом в работе [10]. Форма зоны дренирования существенно за-
висит от совершенства скважины по вскрытию полосообразного пласта. В разделе 13.2
показано влияние степени вскрытия полосообразного пласта горизонтальной скважиной.
Для снижения величин фильтрационного сопротивления необходимо, чтобы горизонталь-
ный ствол полностью вскрывал полосообразную залежь. При этом возможны следующие
варианты расположения:
1. Залежь вскрывается горизонтальными скважинам! вдоль (по длине) залежи
(рис. 13.13 д — правая часть залежи).
2. Залежь вскрывается горизонтальными скважинами поперек залежи (рис. 13.13. д
—левая часть залежи).
3. Смешанная система расположения горизонтальных пли смешанная система рас-
положения вертикальных и горизонтальных скважпн (рис. 13.13 е, г, ж, и).
Форма сетки и тип скважпн (вертикальный или горюонтальный) выбираются, ис-
ходя IB положения газоводяного (при наличии оторочки газонефтяного) контакта, толщи-
ны пласта (пропластков), последовательности их залегания при значительных различиях
проницаемостей, удельных запасов, а также непроницаемых слоев между трастами. На
направление горизонтального ствола и на тип скважины сильно влияют направление и
густота трещин в трещиноватых коллекторах. Поэтому при наличтш соответствующей
информации о геологическом строении залежи и ее емкостных и фильтрационных свойст-
вах выбор типа и формы размещения скважпн не вызывает особой трудности. Однако, ес-
ли имеющаяся информация недостаточна для однозначного выбора тгша скважин и фор-
мы сетки их расположения перед началом расчета проектных показателей, то необходимо
создать геолого-математические модели, хотя бы фрагмента залежи.
На равномерность дренирования пласта существенно влияет конструкция горизон-
тальных скважин. Если скважина не обсажена фонтанными трубами, то максимальный
перепад давления имеет место на сечении перехода ствола от горизонтального к верти-
кальному положению (см.рис.4.13 а). Если горизонтальная скважина пробурена с боль-
шим радиусом кривизны (ближе к наклонному стволу), то максимальный перепад будет
иметь место у выхода ствола из продуктивного пласта (рис.4.13 д). Если скважина обору-
дована фонтанными трубами, то максимальная депрессия будет иметь место у башмака
фонтанных труб (рис.4.13 б, в). Это означает, что в скважинах, оборудованных фонтан-
672
ными трубами, центром распространения депресспонной воронки является не зона распо-
ложения вертикальной части ствола, а зона расположения башмака фонтанных труб.
13.8. Размещение наблюдательных и пьезометрических скважин
Число и размещение наблюдательных и пьезометрических скважпн зависит от.
размеров месторождения по толпщне и по площади, числа эксплуатационных объектов,
типа месторождения, неоднородности, многослойности и параметра анизотропии, от чис-
ла тектонических блоков, от изменения состава добываемой продукции по толщине и по
площади, от размеров и активности водоносного бассейна и еще от многих других факто-
ров. На любом месторождении эти скважины должны позволить газонефтедобывающему
предприятию и проектировщику контролировать характер изменения пластового давления
по отдельным объектам эксплуатации, установить наличие гидродинамической связи ме-
жду пластами по всей структуре залежи. Эти скважины должны позволить проектировщи-
ку и газонефтедобывающему предприятию проконтролировать величину пластового дав-
ления водоносной зоны, установить темп подъема ГВК и ГНК пли же темп продвижения
воды (или нефти) по отдельным объектам на многопластовых месторождениях при слабой
гидродинамической связи между пропластками или при полном отсутствии такой связи.
Число наблюдательных и пьезометрических скважин определяется проектировщи-
ком и должно быть обосновано с учетом особенности месторождения. Необходимость в
наблюдательных и пьезометрических скважинах может возникать не только из-за геоло-
гических особенностей залежи, но и из-за применяемой системы разработки. В частности,
поэтапный ввод в разработку газовых и газонефтяных месторождении обычно приводит к
существенным изменениям пластового давления и положения контактов на отдельных
участках месторождения.
Расположение наблюдательных и пьезометрзгческих скважпн решается проектом. В
действующих проектах крупных газовых месторождений (Уренгойское, Ямбургское и др.)
наблюдательные скважины имеются на каждом кусте, состоящем из 6-ти или 8-ми экс-
плуатационных скважин. Эти наблюдательные скважины предназначены для определе-
ния характера изменения пластового давления по объектам в зависимости от пх вскрытия
и для оценки величины депресспонной воронки в районе расположения куста. Такую за-
дачу можно было реплгть путем периодической остановки отдельных скважин куста на
непродолжительное время. Анализ материалов по стабшпгзацгш давления после пуска
673
скважин и по восстановлению давления после их остановки показывает, что для достиже-
ния истинного значения пластового давления достаточно 30 мин. Поэтому следует отме-
тить не вполне обоснованное число и размещение наблюдательных скважин в каждом
кусте. J
Число пьезометрических скважин должно быть увязано с ожидаемой активностью
подошвенной и краевых вод. В целом прп известных размерах водоносного бассейна и
параметрах пласта в водоносной и газонефтеносной зонах нетрудно оценить возможную
активность вод.
Если по классической традиционной методике характер поведения водоносного
бассейна оценивался с помощью пьезометрических скважин, то при наличии современных
моделирующих вычислительных машин возникает необходимость использования резуль-
татов адаптирующихся геолого-математических моделей, позволяющих получить весьма
точные прогнозы о поведении пластовых вод.
Исходя из изложенного, основная задача проектировщика сводится к обоснованию
числа и размещению наблюдательных и пьезометрических скважин, учитывающих осо-
бенности месторождения, выбранной системы разработки, возможности использования
для прогноза геолого-математических моделей залежи и ее отдельных фрагментов, отли-
чающихся параметрами пласта и интенсивностью отбора нефти и газа из различных уча-
стков месторождения.
674
Глава 14. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА II
ПОДГОТОВКИ ГАЗА И НЕФТИ НА ПРОМЫСЛЕ
14.1. Общие положения
Проект обустройства газовых и газонефтяных месторождений является самостоя-
тельным документом и составляется на основании принятого варианта разработки и
принципа подготовки добываемой продукции, рекомендованного проектом разработки
месторождения. Принцип и технология подготовки газа и нефти на промысле зависят от
геологической особенност месторождения, т.е. от числа эксплуатационных объектов,
глубины залегания залежи, давленти и температуры газа, наличия в составе газа конденса-
та, гелия, сероводорода; запасов газа, конденсата, нефти; степени насыщения газа конден-
сатом и нефти газом; от местонахождения залежи (морское, заболоченная местность, на-
лгите населенных пунктов, оборонных объектов, заповедных зон и т.д.). На систему сбора
и подготовки газа и нефти существенно влтыет наличие нескольких залежей на террито-
рии месторождения. Так, например, на территории месторождений Уренгойское, Заполяр-
ное и др., кроме сеноманских залежей чистого газа (практически без содержания конден-
сата), находятся валанжпнские газоконденсатные и нефтяные залежи. Естественно, что
при проектировании обустройства таких месторождений должно быть учтено взаимо-
влияние отдельных объектов обустройства.
На систему сбора и подготовки газа и нефти влияют размещение скважпн на струк-
туре, обвязка скважин с установками по подготовке газа (индивидуальньш или коллектор-
ный), наличие дорог, водных ресурсов, магистральных газо - и нефтепроводов, потребите-
лей нпзконапорного газа й т.д. Большинство перечисленных выше вопросов должно ре-
шаться в проекте разработки месторождения. В целом в проекте разработки должен быть
раздел по сбору и подготовке газа и нефти (при наличии нефтяной оторочки), включаю-
щий в себя следующие вопросы, принципиально решаемые проектировщиком:
— система сбора и внутрипромыслового транспорта газа, конденсата, нефти и во-
ды;
— принцип подготовки газа и нефти;
— технологические установки, оборудование и аппаратура, необходимые для под-
готовки газа, конденсата, нефти и воды: сепараторы, теплообменники, холодильники, аб-
сорберы, десорберы, дебутанизаторы, стабилизаторы, регенерационные установки и т.д.;
— подготовка и транспорт конденсата;
675
— средства и технология для обеспеченги контроля и регулирования работы сква-
жин;
— средства общепромысловой связи, обеспечивающий согласованную работу всех
узлов системы, включая основные и вспомогательные объекты;
— система автоматики и телемеханики для контроля и сигнализации технологиче-
ских процессов, всех промысловых установок, агрегатов, объектов транспорта газа и неф-
ти, конденсата и ингибирования;
. —механпко-энергеттгческпе и ремонтные подразделения промысла;
— компрессорное хозяйство, головные сооружения;
— система водоснабжения, обработки и сброса сточных вод, канализация;
— автотранспортные и дорожные службы промысла;
— производственные и бытовые здания, административное помещение;
— система техники безопасности, противопожарные и промсанитарные мероприя-
тия на промысле
и др.
Все объекты системы сбора и подготовки газа, конденсата, нефти, ингибиторов и
воды должны быть спроектированы с полным соблюдением норм и требований охраны
окружающей среды и природных ресурсов.
Одним тгз основных вопросов системы сбора и подготовки газа, конденсата и нефти
является выбор принципа подготовки. Для газовых и газоконденсатных месторождений
используются в основном три способа подготовки: низкотемпературная сепарация, аб-
сорбционный и адсорбционный способы осушки газа. Выбор способа зависит главным
образом от состава добываемой продукции (газ, газоконденсатная смесь, газонефтекон-
денсатная смесь), от климатических условий добычи и транспорта газа, конденсата и неф-
ти; от термобарических параметров газа и нефти. Состав добываемой продукции и ее
термобарпческпе параметры предопределяют не только выбор принципа подготовки, но и
схемы промысловой подготовки газа и нефти. В целом промысловая подготовка газа
включает в себя три разлггчные схемы:
— внутрппромысловая подготовка;
— подготовка на промысле и на головных сооружениях;
— промысловая и заводская подготовка газа, конденсата и нефти.
Выбор схемы зависит от содержания добываемой продукции, давления и темпера-
туры этой продукции. В большинстве газовых месторождений Российской Федерации ос-
новной схемой подготовки газа является внутрппромысловая. Для этой схемы главными
676
признаками являются отсутствие сероводорода в добываемой продукции и сравнительно
низкая пластовая температура (Тпл<50°С). Подготовка газа с использованием головных
сооружений осуществляется в основном, когда температура газа высокая. Такая схема ис-
пользована прп проектировании обустройства месторождения Шатлык (см.рис. 1.14) в
Туркмении, где температура газа в пласте равна Тпл«140°С. Высокая пластовая температу-
ра газа требует многоступенчатого снижения температуры до проектной велтгчины темпе-
ратуры сепарацгпь Проектная температура сепарации зависит от климатических условий
транспорта газа, конденсата и нефти. На устье скважин названного месторождения темпе-
ратура газа составляет 1ОСН-110°С. Поэтому предварительно газ охлаждается на теплооб-
менниках «воздух-газ» и «вода-газ», и только после этого используется охлаждение с ис-
пользованием дроссель эффекта. Даже после использования дроссель эффекта не обеспе-
чивается кондиция газа, подаваемого в магистральный газопровод. Поэтому дополнитель-
но применяют абсорбционный способ подготовки газа.
Промысловая и заводская подготовка газа применяется в том случае, если в составе
добываемой продукции содержится сероводород. К таким месторождениям в России от-
носятся Оренбургское и Астраханское. Опыт проектирования обустройства этих месторо-
ждешпг должен быть использован проектировщиком прп проектпрованшг аналогичных
залежей. Однако это не означает, что на любом друтом месторождении, в продукции ко-
торого содержится сероводород, должна быть использована технология подготовки Орен-
бургского и Астраханского месторожденти!.
14 2. Выбор схемы сбора и подготовки скважинных продукции
В определенной степени схема сбора добываемой продукцшг предопределяется
проектом разработки. В проекте разработки указываются размещение эксплуатационных
и нагнетательных скважин с учетом особенностей местонахождения месторождения, сро-
ки ввода скважин (кустов) и участков залежи в разработку и соответствующие производи-
тельности скважин, кустов, участков залежи, давление п температура добываемой про-
дукта! в процессе разработки. Естественно, что при кустовом размещении скважин об-
вязка скважин с установкам! по подготовке газа осуществляется через общий коллектор.
Индивидуальная обвязка каждой скважины с УКПГ в последние годы, как правило, не
предлагается. С точки зрения материальных затрат эта тенденция оправданна, если под-
677
Рис. 1.14
Схема подготовки газа с использованием головных сооружений:
1, 4, 6, 8 — сепараторы; 2 — воздушный холодильник; 3 — водяной холодильник; 5 —
теплообменник; 7 — низкотемпературный холодильник; 9 — десорбер; 10 — испаритель;
И — теплообменник; 12 — емкость; 13, 14 — разделительные емкости; 15, 16, 19, 21 —
емкости конденсата; 17 — рекуперативный теплообменник; 18 — печь; 20 — насосы.
Пунктиром обозначена схема подготовки на промысле.
678
ключение каждой скважины в общий коллектор не осложняет режим работы скважин и не
исключает контроль за работой каждой скважины. В зависимости от предполагаемой об-
вязки скважин проектировщик обязан обосновать технологический режим их работы пу-
тем обратного расчета от известного давления в коллекторе к забою скважпн. Количество
скважин, подключенных в общий коллектор, в настоящее время колеблется от двух до 8
скважин. В морских условиях, когда подготовка газоконденсатонефтяной смеси (если
имеется нефтяная оторочка) производится на суше, в общий коллектор может быть под-
ключено больше скважин.
На месторождениях со средними запасами газа, конденсата и нефти схема подклю-
чения отдельных скважин к установкам по подготовке газа должна быть установлена пу-
тем минимизации материалов и затрат на обвязки. Как правило, при этом в зависимости
от состава добываемой продукции, географии местности и формы залежи рассматривают-
ся три варианта сбора скважинной продукции: групповой, кольцевой и лучевой.
Этот же принцип может быть использован и при освоении крупных месторожде-
ний, когда колггчество кустов сопоставимо с количеством скважин на месторождениях со
средними запасами. Если разработка месторождения осуществляется как отдельными
скважинами (как правило, это разведочные скважины, принятые в фонд эксплуатацион-
ных), так и кустами, то сбор скважинных продукщгй также может быть групповым, коль-
цевым пли лучевым. Проект обустройства не может повлиять на размещение скважин. Но
проект обустройства должен обеспечить оптимальное размещение установок по внутри-
промысловой подготовке газа и нефти и ДКС, а также головных сооружений, если они
необходимы при подготовке.
Общий принцип выбора местонахождения УКПГ, ДКС и головных сооружений и
внутрипромысловых газо-, нефте- и конденсатопроводов должен учесть необходимость
обеспечения минимальных потерь давления при транспорте газа, конденсата и нефти и
материальных и капитальных затрат. Выбранный вариант сбора, обеспечивающий выше-
названные условия, не должен быть уязвимым. Технология эксплуатации системы сбора и
контроль за работой этой системы должны отвечать требованиям Госгортехнадзора и Гос-
комприроды. Оптимальное местоположение объектов подготовки и транспорта добывае-
мой продукции может быть определено путем аналогового или численного моделирова-
ния географии местности, расположения скважпн и минимальных потерь давления при
известных дебптах скважпн (или куста скважин), давлениях и температурах на устье
скважин или у начала коллекторов, к которым подключены скважины. Выбор схемы сбора
газа существенно влияет на экологические показатели района расположения месторожде-
679
ния. Количество нефтегазоводопроводов на территории месторождения предопределяет
размеры отчужденных земельных участков. Возможные варианты подключения коллек-
торов к установкам комплексной подготовки газа и к кустам показаны в разделе по охране
окружающей среды и прщюдных ресурсов углеводородов.
14.3. Основные способы подготовки газа, газоконденсатной смеси
и нефти на газовых и газонефтяных месторождениях
Выше было отмечено, что способ подготовки газа и газоконденсатной смеси зави-
сит от состава добываемой продукции и от термобарпческтгх параметров газа и нефти.
Любой тгз способов подготовки газа и газоконденсатной смеси должен обеспечить требо-
вания, предъявляемые на газ, конденсат и нефть отраслевым стандартом. Наличие в газе,
подаваемом в газопровод, влаги, жидких углеводородов, твердых примесей и агрессивных
компонентов, вызывающих коррозию, снижает пропускную способность газопроводов,
увеличивает мощность линейных компрессорных станций и снижает надежность газо-
снабжения. На основании опыта эксплуатацш! газопроводов и теоретических исследова-
ний [16] разработан отраслевой стандарт на качество газа, подаваемого в газопровод —
ОСТ 51.40-74. Требования к качеству газа по этому ОСТу соответствуют давлению Р=5,5
МПа. Большинство газопроводов север-центр рассчитаны на режим работы при Р=7,5
МПа. По ОСТу влагосодержание газа северных месторождений, подаваемого в магист-
ральный газопровод, должно составлять в холодный период 0,022, а в теплый —
0,044.10‘3кг/м3, что соответствует точкам росы -25 и -15°С. При давлении в газопроводе
Р=7,5 МПа при тех же влагосодержанпях точки росы в холодный и теплый периоды будут
равны -23 и -14°С. ОСТ на газ, подаваемый в магистральный газопровод, приведен в таб-
лице 1.14.
Независимо от способа промысловой или промыслово-заводской подготовки газа,
качество требуемого для его подачи в магистральный газопровод остается неизменным.
Как уже было отмечено, проекпгровщпк должен выбрать способ подготовки газа на про-
мысле и установить необходимость в головных сооружениях. В проекте также должны
быть определены срок ввода и изменение потребляемой мощности ДКС. Условия выбора
способа подготовки газа должны быть ориентированы, исходя из состава добываемой
продукции и технико-экономических показателей этих способов.
680
Таблица 1.14
Показатели Для умеренной и жаркой климатической зоны (ЛГУ) Для холодной клима- тической зоны (ПХГ)
ПГУ-1 ПГУ-2 ПХГ-1 ПХГ-2
1. Точки росы по влаге и тяже- лым углеводородам при Р = 5,5 МПа, °C (не более) в зимний период -10 -5 -25 -20
в летний период -3 0 -15 -5
2. Механические црпмеси, г/100 м3 газа (не более) 0,1 0,3 0,1 0,3
3. Содержание сероводорода, г/100 м3 газа (не более) 2,0 2,0 2,0 2,0
4. Содержание кислорода, объемн. % (не более) 1,0 1,0 1,0 1,0
14.3.1. Условия выбора низкотемпературной сепарации
Основным показателем для выбора низкотемпературной сепарации газа является на-
личие конденсата в газе. Подготовка газа газоконденсатных месторождений другими спосо-
бами — абсорбционным или адсорбционным — затруднена по двум причинам: регенераци-
ей сорбентов и необходимостью работать в режиме отрицательных температур, когда про-
исходит более полное разделение смеси на газовую и жидкую фазы. Основная задача про-
ектировщика в случае выбора низкотемпературного способа подготовки газа сводится к:
— определению производительности и типа сепараторов,
— определению технолопгческих параметров и типа теплообменников и измене-
нию этих параметров с учетом изменения суточной добычи газа и снижения давления в
процессе разработки,
— установлению срока ввода турбодетандерного агрегата или установки искусст-
венного холода,
— прогнозу выхода конденсата при отсутствии возможности поддержания в сепа-
раторе давления максимальной конденсации и низких температур, установленных по ре-
зультатам промысловых исследований на газоконденсатность.
681
/
При прогнозировании выхода конденсата необходимо учесть не только термобари-
ческие параметры сепарации, но и техническую характеристику самих сепараторов. В на-
стоящее время отсутствуют сепарационные аппараты, гарантирующие 100%-е разделение
смеси по фазам при наличии для этого в сепараторе термобарпческих условий, т.е. Рсеп и
Тсеп. В целом коэффициент сепарации К применяемых сепараторов различных конструк-
ций колеблется в диапазоне 0,80<К<-,985. Это означает, что при использовангпг самой
лучшей конструкции сепаратора уход выделившейся жидкости составит 1,5%. Поэтому в
последние годы при подготовке газа газоконденсатных месторождений методом НТС, как
правило, на головных сооружениях используют и абсорбционные колонны.
Принципиальная схема низкотемпературной подготовки газа на промысле показана
на рис.2.14. Основными элементам! схемы НТС являются: сепараторы, теплообменники,
разделительные емкости, деэтанпзотор, холодильник, фильтры, насосы, компрессор для
газа выветривания и регенерационная установка. Однако при определенных условиях,
связанных с объемом добываемого газа, содержанием конденсата в газе, термобарпчески-
мп параметрам! газа и другими факторам!, приведенная на рис.2.14 схема может быть
использована без звеньев по регенерации ингибитора и деэтанизации. Это означает, что
блоки регенерацш! и деэтанизации предусмотрены проектом не на каждом УКПГ, а от-
дельно для нескольких установок пли вообще централизованно. Поэтому основными эле-
ментам! схемы при НТС остаются сепараторы и теплообменники. Количество сепарато-
ров устанавливается суточным отбором пз участка, скважины которого подключены к
данному УКПГ Обычно на УКПГ имеются несколько технологических линий, одинако-
вых по пропускной способности и по термобарическим параметрам. Поэтому при проек-
пфованш! системы подготовки газа детально рассчитываются и прогнозщэуются парамет-
ры одной технологической линии производительностью ls-5 млн.м3/сут. При расчетах па-
раметров технологической линии проекпфовщику известны суточные отборы тгз участка,
скважины которого подключены к данному УКПГ, и входные давление и температура.
Тип выбтфаемого сепаратора зависит от производительности УКПГ, коэффициента
сепарации, от состава сепарируемого газа, от условий потребителя на качество поставляе-
мого газа и работы магистрального газопровода. Сепараторы должны выбтфаться, исходя
тгз технической характеристики, гаранпфуемой заводом-изготовителем. В целом же при
проекпфованпи системы подготовки используют два типа сепараторов: гравитационные и
инерционные. Причем эти два основных типа, отличающихся принципом разделения га-
зожидкостного потока на газовую и жидкую фазы, выпускаются в различных модифика-
циях: гортгзонтальные, вертикальные с насадками, с камерой разрыва и т.д. Основными
682
Схема низкотемпературной сепарации газа газоконденсатных месторождений
1 — замерный узел; 2 — сырой газ; 3,7 — сепараторы; 4 — конденсатосборник; 5,9 — теплообменники; 6 — штуцер; 8 компрессор;
10 -— разделитель; 11, 15 — емкость; 12 — фильтры; 13,14 — регенерационные установки; 16 — деэтанизатор; 17 печь; 18 холодиль-
о ник; 19 — насосы.
00
со
параметрами для гравитационных сепараторов являются скорость двпженти газа в сепара-
торе п скорость осаждения твердых и жидких частиц. В общей постановке скорость осаж-
дения Wo должна быть больше скорости двпженти газа в сепараторе и, т.е. W0>u. Однако
скорость осажденти частиц зависит от плотности осаждающегося вещества — мехприме-
си. капель конденсата, воды, водного раствора ингибитора и т.д. и от формы и размеров
частиц. Коэффициент сепараптш снижается, если частицы дисперсные. В таких случаях
одним из эффективных методов увеличения коэффициента сепарации гравитационных
сепараторов является контакт потока с насадками различных конструкций, к которым
прилппаются частицы конденсата и воды, а затем стекают в нижнюю часть сепаратора.
Скорость движения частицы в сепараторе может быть оценена по формуле.
W(PC,TC)= d2 [рч - pr(Pc, Tc)]g/l,8pr(Pc, Тс). (1.14)
Как видно in формулы, форма частицы в формуле (1.14) принята в виде сферы. Это
означает, что если рассматривается осаждение капель воды, то формула (114) применима,
а если изучается возможность осаждения твердых частиц, то в формуле (1.14) вместо диа-
метра частиц должен быть использован некоторый эквивалентный диаметр или же фор-
мула (1.14) должны быть умножена на поправочный коэффициент, связанный с формой
частиц. В формуле (1.14) рч и рг(РсТс) — плотности частицы и газа в сепараторе прп Рс и
Тс ; цг — вязкость газа прп Рс и Тс. Для шарообразных частиц размером от 0,3 до 0,8 мм
скорость осаждения оценивается формулой:
WO(PC,TC) = 0,408dU4 [рч - pr(Pc, Tc)]°-71g0’71 /Цг°’43(Рс, Тс) рЛ29(Рс, Тс). (2.14)
Если размеры частицы больше 0,8 мм, то скорость Wq определяется по формуле:
Wo = 1,74{d [рч - pr(Pc, Tc)]g} /рг(Рс, Тс). (3.14)
Для частиц различных форм и размеров скорость осаждения может быть оценена
по формуле:
Wo = Г а + 4d(p4~P^l -...........р.-.. (4.14)
. L2dprp J 2dPrp
где а* и р* — поправочные коэффициенты на формы частиц. Для шаров а*=24 и
Р’ = 0,44. а круглых пластинок— а,=17,4 и Р*=1,1.
При расчетах величины скорости осаждения твердых частиц в формулу (4.14) сле-
дует подставлять эквивалентный диаметр, предполагая при этом частицы любых форм: в
шарообразной форме или в виде круглых пластинок.
684
Для инерционных сепараторов основным условием для сепарации является ско-
рость движения частиц в циклоне. Эта скорость определяется в зависимости от размеров
частиц, в частности, для мелких частиц:
W = d2p4W2R/l,8jig; (5.14)
для средних частиц:
W = 0,403d1’14 рч0-71 g°>29 (W2R) °-7’ /цг°'43 рг°-29. (6.14)
а для крупных частиц:
W= l,74[dp4W2R/ pr]°-5,
где R— расстояние от оси циклонного сепаратора до частицы; W— угловая скорость газа,
обусловленная тангенциальным вводом потока в циклон, 1/с.
Как правило, для заданного суточного дебита газа, подлежащего сепаращш, опре-
деляют диаметр инерционных сепараторов, используя при этом формул}':
D, = 0,0122 [Q2pCT-z Рат Tc/(Pi - Р2) Рс Тст]°'25, (7.14)
где Q — дебит газа, тыс.м3/сут, рст — плотность газа при стандартных условиях, Pi и Р2 —
давления на входе в сепаратор п на выходе тгз него, МПа, Р„ — среднее давление в сепа-
раторе Рс = (Р1+Рг)/2; Тс— температура газа в сепараторе, z — коэффициент сверхсжпмае-
мости при Рс и Тс.
Диаметр вертикального гравитационного сепаратора можно определить по форму-
ле:
Dr = [4Q -z Рат Тс/О,8иолРс]0’5, (8.14)
где ио — скорость движения потока газа для выноса частиц из сепаратора
и0= 1,25и, (9..14)
и — скорость потока в сепараторе, при котором частицы не выносятся.
Если вертикальный гравитационный сепаратор изготовлен с сеточной насадкой, то
диаметр можно определить по формуле:
Dr = [4Q z Рат Тс/0,269 -7(p4-pr)/pr Рс]°-5, (10.14)
Часто встречаются случаи, когда проектировщик выбирает сепараторы, изготов-
ленные с определенным диаметром и конструктивными особенностями. В таких случаях
определяются пропускные способности сепараторов, т.е. Q, величину которых можно ус-
тановить путем решения уравнений (7.14Н(10.14) относительно Q. К холоженному выше
следует добавить и случаи, когда рекомендуются для подготовки газа жалюзийные сепа-
раторы. Тогда пропускная способность должна быть определена по формуле:
685
/ Q = 0,628D2 Pc TCT(O,lKy)1’12[g2c>(p4 - pr)/ Pr2]025/zPaTTc, (11.14)
где Ky — массовое содержание уносимой жидкости в потоке отсепарированного газа, % и
определяется равенством:
Ку = G*-100/(Сж + Gr), (12.14)
где Gx, Gr — соответственно массовые расходы жидкости и газа, о — поверхностное на-
тяжение на грантще раздела фаз, Н/м. Обычно значение Ку составляет 14-2%.
14.3.2. Определение основных параметров теплообменника
Основным параметром теплообменников, используемых в системе НТС для задан-
ных входных и выходных давлений и температур, является поверхность теплообмена. По-
верхность теплообмена определяется по формуле:
Ft = Qt/KtAT,
(13.14)
где QT — количество теплоты, которое необходимо отобрать у горячего (теплого) потока
газоконденсатной смеси, чтобы снизить температуру от Ti до Тг, т.е. на величину
ДТ=Т1-Т2, Вт. К,. — коэффициент теплопередачи от теплого газа к холодному, Вт/м2 °C.
Для простейшей конструкцшг теплообменника, т.е. для теплообменника трубы, в трубе
величину Кт можно определить по формуле:
11 8
1--+ т
«I а2 ЧР
(14.14)
где ai и а2 — коэффициенты теплоотдачи от нагретого газа к трубе и от сухого отсепарп-
рованного газа (холодного) к трубе. Значения этих коэффициентов определяются по фор-
мулам:
щ = 0,0267%! Re?’8 Вт?’4/d; (15.14)
а2 = 0,0267 %i Re°’8 Pr°'4 /d3; (16.14)
где Re — число Рейнольдса, определяемое по формуле:
Re иСм d рсм /Цсм? (1214)
исм — скорость движения теплого газоконденсатного потока, d — внутренний диаметр
труб, по которым движется эта смесь, рсм — плотность смеси в условиях движения, т.е.
при Р и Т, цсм — вязкость смеси в условиях Р и Т.
Рг — число Прандтля, определяемое по формуле:
686
Рг = Срсицсм/ль (18.14)
где Ср см — удельная изобарная теплоемкость теплой смеси, Л] — теплопроводность мате-
риала трубы, Вт/м °C. Значения Re2 п Р12 определяются по формулам (17.14) и (18.14) с
той лишь разницей, что вместо смеси необходимо подставлять ихг, , цхг, Ср и эквива-
лентный диаметр кольцевого пространства, по которому движется отсепарированный хо-
лодный газ d3. Величину d3 нужно определить по формуле:
d3 =(D2 - d2 )1/2, (19.14)
DB,dH — соответственно внутреннтш диаметр труб, по которым движется холодный газ, и
внешний диаметр внутренних труб, по которым движется теплая смесь, 0^.; рхг , цхг,
Срхг — скорость движения, плотность, вязкость и теплоемкость холодного отсепариро-
ванного газа.
Предложены различные приближенные формулы для определения величины коэф-
фициента теплопередачи Кт. В частности, для теплообменников «труба в трубе» с диамет-
рами труб 89 и 159 мм, величина Кт может быть определена по формуле:
Кт= l,163[0,000238-Re + 158]» [0,000242-Q°-8/d1-85]; (20.14)
а для труб 159 и 254 мм по формуле:
Кт = l,163[75,6-10’6Re+ 57] »[0,492-Q + 118.7], (21.14)
где Q — расход газа в тыс.м3/сут.
Количество теплоты, отдаваемое теплым газом холодному, равно количеству теп-
лоты, получаемой холодным газом, т.е. Qtt=Qtx- Значения этих величин определяются по
формулам:
Qir= GTCpT(Ti - Т2)+ QIK+ QTB + Qw; (22.14)
Q™= GxCpx(T3- T4) ± Qn, (23.14)
где GT, Gx — массовые расходы сухого теплого и холодного газов, кг/час; Срт, Срх — изо-
барные теплоемкости теплого и холодного газов в условиях движещгя этих потоков, т.е.
РсрТ= [Р1т+ Р'2т]/2 иТсрт= [Т1т+ Т2т]/2; Рсрх = [Р1х+ Р2х]/2 иТсрх= [Т3х+ Т4х]/2; (24.14)
Т3, Т4 — входная в теплообменник и выходная температура холодного газа, QTC — тепло-
та, отдаваемая холодному газу конденсатом, определяется по формуле:
+ (25.14)
GK — массовый расход конденсата, кг/час; Срк — теплоемкость конденсата, гк — скрытая
теплота конденсации тяжелых углеводородов. кДж/кг, QTB — теплота, отдаваемая холод-
ному газу парами воды, поступающей в составе теплой смеси, определяется формулой:
Qre = ОДСрзСГ! - Т2) + гв], (26.14)
687
где GB - кассовый расход воды кг/час, СрЕ — теплоемкость воды, гЕ — скрытая теплота
конденсации воды, кДж/кг.
Величина QTfl — теплота, отдаваемая диэтпленглпколем (пли другим ингибитором
пли сорбентом) холодному газу, определяется по формуле:
QTfl=GflCpn(T1-T2); (27.14)
где Од — массовый расход ДЭГа, определяемый по формуле:
(28.14)
W], W2 — влагосодержание газоконденсатной смеси на входе и на выходе из внутренней
трубы теплообменника, кг/м3; Xi, х2 — начальная и конечная концентрации ДЭГа в потоке
газа.
В формуле (23.14) Qn — потери теплоты в окружающую среду, определяют по
формуле:
Qn = FiATcpK1, (29.14)
где Fi — площадь поверхности внешней трубы теплообменшгка, равная Fi=nDH.L, м2; L —
длина труб с диаметром; DH, ДТср —средняя разность температур между окружающей
средой и внешней трубой; Ki— коэффициент теплоотдачи от стенки труб к окружающей
среде.
Количество холода, образующегося в результате дросселирования газа от темпера-
туры Т2 до Тсеп можно определить по формуле:
QK=GCps(Pa-Pcen), (30.14)
где G — массовый расход редуцированного газа; Ср — его теплоемкость; е — коэффици-
ент Джоуля-Томсона.
Порядок расчета поверхности теплообменника исходит из известных для расчета
величин. Известными считаются Ti и Т2=ТС(.п+е(Р2-Рсеп), Т4 и Тсеп- При этом величина Т2
вычисляется методом последовательных приближений, приравнивая Q^Q™ и считая, что
величина Р2 во времени известна. Величину Тз обычно принимают равной Тсеп.
Среднюю разность температур ДТср для противоточных теплообменников можно
вычислить по формуле:
ATcp=[(T1-T2)+(T3-T4)j/ln|^b- , (31.14)
а для прямоточных по формуле:
688
ATcp= [(T.-Tj+^-^^lnb-Il.
1 1 2 14
Если nin теплообменника кожухотрубчатый, то величину Кт следует определить по
формуле:
Кт= 133,9 [итихр’4, (32.14)
ит, их — скорости движения теплого и холодного потоков, м/с.
При расчетах теплообменников величину Qn можно принять равной 2,0934 кДж/м3
газа.
В процессе разработки по мере истощения естественной энергии газоконденсатной
смеси колгмество холода, получаемого за счет дросселирования, уменьшается из-за сни-
жения давления Рг (t) в формуле (30.14). При этом не удается поддержать в сепараторе
требуемую температуру. В результате чего часть тяжелых углеводородов не конденсиру-
ется и уносится вместе с газом.
Поэтому проектировпщк обязан установить сроки, по истечении которых требуе-
мая температура сепарации не обеспечивается собственной энергией газа. К этому време-
ни должны быть введены в строй турбодетандерные агрегаты пли установки искусствен-
ного холода (УИХ). Естественно, что мощности этих установок на определенной стадтш
разработки растут, а затем по мере снижения годового отбора из месторождения снижа-
ются. Количество холода, получаемого УИХ, может быть определено по формуле:
Qhx = GCpsi [Р2 - Р2(1)], (33.14)
где Р2 и P2(t) — давление перед сужающим устройством, перед вводом УИХ в строй и в
текущее время. При использовангш УИХ, в частности аммиачных испарителей, коэффи-
циент теплопередачи определяется Кт=52 и, где и — скорость движения теплого газа.
Если теплообменник водяной, то тепловой баланс Q^Qtz приобретает вид:
GTCpT(T1-T2)+licQ1qK+^Q1qB = GbCPt(T3-T4), (34.14)
где Qi — расход теплого газа, м3/час, qK — количество конденсата в смеси, кг/м3; qB — ко-
личество сконденсировавшейся воды при сниженшг температуры от Т; до Т2, кг/м3; GB —
массовый расход холодной воды, кг/час; Срв — удельная теплоемкость воды. Коэффици-
ент теплоотдачи воды может быть определен по формуле:
Г 2"10’4 /
а. =42-10-5 G2CpE /Mb%b(db - dH) %в[DB/dHP’45/dH , (35.14)
где%в — коэффициент теплопроводности воды.
При прогнозных расчетах теплообменников параметры, входящие в формулу
689
(13.14), точнее в QT, Кт и ДТ, должны быть определены, исходя из изменений расходов га-
за, конденсата, воды, давления, температуры, теплоемкости, вязкости во времени.
14.3.3. Условия выбора абсорбционного способа подготовки газа
Основными условиями, предопределяющими использование абсорбционного спо-
соба подготовки газа, являются: практическое отсутствие в составе газа тяжелых компо-
нентов углеводородов и обеспечение низкой температуры точки росы осушенного газа.
Практически идеальным условием для прпмененти абсорбционного способа является газ,
добываемый тгз сеноманских отложении севера Тюменских месторождений. В составе до-
бываемого газа этих месторождений содержание конденсата, состоящего в основном из
пентана, равно 0,3 ,10'3 кг/м3. Практически чисто метановый газ, где содержание метана
доходит до 99% объемных, прп климатических условиях добычи и транспорта этого ре-
гиона осушается абсорбционным способом в соответствгш с требованием, предъявляемым
к кондиции газа, подаваемого в магистральный газопровод. Прпнщшиальная схема аб-
сорбционного способа подготовки газа показана на рис.3.14. Основными узлами этой схе-
мы являются: абсорбер, десорбер, сепаратор, теплообменники (нагреватели), холодильни-
ки, емкости для сорбента, конденсата, воды, насосы и т.д. Процесс подготовки газа к
транспорту этим методом базируется на поглощении влаги и конденсата жидкими погло-
тителями, в частности гликолями. Основные свойства гликолей приведены в таблице 2.14.
Кроме гликолей, в качестве абсорбента могут быть использованы метанол, этанол и т.д.
Но требования, предъявляемые к качеству жидких сорбентов по влаге, ограничиваются не
только поглощающими Способностями сорбентов, но и другими параметрами. Поэтому,
как правило, в качестве сорбента выбирают ДЭГ или ТЭГ. Последнгш используется толь-
ко в зарубежных газодобывающих странах. Несмотря на явное преимущество ТЭГа над
ДЭГом, в Российской Федерации по рекомендациям ВНИИГАЗа на всех газодобывающих
промыслах с абсорбционным способом осушки газа применен ДЭГ.
Все гликоли смешиваются с водой в любых соотношениях. Растворы гликолей с
водой не вызывают коррозшг оборудования. Гликоли снижают температуру замерзания
водных растворов. Поэтому водные растворы гликолей могут быть использованы как ин-
гибитор гидратообразования. По сравнению с ДЭГом ТЭГ имеет меньшую летучесть и
обеспечивает более значительное понижение температуры точки росы и более высокую
температуру разложения -20б°С, чем ДЭГ (164°С). Потери гликолей в результате их рас-
690
18
Puc..3.14
Схема абсорбционного способа осушки газа
1 —абсорбер; 2 — сепаратор; 3 — разделитель; 4, 5 — нагреватели; 6 — десорбер; 7, 11 — холодильники; 8 сепаратор; 9, 16 емко,
сти; 10, 15 — насосы; 12-*-14 — емкости; 17 — сырой газ; 18 — сухой газ.
со
творений в конденсате составляют 0,25-Ю,7540'3м3 и на 1 м3 конденсата и существенно
зависят от содержания ароматических углеводородов в составе конденсата. С точки зре-
ния биологического разложения и охраны окружающей среды предпочтительными явля-
ются этиленгликоль и пропппенглпколь.
Таблица 2.14.
Основные свойства гЛнколеп
Показатели Этнлен-глн- коль Днэнлен- г л НК ОЛЬ Трнэтнлен- гликоль Пропнлен- глнколь
Молекулярная масса 62,07 106,12 150,18 76,09
Относительная плотность 1,116 1,118 1,126 1.034
Температура кипения, °C 197,3 244,8 278,3 188,2
Давление насыщ. паров при 20°С 0,06 0,01 0,01 0,08
Температура замерзания, °C -13 -8 -7,2 -60
Вязкость при 20°С м Па с 20,9 35,7 47,8 36,0
Коэффициент преломления щ20 1,4316 1,4472 1,4559 1,4326
Поверхностное натяжение при 20°С, 103 Н/м 48,4 48,5 45,2 36,5
Удельная теплоемкость кДж'кгК 2,35 2,09 2,20 2,47
Электропроводимость при 25°С Ом ^см1 1,07-Ю-6 злю-8 8,4 108 -
Дипольный момент при 30°С 2,20 2,69 3,0 3,63
Критическая температура. °C 376 410 440 . 351
Критическое давление, МПа 8,26 5,10 3,72 6,32
Осушка газа с применением гликолей обычно осуществляется в противоточных
абсорберах. Снижение температуры точки росы в результате гликолевой осушки зависит
от: концентрации воды в исходном растворе гликоля, температуры контакта в абсорбере,
эффективности контакта газа с абсорбентом, содержания воды и тяжелых углеводородов в
осушаемом газе, давления, температуры и т.д. Наибольшее применение получили тарель-
чатые абсорберы. На газодобывающих предпртытпях некоторых стран используют двух-
ступенчатую осушку газа с применением ТЭГ. Как правило, на первую ступень осушки
подается менее концентртгрованный раствор ТЭГа, а на вторую — высококонцентриро-
ванный раствор ТЭГа с содержанием ТЭГа 99,95%. При такой исходной концентрации
692
ТЭГа температуру точки росы можно довести до — 80°С.
При контакте с газом гликоли поглощают тяжелые углеводороды с общей массой
поглощенных углеводородов 0,3-ь0,45% от массы гликоля, которые отделяются при реге-
нерации ДЭГа.
На рис.4.14 показана регенерация ДЭГа на одном пз газовых месторождений севера
Тюменской области.
На процесс осушки газа абсорбционным способом влияет давление в абсорбере.
Приближенно влияние давления на скорость абсорбции паров воды может быть определе-
но по формуле [16]:
иаб = ОРобщ In (Р2 /Рх )/RT5, (36.14)
где иаб — скорость абсорбции паров воды; Pi, Рг — парциальное давление недиффунди-
рующего газа на входе и выходе из абсорбера; D — кинематический коэффициент диффу-
зшт; R — газовая постоянная; 5 — эффективная толщина диффузионной пленки. Приме-
нение этой формулы для определения влияния давления на скорость абсорбцшт требует
знания величин D и 5. Во избежание трудности, связанной с нахождением величин D и 5,
целесообразно формулу (36.14) использовать для двух значений давления. Тогда вместо
(36.14) можно определить:
MPi)/ua6(P2)=bi^l-/ln^2. (37.14)
Рвх1 / РВХ2
С увеличением давления в абсорбере уменьшается количество гликолевого раство-
ра. Прп выборе способа осушки сероводородсодержащего газа абсорбцией следует учесть,
что содержание влаги в таких газах больше, чем в газах без сероводорода.
Прп продолжительных контактах гликоля с сероводородом и углекислым газом
гликоль становится кислым и усиливает коррозию оборудования. Поэтому прп разработке
рекомендаций по осушке сероводородсодержащего газа абсорбционным способом следует
предусмотреть предварительную сепаратно газа перед его подачей в абсорбер.
В проекте разработки залежи в разделе по подготовке газа на промысле в случае
выбора абсорбционного способа должен быть установлен режим осушки газа. К режиму
осушки относятся: число тарелок в абсорбере, количество абсорбента, начальная и конеч-
ная концентрацтш абсорбента, диаметр абсорбера, конструкция тарелок, пропускная спо-
собность абсорбера и т.д. При расчетах режима осушки температура газа в абсорбере (по
его высоте) принимается постоянной.
Количество регенерированного абсорбента Gag, обеспечивающего требуемую точку
693
694
Рис. 4.14
Схема регенерации ДЭГ’а на месторождениях севера Тюменской области
росы, определяется по формуле:
Ga6 = Wx2/(x]-x2), (38.14)
где W — влагосодержанпе газа, извлекаемого в процессе осушки, кг/час; хь х2 — массо-
вые концентращш абсорбента на входе и на выходе из абсорбера. В таблице 3.14 приведе-
ны рекомендуемые величины абсорбента при различных концентрациях, давлениях и
температурах для осушки сеноманского газа.
Пропускная способность абсорбера определяется по формуле:
лРгР-К-Т0
k 4Z 9°% ’
(39.14)
где Р — давление в абсорбере, D — диаметр абсорбера, м; Tq=273 К, Тср — температура
контакта, р — плотность газа в рабочих условиях, кг/м3; К — коэффициент, равный
К=0,818.
Диаметр абсорбера может быть определен по формуле (39.14) прп известном Q или
по формуле:
D = [4vceK/7tWraax]4 (40.14)
где исек — секундный объем газа в условиях абсорбера, м3/с, WMaK — максимально допус-
тимая скорость газа, зависящая от конструкцгпт тарелки, расстояния между тарелками,
расхода жидкости и свойств систем. Величина <омак определяется по формуле:
Wmax = Cmax [(рж - рп)/рп]0-5, (41.14)
Стах — коэффициент, включающий в себя все перечисленные выше факторы и оп-
ределяемый для тарелок каждого типа. В зависимости от направления движения газа и аб-
сорбента на тарелках разработаны тарелки колпачкового и перекрестного питов, сетчатые
и клапанные тарелки и т.д. Прп выборе пита тарелок необходимо учитывать пропускную
способность, гидравлическое сопроптвление, унос абсорбента, расстояние между' тарел-
ками и т.д.
В рекомендациях по абсорбционному способу подготовки газа должны быть учте-
ны и спрогнозированы изменения давления и температуры газа в процессе разработки,
увеличение влажноспт газа и снижение количества подготавливаемого газа в период па-
дающей добычи газа. Эпт показатели предопределяют мощность установок и количество
абсорбента во времени. При этом качество подаваемого в газопровод газа должно оста-
ваться неизменным.
Еще одним важным звеном в схеме подготовки газа абсорбционным способом яв-
ляется десорбер. Прп десорбции из насыщенного абсорбента отпариваются жидкие ком-
695
696
Таблица 3.14
Концентрация абсорбента,% 97,0 97,5 98,0 98,0 98,5 98,5 98,5 98,5 98,-5 98,5 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0 99,0
Температура контакта, С 5 6 7 8 9 10 И 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Рекомендуемая удельная подача абсорбента — ДЭГа при различных Р., Т и концентрациях, кг/1000 м3 Давление, МПа
8,0 5,5 5,0 5,0 5,2 5,0 5,2 5,5 5,8 6,2 6,6 6,5 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0
7,5 5,7 5,2 5,2 5,4 5,2 5,4 5,9 6,0 6,4 6,8 6,7 7,2 7,7 8,2 8,7 9,2
7,0 6,0 5,5 5,5 5,7 5,5 5,7 6,0 6,3 6,7 7,1 7,0 7,5 8,0 8,5 9,0 9,5
6,5 6,4 5,9 5,9 6,1 5,9 6,1 6,4 6,7 7,1 7,5 7,4 7,9 8,4 ’ 8,9 9,4 9,9
6,0 7,0 6,5 6,5 6,7 6,5 6,7 7,0 7,3 7,7 8,1 8,0 8,5 9,0 9,5 10,0 И,1
5,5 7,8 7,3 7,3 7,5 7,3 7,5 7,8 8,1 8,5 8,9 8,8 9,3 9,8 10,3 10,8 12,0
5,0 9,0 8,5 8,5 8,7 8,5 8,7 9,0 9,3 9,7 ю,1 10,0 п,о 11,5 12,0 12,5 13,0
4,5 10,5 10,0 10,0 10,2 10,0 10,2 10,5 10,8 11,2 11,6 11,5 12,0 12,5 13,0 13,5 14,0
4,0 12,5 12,0 12,0 12,2 12,0 12,2 12,5 12,8 13,2 13,6 13,5 14,0 14,5 15,0 13,5 16,0
поненты, добываемые вместе с газом. В десорбере эти жидкие компоненты переводятся в
газовую фазу, абсорбент становится восстановленным.
14.3.4. Регенерация гликолей при абсорбционном способе
подготовки газа
Регенерация гликолей является неотъемлемой частью процесса осушки газа аб-
сорбционным способом. В десорбере, где происходит регенерация насыщенного абсор-
бента, режим работы должен обеспечить минимальные потери абсорбента и максималь-
ную концентрацию возвращаемого в абсорбер гликоля. При нормальном режиме работы
установки по осушке потери гликоля не превышают 0,008.10'3 кг/м3 осушенного газа. Ве-
личина потерь гликоля увеличивается при наличии в осушаемом газе конденсата с арома-
тическими углеводородами и других компонентов, растворяющих гликоли. Потери глико-
ля увеличиваются и при пенообразователи в результате загрязнения гликоля тяжелыми уг-
леводородами, соленой водой и т.д.
В настоящее время для регенерацшг насыщенного абсорбента предложены не-
сколько способов. Выбор способа регенерации зависит от требуемой степени осушки газа.
Одним тгз наиболее распространенных методов регенерацтш является ректификация, т.е.
разделение гликоля от поглощенных жидкостей, исходя тгз разносит температур кипения
гликоля, воды и конденсата. Концентрация регенерированного абсорбента зависти от дав-
ления, при котором происходит регенерация. Концентрация гликоля доходит до 97ч-98%,
если процесс происходит под давлением несколько большим атмосферного. Обычно при
регенерацтш ДЭГа и ТЭГа температура в нижней части десорбера ограничивается темпе-
ратурой начала их разложения, т.е. при Т=164°С для ДЭГа и Т=204°С для ТЭГа. Для орп-
ешттрованпя по показателям осушки газа с применением ДЭГа и ТЭГ а следует учесть ре-
зультаты опытов, проведенных в США, которые приведены в виде таблицы в работе [16].
В целом же проектировщик должен знать, что наибольшую концентрацию абсорбента
можно получтггь при вакуумной регенерацтш. При вакуумной регенерацтш гликолей кон-
центрация доходит до 99,1-99,95%. С такой концентрацией ТЭГ а при температуре контак-
та 10°С температура тошен росы газа доходит до минус 70°С. Различные способы регенера-
ции гликолей пртгведены в работе [16]. При проектировантш способа регенерации насыщен-
ных гликолей следует обраттггь внимание и на способ регенерации отдувочным газом.
Расчет процесса регенерации абсорбента можно протгзвести по методу Кремсера-
Брауна. При расчете десорбцтш используют формулу:
697
<p = [Sn+1-S]/[S«+1-1] (42.14)
где ср — коэффициент отпарки, так называемого «ключевого» компонента (ключевым
компонентом считается наиболее трудноотпарпваемый компонент, т.е. наименее летучий),
S — фактор отпарки (десорбции), определяемый по формуле:
S = KW/L, (43.14)
К — константа равновесия ключевого компонента прп отпарке. Если происходит только
отпарка воды, то К будет константа равновесия вЪды; L — число молей насыщенного аб-
сорбента; W — число молей отдувочного газа. Технические параметры десорбера выби-
раются так же, как и абсорбера. Значение коэффициента К в системе абсорбент — вода
определяется по изобарам для ДЭГ—вода и ТЭГ —вода. В таблице 4.14 приведены значе-
ния коэффициента К для различных давлений и температур. Для расчета должны быть из-
вестны (заданы) состав и количество насыщенного гликоля, содержание гликоля в регене-
рированном растворе, режим десорбера, теоретическое число тарелок.
Определение количества отпарного газа, обеспечивающего необходимую степень
отпарки. Согласно [16] расчеты ведутся по схеме:
— определяют требуемую степень отпарки ф (если она не дана)
Ф = 1- ai(l- a2)/a2(l - aj), (44.14)
где ai и a2 — массовая для гликоля в насыщенном и регенертгрованном растворах.
— используя диаграмм}' Кремсера [16], по известному теоретическому числу таре-
лок и и коэффициенту ф определяют фактор десорбщщ S;
— определяют число молей гликоля в насыщенном растворе L
L = Gai/M; (45.14)
— определяют среднюю температуру в отпарной колонне (десорбере)
Тср - Т, - СЧф(1 - ai)/2C(G +GOT), (46.14)
где G— масса раствора, кг; М — молекулярная масса гликоля; Gor — масса отпарного га-
за; q— теплота парообразования воды; С — удельная теплоемкость раствора гликоля;
Ti — температура входа гликоля в колонн}';
— определяют количество молей отпарного газа W при известных К, L и S по
формуле (43.14). Зависимость концентрацгщ ТЭГа от количества отдувочного газа при
различных Р и Т, приведенную в [16], можно использовать для получения высококонцен-
трированного ТЭГа. С этой же целью можно использовать и номограмму' для расчета про-
цесса регенерации раствора ТЭГ в зависимости от количества отдувочного газа при раз-
личных Р и Т в десорбере.
698
Таблица 4.14
Система Темпера- тура, °C Давление, мм рт. ст.
200 300 400 500 600 700 800 900 1000
ДЭГ-вода 125 6,8 5,0 3,8 3,2 2,7 2,3 2,0 1,8 1,7
150 16,5 10,0 7,5 5,9 4,9 4,1 3,7 3.2 2,8
164 23,0 16,0 11,2 9,0 7,4 6,3 5,5 4,9 4,3
ТЭГ-вода 150 9,0 6,5 5,2 4,2 3,8 3,2 2.8 2,6 2,3
175 12,5 9,4 7,5 6,5 5,7 5,1 4,7 4.2 4,0
200 21,0 15,0 11,5 9,2 8,2 7,1 6,3 5,7 5,4
ДЭГ 125 0,056 0,041 0,037 0,029 0,026 0,023 0,021 0,019 0,017
140 0,096 0,068 0,054 0,045 0,040 0,035 0,032 0,020 0,026
150 0,160 0,110 0,088 0,072 0.060 0,034 0,048 0,043 0,040
160 0,250 0,180 0,140 0,120 0,100 0,090 0,080 0,070 0,065
170 0,300 0,240 0,195 0,158 0,140 0,122 0,114 0,102 0,094
ТЭГ 160 0,075 0,060 0,042 0,035 0,030 0,026 0,023 0,021 0,020
185 0,194 0,124 0,102 0,082 0,070 0,060 0,053 0,047 0,043
190 0,225 0,150 0,118 0,093 0,080 0,067 0,059 0,053 0,048
200 0,301 0,202 0,158 0,123 0,103 0,092 0,080 0,073 0,066
210 0,480 0,340 0,225 0,210 0,178 0,147 0,127 0,120 0,105
В проекте разработки должны быть учтены изменение свойств гликолей прп пх
контакте с минерализованной водой и предусмотрена очистка растворов гликолей от со-
лей. Очистка гликолей от растворенных солей может быть осуществлена путем использо-
вания нонистых фильтров пли химических реагентов.
14.3.5. Условия выбора адсорбционного способа подготовки газа
При проектирована разработки газовых месторождений адсорбционный способ
подготовки газа должен быть выбран в зависимости от состава добываемой продукщш и
климатических условий добычи и транспорта газа. Основным преимуществом адсорбци-
онного способа осушки газа является обеспечение практически самой низкой температу-
699
ры толчки росы по сравнению с другими методами подготовки газа. Процесс адсорбции
отличается от абсорбции тем, что в качестве поглотителя влаги используются твердые
сорбенты. В качестве адсорбента используют: бокситы, активпрованньпт уголь, силикаге-
ли, цеолиты (молекулярные сита) и т.д. Адсорбционную емкость в %, кг/кг или ПУ3 кг/кг
принято называть активностью адсорбента.
Для снижения гидравлического сопротивления слоя адсорбента, оказываемого по-
току газа, адсорбенты изготавливают в виде гранул или шариков. Естественно, что чем
меньше размеры гранул или шариков, тем больше поверхность поглощения влаги и кон-
денсата и тем выше гидравлическое сопротивление. Пз перечисленных выше адсорбентов
для осушки газа месторождении Мессояхское и Медвежье был использован силикагель
марки А. Удельная поверхность этого силикагеля составляет 700 м2 на 1 грамм. Адсорб-
ционный способ подготовки газа используется и для получения отдельных компонентов
природного газа, в частности гелия. Технологическая схема подготовки газа адсорбцион-
ным способом показана на рис.5.14. Основными звеньями этой установки являются: сепа-
ратор (каплеотбойник), разделительная емкость, печь, адсорберы (десорберы), холодиль-
ник. В целом эта звенья могут быть в несколько иной форме, хотя при этом сущность
процесса осушки не изменится.
При проектировании подготовки газа адсорбционным способом проектировщик
должен выбрать адсорбенты, учесть состав поступающего в адсорбер газа и изменение
содержания влаги по воде и по углеводородному конденсату, а также изменения термоба-
рическпх параметров газа. Далее в проекте должны быть определены основные параметры
адсорбера. К основным параметрам адсорбера относятся: продолжительность цикла, по-
ристость адсорбента, количество адсорбента, мтщпмально необходимая высота адсорбен-
та, скорость движения газа в адсорбере, потерн давления в адсорбере и т.д. Пористость
адсорбента определяется по формуле:
in = (d - 5) • 100/d, (47.14)
где d — плотность материала адсорбента, 8 — кажущаяся плотность адсорбента.
Количество адсорбента, загружаемого в адсорбер, определяется по формуле:
G = G„t/acp, (48.14)
Gn — количество поглощаемых компонентов, кг/час; t — время адсорбции; аср — средняя
активность адсорбента, кг/кг. Числитель формулы (48.14) показывает количество погло-
щенных компонентов за цикл. Величину Gn можно определить по формуле:
Gn = ur(W1 —W2), (49.14)
700
Рис. 5.14
Схема адсорбционного способа осушки газа:
1 сепаратор; 2, 3 адсорберы (десорберы); 4 — штуцер; 5 —• печь; б — холодильник; 7 — сепаратор, 8 разделительная емкость.
о
где vr — объем газа, проходившего через адсорбер, м3/час; Wi, W2 — соответственно вла-
госодержанпе газа до и после адсорбера, кг/м3. Минимально необходимую высоту слоя
адсорбента следует определить по формуле:
L min = Gnt/0,785acppaD2, (50.14)
где D - диаметр адсорбера, м; ра — плотность адсорбента, кг/м3.
Скорость потока газа через адсорбент определяется формулой:
и = иг /0,785-3600, * (51.14)
где иг — объем газа, проходящего через адсорбент за час в м3.
Потери давленти в адсорбере рассчитываются по формуле:
ДР = Рвх - Рвых = 2XprU2£/d3g m, (52.14)
где % — коэффициент тренти; рг — плотность газа в условиях адсорбера; и — скорость
двпженти газа, определяемая по формуле (51.14); t, — высота слоя адсорбента; ф — экви-
валентный диаметр частиц адсорбента, если они изготовлены в виде гранул, пт — порис-
тость слоя адсорбента. Коэффициент тренти л для слоя адсорбента зависит от числа Рей-
нольдса Re, величина которого определяется формулой:
Re= ифрг /mjLirg, (53.14)
где цг — вязкость газа. Для различных значений Re коэффициент тренти % приведен в
таблице 5 14.
Таблица 5.14
Re 0,1 1.0 10 100 1000 >1000
А 4500 500 50 10 5,3 5,5-5-5,3
Исходя из того, что гранулы выпускаются с определенными размерами, ниже для
таких гранул приведены значенти эквивалентного диаметра ф (см. табл. 6.14).
Таблица 6.14
Размеры зерен адсорбента, мм 4,7—8,3 2,17-5-4,70 1,34—2,17
Эквивалентный диаметр ф, мм 3,9 2,77 1,13
Удельную нагрузку слоя по воде Q определяют по формуле:
Q = VrW/0,785D2, (54.14)
где W — влагосодержание газа, кг/м3.
При известном Q определяется время работы слоя адсорбента, т.е. продолжитель-
702
ность цикла tq:
tq = O,Olap//g. (55.14)
На адсорбционных установках по осушке газа месторождения Медвежье парамет-
ры газа были: Рад=б, 7-5-7,85 МПа, Тад=15°С, скорость газа 0,07-5-0,08 м/с, объем газа
210-5-250 тыс.м3/час газа. Расчетный срок работы загрузки адсорбента равен 2 годам. Тем-
пература точки росы в начальный период загрузки равна -35°С, а в конце, т.е. после 2-х
лет работы, -2О-5--25°С. При проектированшт системы адсорбционной подготовки газа на
месторождении были получены: длительность цикла адсорбции 35-5-12 часов; десорбции
— 20-5-8 часов, а охлаждение регенерированного адсорбента — 6-5-4 часа. При этом темпе-
рагура газа при адсорбции составляла около 14°С, десорбцшг — 180-210°С и после охлаж-
дения — около 50°С.
Эти данные могут быть ориентиром для проектировщика при выборе способа ад-
сорбционной осушки газа на новых месторождениях. На примере Медвежьего месторож-
дения были показаны основные параметры адсорбционного способа подготовки газа. К
изложенному следует добавить то, что при регенерацт адсорбента горячим газом с тем-
пературой Т=210-г230°С степень извлечения тяжелых углеводородов составляет около
80% от пх содержания в отсепарированном газе. Прп этом сравнительно легкие углеводо-
роды с температурой кппенти Ткип<190°С вытесняются водой и тяжелыми углеводородами
и отводятся из адсорбера с сухим газом, а тяжелые с температурой кипения Ткип>290°С
сорбируются силикагелем. Технические характеристики выпускаемых промышленностью
силикагелей, активных углей, молекулярных ст приведены в работе [16] и при проекти-
ровании обустройства и выборе адсорбционного способа подготовки газа могут быть ис-
пользованы.
14.3.6. Заводская подготовка газа
Этот пункт не является определяющим для проектировщика при прогнозированшг
основных показателей разработки. Однако при оценке рентабельности разрабатываемого
месторождения и расчетах технико-экономических показателей необходимы количества
получаемой товарной продукщш, его изменение в процессе разработки и реализации этой
продукции. Заводская подготовка газа связана с наличием в составе добываемого газа
кислых, коррозионно-активных компонентов и необходимостью выделенги ценных газо-
703
образных компонентов, например, гелия. Однако заводская подготовка газа прежде всего
относится к его очистке от сернистых соединении. Таких крупных заводов в России два:
Оренбургский и Астраханский газоперерабатывающие заводы. Технология очистки газа
от сероводорода и получения чистой серы на этих заводах может быть частично использо-
вана при проектировании разработки сероводородсодержащпх месторождений природных
газов.
Для очистки газов от кислых компонентов можно использовать жидкие и твердые
поглотггтелп В свою очередь жтгдкостные процессы очистки газа имеют несколько разно-
видностей, в частности, хемосорбционные, абсорбционные, комбинированные-и окисли-
тельные процессы. На указанных выше газоперерабатывающих заводах использован хе-
мосорбцпонньгй процесс с использованием диэтаноламина . Технологическая схема пере-
работки газа на Оренбургском ГПЗ показана на рис.б. 14. Основными узлами этой схемы
являются: сепаратор, абсорбер, теплообменники, емкости, холодильники, десорбер, испа-
ртпель, насосы, конденсатор и т.д. Следует учесть, что хемосорбционный процесс осуще-
ствляется, кроме диэтаноламина, моноэтанолампном, триэтаноламином, дшвопропанола-
мпном и дигликольампном, а также аминокислотами. Основные свойства этаноламинов
приведены в таблице 7.14.
Поглотительные способности аминовых растворов зависят от концентрацгш по от-
ношению к кислым газам. С увеличением концентрацгш аминов в растворе практически
линейно увеличивается поглотительная способность. При поглощеншг сероводорода вы-
деляется тепло. Для МЭА теплота реакцшг равна 1906, а для ДЭА — 1190 кДж/кг. Тепло-
та реакцгш с СОг Для МЭА равна 1919 и для ДЭА — 1517 кДж/кг. Существенным являет-
ся обоснование исходного состава продукта для очистки. При разработке проекта Орен-
бургского ГПЗ был принят среднгпг состав поступающего на очистку в ГПЗ газа. Соглас-
но этому составу содержание кислых -компонентов было Nj — 5,93%, СОг —- 0,49% и H2S
— 2,05 % объемных. Однако в процессе разбуривания залежи было установлено изменение
содержания сероводорода по площади и по толщине. Эти изменения должны быть учтены
при определении удельного расхода раствора амина. В Оренбургском ГПЗ для поглощения
кислых компонентов в абсорбер подается 25% водного раствора ДЭА двумя потоками на
середину абсорбера — на 11-ю тарелку и на верхнюю при температурах 50 и 45°С соответ-
ственно. На один киломоль кислого газа расходуется 0,738 м3 25% раствора ДЭА. Очгпцен-
ный газ подается на установку осушки, а насыщенный раствор ДЭА с низа абсорбера через
выветриватель направляется на регенерацию, т.е. в десорбер. Аминовый раствор из десор-
бера поступает в испаритель, где нагревается до 130°С, и затем направляется
704
705
Рис. 6.14
Схема подготовки газа на Оренбургском ГПЗ:
I сепаратор; 2, 7 — теплообменники; 3 — абсорбер; 4 — емкость для амина; 5, 11 — водяные холодильники; 6 — выветриватель;
8 холодильник; 9 десорбер; 10 — конденсатор; 12 — емкость орошения; 13 — насос; 14 — испаритель.
в куб десорбера. Проектный режим десорбера предусматривает давление Р=0,24 МПа и
температуру T=100-j-108 °C, а температуры низа и верха колонны соответственно 130 и
111 °C. Регенерированный амш после частичного охлаждения в теплообменниках, а затем
в воздушных холодильниках с температурой Т=50°С поступает в емкость для хранения
амина.
Таблица 7.14
Показатели МЭА ДЭА ТЭА
Внешний вид прп Т = 20°С Бесцветная жидкость Бесцветные кристаллы Бесцветная жидкость
Молекулярная масса 61,08 105,14 149,19
Плотность при Т = 20°С, кг/л 1,018 1,092 1,126
Температура кипения при Р = 10 мм рт. ст., °C 64 150 193
“ ’ при Р = 100 мм рт. ст., °C 114 205 266
“ прп Р = 760 мм рт. ст., °C 171 271 -
Температура замерзания, °C 10,5 28 21
Теплота испарения, кДж/кг 825 662 536
Вязкость прп Т — 20°С, Н-с/'м2 0,024 0,38 1,01
Используемая концентрация для очистки, % 15 25 35
Упругость паров чистого амина при Т = 38°С 1,55 0,005 0,005
Коэффициент регенерации Т = 20°С 1,4539 1,4776 1,4852
Коэффициент диссоцпацгш Т = 20°С 5-10-5 6-1 о-6 3-1 о-7
Производительности абсорбера и отпарной колонны могут: быть определены по
графикам, показанным на рис.7.14 а, б при использовании 15% МЭА. Поглотительная
емкость абсорбента, зависящая от расхода и составов газа и жидкости, может быть оцене-
на по формуле:
а = «нас - Oper= GACc-Ma /L-Ca-22,4. (56.14)
где анас, «рег — степень насыщеши растворов, моль/моль; G — расход газа, м3/час; L —
расход абсорбента, кг/час; ДСс — разность концентраций всех кислых компонентов в
706
Рис.7.14
Производительность абсорбера (а), отпарной колонны (б):
Кривые 1*8 (а) — при диаметрах абсорбера D = 0,061; 0,93; 1,22; 1,52; 1,85;2,13;2,43 и 2,74.
Кривые 1*3 (б) — скорость газа в прорезах тарелки; и = 4,6; 3,7 и 3,0 м/с при массовом
содержании МЭА 15%.
707
сырьевом и товарном газе. %; Ма — молекулярная масса абсорбента; Са — концентрация
амина в исходном растворе, %.
В работе [16] даны рекомендации к проектированию аминовых установок для очи-
сткхтТазов, содержащих кислые компоненты, с использованием МЭА и ДЭА. Эти реко-
мендации могут служить ориентиром для проектировщика:
1. Оптимальный расход раствора МЭА равен 1 моль на 0,3 моля кислых компонен-
тов, а раствора ДЭА — на 0,4 моля кислых компонентов. Массовые доли МЭА в
растворе должны быть не выше 20%, а ДЭА — 30%.
2. Теоретическое число тарелок в абсорбере должно быть не меньше 4. Если та-
релки колпачковые, то максимальная скорость потока газа в прорезях должна
быть 0,6<и<0,9 м/с.
3. Регенерацию раствора следует проводить при Р<0,07 МПа и Т<121°С в испари-
теле. Расход пара должен быть Qn~l,2 кг на 10 л раствора. Содержание серово-
дорода в регенерированном растворе не должно превышать 0,7 г/л, в противном
случае степень очистки газа существенно снизится.
4. Скорость паров и газов в свободном сечении отпарной колонны должна быть
и<0,12 м/с. Колонна должна иметь не менее 15 тарелок или слой посадки, экви-
валентный 3-4 теоретическим тарелкам. Раствор амина следует ввести на тарел-
ку, номер которой соответствует 2/3 общего числа тарелок (считая снизу).
5. Для уменьшения потерь амина в верхней части абсорбера следует установить
коагулятор, а после абсорбера сепаратор.
б. Температура регенерированного раствора должна быть выше температуры вы-
ходящего пз абсорбера очищенного газа. Температура насыщенного раствора на
выходе пз абсорбера должна быть ТВЫХ>49°С.
Очистка кислых компонентов на газоперерабатывающих заводах осуществляется
для получения не только кондиционного газа, но и серы. В зависимости от состава газа
используют различные варианты окислительных процессов. Химический процесс получе-
ния серы происходит по следующей схеме:
H2S+ |(Э2 H2O+SO2+520-ь578 кДж;
2H2S+SO2 Д 2H2O+-Sn +884-150 кДж.
п
Кроме получения чистой серы в два этапа, как это следует пз приведенных реак-
ций, происходит и прямое окисление по схеме:
708
H2S+|o2 ->H2O + S+150120 кДж.
Эта реакция сопровождается большим количеством теплоты. Количество получае-
мой от сероводорода чистой серы зависит не только от соотношения расходов воздуха и
кислого газа, но и от температуры сырьевого газа, скорое™ газа в конверторе, температу-
ры печи п т.д. Процесс конверсии сероводорода в серу может быть ускорен путем приме-
нения катализаторов, в частости бокситов. Получение элементарной серы на Оренбург-
ском ГПЗ осуществляется по схеме установки Клауса, для чего смесь кислых газов из ус-
тановок регенерацтш насыщенного раствора ДЭА и стабилизации конденсата поступает в
сепаратор для отделения от жидкое™. Далее этот газ направляется в камеру сгорания в
реакционной час™ печи. Туда же подают воздух. Выходящие горячие газы попадают в
радиационную секцию печи, где температура доходит до 1000°С, а затем они поступают в
конвекционную секцию и охлаждаются до 370°С. Полученную жидкую серу отправляют
на хранение.
14.3.7. Подготовка продукции скважин газонефтяных месторождений
Постановочно при рассмотрении подготовки продукции скважин газонефтяных
месторождений проектировщик должен исходить из следующих позиций:
1. Соотаошенпе запасов газа и конденсата в стоимостаом выражении значительно
выше, чем запасы, точнее извлекаемые запасы, нефти.
2. Система обустройства промысла, т.е. сбор и подготовка газа и нефти, должна
быть создана во взаимодействии схем сбора газа и сбора неф™, с учетом числа и
расположения эксплуатационных газовых, нефтяных и нагнетательных скважин.
При этом должны быть учтены способ поддержания пластового давления (газом
или водой), внутриконтурное или законтурное заводнение, а также сроки ввода
в разработку газоносной час™ и нефтяной оторочки. К этому следует добавить
географические условия для размещения скважин, УКПГ, УПСН и УКПН.
При проектировании разработки таких месторождений проекшровщик обязан
предусмотреть возможност одновременного отбора газа, конденсата и нефта с поддер-
жанием пластового давления путем отбора конденсата, нефти и закачки отсепарированно-
го газа в пласт; путем одновременного отбора газа, конденсата и нефта и закачки воды в
нефтяную оторочку, путем опережающего отбора нефти и закачки воды в пласт и путем
709
частичного поддержания пластового давления и одновременной добычи газа, конденсата
и нефти. Последний вариант был осуществлен при разработке валанжинских газоконден-
сатонефтяных месторождений. Авторы этого варианта исходили го того, что пластовое
давление в нефтяной оторочке намного выше давленти насыщения нефти газом. Поэтому
на начальной стадии прп условии Рпл^Рнас дегазация нефти в пласте не происходит. Одна-
ко это не означает, что по мере снижения пластового давления в газонасыщенной части
пласта нефтяная оторочка не деформируется. В проекте*должен быть рассмотрен вариант
использования полностью загазованных или обводненных нефтяных скважин как экс-
плуатационных газовых. Поэтому герметичность нефтяных скважин должна быть анало-
пгчной герметичности газовых. Прп этом проектом должно быть предусмотрено сокраще-
ние числа проектных газовых скважин. Выбор схемы подготовки нефти зависит от термо-
барических параметров нефти в пласте и у устья скважин, от способа эксплуатации сква-
жин. от количества растворенного газа, от ожидаемого обводнения нефтяных скважин
закачиваемой водой илп в результате обводнения скважин подошвенной водой, от состава
добываемой нефти и т.д. Основным принципом, закладываемым на способ подготовки
нефти на промысле, должно быть соблюдение качества нефти, требуемого потребителем
— нефтеперерабатывающим заводом. Схема подготовки нефти газонефтяных месторож-
дений валанжинских отложений показана на рис.8.14. Предлагаемая схема предусматри-
вает подготовку как высоконапорной, так и низконапорной нефти. Как видно из схемы,
при разработке газонефтяных месторождений попутный газ, получаемый прп дегазации
нефти, направляется на УКПГ. Прп проектировании обустройства газонефтяных место-
рождений существенным является и смешивание конденсата и нефти при транспортиров-
ке с учетом влияния заводского процесса переработки нефтеконденсатной смеси. Смеши-
вание нефти и конденсата может быть осуществлено при их близких составах и физиче-
ских свойствах в зависимости от дальнейшего способа переработки. В прпнщше при раз-
работке газонефтяных месторождений в результате прорыва верхнего газа, содержащего
конденсат, к скважине, вскрывшей только нефтяную оторочку, избежать смешивания
нефти с конденсатом не удается. Однако прп необходимости, если требования потребите-
ля к нефти достаточно жесткие, в проекте можно использовать такие режимы работы
скважин, которые могли бы исключить прорывы газа к нефтяной скважине через перфо-
рированный нефтеносный интервал.
710
Схемы подготовки нефти на газонефтяном месторождении: (а) — схема УПСН; (б) — схема УКПН
Глава 15. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ II ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
15.1. Общие положения
Возникновение необходимости проанализировать прогнозируемые показатели раз-
работки является следствием того, что принимаемып*при проектировании разработки ме-
сторождений объем исходных данных и его качество не позволяют гарантировать досто-
верность прогнозируемых показателей с высокой степенью точности. Необходимо исхо-
дить пз того, что по объективным причинам к моменту составления проекта разработки
из-за ограниченного числа скважин на площади газоносности и естественной неоднород-
ности залежей углеводородов невозможно однозначно и точно определить все необходи-
мые для проектирования разработки залежи параметры пористой среды и насыщающих ее
флюидов и их взаимодействие на различных стадиях разработки.
Получить достоверную информацию о параметрах, используемых при проектиро-
вании разработки, практически невозможно. Это прежде всего связано с очень существен-
ными изменениями по толщине и по площади залежи емкостных и фильтрационных
свойств многослойных неоднородных пропластков. Кроме того, к настоящему времени
теоретически не разработаны методы и технологии точного определения многих парамет-
ров, используемых при проектировании. Перечень исходных данных, подлежащих изуче-
нию при анализе показателей разработки, зависит от метода проектирования.
При прогнозировании показателей разработки приближенными методами без ис-
пользования геолого-математических моделей залежи пли ее фрагмента число парамет-
ров, подлежащих анализу, намного меньше, чем при проектировании разработки место-
рождений с применением численных методов. Если бы к моменту проектирования были
известны все параметры, необходимые для проектирования с высокой точностью, то во-
прос об анализе показателей разработки не возникал бы вовсе. Следует подчеркнуть, что
анализу подвергаются в основном прогнозные показатели разработки залежи, хотя они
носят вторичный характер. А в принципе должна быть проанализирована достоверность
принятых исходных данных при проектировании.
С помощью анализа разработки проверяется соответствие принятых исходных
данных при проекпгровании с фактическими, полученными в процессе разработки. В
процессе разработки достоверность принятых данных сравнивается с аналогичными дан-
ными, полученными из новых скважин и пз повторных исследований. Многие тгз исход-
712
ных данных, используемых при приближенном методе прогнозирования показателей раз-
работки, обобщаются, осредняются, а затем закладываются в основу проектных расчетов.
В реальных условиях эти осредненные данные могут подтверждаться с определен-
ными отклонениями в большую или меньшую сторону по отдельным скважинам, но в
среднем они должны совпадать с проектными. На практике проектирования разработки
газовых и газоконденсатных месторождений хорошее совпадение принятых при проекти-
ровании данных с фактическими имеется в двух случаях:
— когда пласт и его содержимое сравнительно однородны;
— когда на месторождентш пробурено и исследовано большое количество сква-
жин, а также изучена их продукция.
Таким образом, сущность понятия «Анализ разработки месторождений углеводо-
родов» заключается в выявлении точности принятых данных, а следовательно, и совпаде-
нии прогнозируемых показателей с фактическими данными, полученными на месторож-
дении в процессе разработки. Значительное число данных вследствие их малочисленности
выделяется в проекте, и особенно в технологических схемах разработки, как цель, подле-
жащая изучению в процессах разработки.
Задача анализа разработки газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторож-
дений в процессе разработки частично изменяется. Как правило, на ранней стадии разра-
ботки анализируются практтиески все геолого-геофттзические, термодинамические пара-
метры, составы флюидов, их изменение по залежи, результаты исследования, технологи-
ческие режимы работы скважин, устойчивость дебитов, параметры вскрытия, распределе-
ние и изменение давления и температуры в системе «пласт-УКПГ», состояние фонда
скважин, сроки их ввода, конструкции скважин, УКПГ, контуры газоносности, положение
ГВК, оценка запасов газа и сопутствующих компонентов и т.д.
На поздней стадии разработки залежи, точнее, начиная с конца периода постоян-
ной добычи газа, когда залежь полностью разбурена, основным предметом анализа стано-
вится не геологическая характеристика залежи, а вопросы очистки и осушки газа в усло-
виях нехватки давления и повышенной температуры разделения продукции по фазам, ха-
рактер депрессионных воронок по площади, ввод ДКС, перераспределение отборов по
участкам, обводнение скважин и залежи, изменение условий подъема твердых и жидких
примесей и т.д.
Анализ разработки газовых месторождений должен проводиться на базе данных,
полученных геологической и технической службами газодобывающих предприятий со-
гласно методике, технологии и частоте проведения исследований, указанных в проекте
713
разработки проектировщиком. В настоящее время в системе ОАО «Газпром» отсутствуют
единые правила, регламенгщзующие содержание документов по анализу разработки.
Поэтому настоящтпг раздел «Руководства» до утверждения регламентирующего до-
кумента должен являться основным ориентиром по содержанию, которое должно быть
представлено заказчику по анализу разработки месторождении природных газов.
15.2. Анализ показателей разработки месторождения, прогнозированных
приближенным методом проектирования
Как было отмечено выше, объем исходных данных, используемых прп приближен-
ном методе проектщзования разработки, значительно меньше, чем при численном методе
с использованием геолого-математической модели залежи пли ее фрагментов. Поэтому
число параметров, подлежащих анализу, при приближенном методе проектирования срав-
нительно невелико.
В целом для рассматриваемого метода проектирования разработки анализу подле-
жат:
1. Геолопгческая характеристика месторождения: строение залежи, ее тип, нашише
и амплитуда тектонических нарушений, основные параметры пласта (пропластков, пачек):
пористость, проницаемость, газонефтеводонасыщенность, толщина, глинистость, минера-
логический состав пород, устойчивость к разрушению, гидродинамическая связь между
пропластками. трещиноватость, параметры и направление трещин, параметры матрицы по
толщине и по площади; наличие и размеры лптолопгческих окон пли экранов и т.д. При
анализе материалов, касающихся геологической характеристики, должны быть использо-
ваны лабораторные исследования по изучению кернового материала, геофизические ис-
следования, проводимые в процессе бурения, и специальные исследования в обсаженных
скважинах, газогидродпнампческие исследования при стационарных и нестационарных
режимах фильтрации, гидрогеологические исследования и другие виды исследователь-
ских работ.
2. Состав и свойства газа, нефти и конденсата, пх изменение по толщине и по пло-
щади залежи; потери конденсата, выход конденсата, наличие коррозионно-активных (кис-
лых) компонентов, ртути, гелия, влажность газа, растворимость газа в нефти и в воде. Со-
ставы газов сепарации, дегазации, дебутанизации, групповой и фракционный составы
конденсата. Конденсатоотдача прп разработке на истощение. Результаты закачки сухого
714
газа в пласт при разработке залежи путем обратной закачки сухого газа в пласт. Прорыв
сухого газа в эксплуатационные скважины. Влияние темпа отборов газа и закачки его в
пласт на коэффициенты газоотдачи.
3. Гидрогеологическая характеристика водоносного бассейна. Оценка режима за-
лежи; физико-химические характеристики пластовых вод. Положение газоводяного (газо-
нефтяного) контакта. Параметры двухфазной зоны, капиллярное давление.
4. Запасы газа, конденсата, нефти и сопутствующих компонентов: серы, гелия, сво-
бодного, растворенного и остаточного газов. Оценка степени участия утвержденных запа-
сов в разработке.
5. Результаты стандартных и специальных исследовании скважин с позиции опре-
деления параметров пластов и обоснования технологических режимов эксплуатации
скважин.
б. Текущие показатели разработки залежи, отборы по годам; в периоды нарастаю-
щей постоянной и падающей добычи газа. Изменение пластового давления пр толщине,
по площади и во времени. Продвижение пластовой воды в газовую залежь. Состояние об-
воднения залежи, зон, дренируемых отдельными УКПГ, кустами и скважинами.
7. Бурение и освоение скважин, тип и расположение скважины. Вскрытие продук-
тивного разреза. Состав бурого раствора, перфорация, интервал перфорации, наличие
фильтра, открытого забоя, их сравнение, конструкция и герметичность скважпн, центри-
рование.
8. Система сбора и подготовки газа, шлейфы, коллектора. Осушка и очистка добы-
ваемой продукщш на промысле, головных сооружениях, ГПЗ. Сроки их ввода, мощности,
расположение УКПГ, ДКС.
9. Показатели принятого варианта разработки и соответствие их принятым проект-
ным и фактическим показателям.
10. Технико-экономические показатели принятого варианта разработки.
11. Работы по интенсификации притока газа, нефти в проектных эксплуатацион-
ных скважинах. Ремонтно-профилактические работы в скважинах.
12. Работы по контролю за разработкой: частота, число и качество работ по кон-
тролю за отдельными параметрами.
13. Работы по охране окружающей среды, труда и природных ресурсов, утилизация
отходов.
В изложенных в общем виде разделах проекта, подлежащих анализу в зависимости
от этапа разработки, часть вопросов подлежит изучению и анализу не в начале разработки,
715
а только на определенном этапе, как, например, анализ влияния ввода ДКС на состояние
подготовки газа на промысле.
Среди перечисленных разделов имеются такие, которые являются определяющими.
Они практически диктуют свои условия всем остальным, хотя и они не менее важные па-
раметры или показатели. К таким определяющим разделам следует отнести:
1. Особенности геолопгческого строения залежи, взаимодействие пропластков,
тектонические нарушения, активность вод водного бассейна.
2. Запасы углеводородов по пропласткам и степень их участия в разработке с уче-
том опережающего обводнения высокопронгщаемых.
3. Технологические режимы работы скважин, устойчивость режима в условиях
возможного образования пиратов в призабойной зоне, разрушение этой зоны, деформа-
ция пласта, образование конуса подошвенной воды.
4. Система разработки с учетом добываемой продукции по площади и по толщине
и взаимодействие газоносных пластов, максимальное извлечение всех компонентов — га-
за, конденсата, нефти и т.д.
5. Полное извлечение тгз газа всех ценных компонентов за весь период разработки
залежи.
Входящие в каждый пз перечисленных разделов параметры должны быть проана-
лизированы на предмет прямого или косвенного соответствия с принятыми при проекти-
ровании и полученными после составленги проекта разработки.
Целесообразно, чтобы каждый тгз разделов со своими принятыми прп проектиро-
вании и полученными в процессе разработки параметрами изучался специалистами соот-
ветствующего профиля.
Однако часто к договору на проведение анализа разработки (иногда такая работа
называется авторским контролем) привлекается только ограниченное число специалистов,
и в группу по прогнозированию не включаются специалисты по всем анализируемым раз-
делам, 1по приводит к неполноценному анализу материалов разработки и одностороннему
изучению только отдельных параметров проекта разработки.
Краткая сущность анализа по каждому из разделов должна сводиться к изучению и
обобщению, а затем к выдаче соответствующих реальным условиям рекомендаций по из-
менению. если это необходимо, положений проекта.
716
15.3. Анализ результатов, полученных после проектирования, по
геологическому строению залежи
В абсолютном большинстве случаев на стадии проектирования разработки залежи
геологическое строение оказывается недостаточно изученным из-за отсутствия полной
информации по оконтуриванию залежи необходимым числом и расположением скважин,
а также из-за сильной неоднородности залежи, значительного количества тектонических
нарушений с различными амплитудами в пределах залежи.
Классическим примером недостаточной изученности залежи перед составлением
проекта могут служить месторождения Шатлыкское и Шебелинскоё. На месторождении
Шатлыкское (Туркменская Республика) при проектировангш запасы газа были приняты
для двух куполов, соединенных между собой газоносным перешейком, около одного
триллиона кубических метров. Однако скважины, пробуренные после составления проек-
та, оказались водоносными, и запасы газа уменьшились до 540 млрд, кубических метров.
Таким образом, недостаточная изученность месторождения привела к полному пересмот-
ру всех проектных показателей, включая экономические.
На Шебелинском месторождении (Украина) огромное число тектонических нару-
шений и неоднородность по трем основным газоносным объектам — НАГ, СМИ и АСК
— привели к длительному изучению структуры залежи и трехкратному переутверждению
запасов газа от 380-109м3 до 700-Ю’м3 и, следовательно, неоднократному пересмотру про-
ектных решений.
Таким образом, одной из задач анализа по этому разделу является определение со-
ответствия новых данных, полученных при разбуривании залежи эксплуатационными, на-
блюдательными и пьезометрическими, а также разведочными (такие скважины бурятся и
после составления проекта для выяснения спорных вопросов, связанных с геологическим
строением залежи) скважинами.
В этом же разделе должны быть рассмотрены выдержанность высоко- и низко-
пористых, высоко- и низкопронпцаемых пропластков и их соответствие по новым сква-
жинам, принятым при проектировании. Наличие в разрезе (вскрытом новыми скважинами
в пределах продуктивной толщи) новых глинистых пачек и их размеры должны быть
предметом анализа геологического строения залежи. Необходимо изучить изменение ха-
рактеристик отдельных пропластков по площади и толщине. К этим характеристикам
прежде всего следует отнести пористость, проницаемость, газонефтеводонасыщенность и
толщину каждого пропластка и тенденцшг в количественном отношеншг изменения этих
717
параметров. Такне данные составляют основу подсчета запасов газа, коэффициента извле-
чения компонентов и активности продвижения контурной и подошвенной вод в залежь и
предопределяют режим залежи, распределение дебитов и депрессий по площади.
Одним из основных вопросов анализа геологической характеристики залежи явля-
ется изучение наличия гидродинамической связи между пропласткам! (слоям!) в преде-
лах рассматриваемого эксплуатационного объекта. Степень этой связи оценивается пара-
метром анизотропии. *
В проекте для определения гидродпнамгаеской связи между пластам! следует ис-
пользовать лабораторное изучение пронгщаемости образцов породы в вертикальном на-
правлении. Для этого целесообразно использовать уникальную установку, рекомендуемую
ГАНГ имЛГМ.Губкпна, схематично показанную на рис. 1.15, и методику определения
вертикальной проницаемости на ней.
Наряду с этим методом, являющимся наиболее надежным для определения для
устойчивых коллекторов, не разрушающихся прп отборе керна, и изготовления образцов
для изучения их пронгщаемости по направлениям, следует использовать методику, изло-
женную в разделе 8 по исследованию скважин. Эта методика позволяет как для устойчи-
вых, так и для неустойчивых коллекторов обработать кривые восстановления давления и
оценить среднюю вертикальную проницаемость по продуктивному интервалу. Более де-
тальную информацию о величине К, по этой методике можно получить путем проведения
поинтервальных исследований в одной скважине и по разным интервалам в разных сква-
жинах прп нестационарных режимах фильтрации.
Наличие гидродинамической связи между пластам! может быть установлено и по .
данным эксплуатацш! скважин, кустов, зон дренирования УКПГ, исходя из характера па-
дения давления по толщине залежи. Такие данные можно получить, исходя пз объемов
добычи газа по объектам через эксплуатационные и наблюдательные скважины с учетом
удельных запасов газа по пропласткам.
Данные о разработке месторождений, прежде всего отборы и характер падения
давления, являются основными источникам! информации, подтверждающими наличие
’нескольких самостоятельных объектов эксплуатацш!.
Очень редко под понятием «эксплуатационный объект» следует пошагать не толь-
ко изолированность газонефтеносных пластов по толщине, но и объект по площади. При-
мером этому может служить месторождение Советабад (Туркменская Республика), где
практически южная часть залежи содержит сероводород, тогда как в северной и северо-
718
Рис. 1.15
Схема установки для определения проницаемости образца породы в любом
направлении: (а) — область фильтрации газа через образец, (б)— схема движения
рабочего газа и высоконапорного газа для обжима
1 — корпус кернодержателя; 3,5 — металлические диски для заглушения торцов образца;
3 — образец; 4 — резиновый манжет;; б — шток для поворачивания образца с помощью
фиксатора с рукояткой; 7 — манометр; 8 — расходомер газа; 9 — элемент образца, по
всей длине которого проходит газ.
719
восточной частях сероводород в составе газа практтгчески отсутствует. Эта особенность
месторождения была использована при проектировании первой очереди освоения залежи.
Предметом изучения и анализа в рассматриваемом разделе должна быть трещино-
ватость коллекторов. При этом особое внимание следует обратить на направление трещин,
густоту, раскрытость, продуктивность этих коллекторов по площади и по толщине в раз-
буренных после проектирования скважинах. Должны быть определены емкостные и
фильтрационные свойства матрицы. Данные, полученные прп лабораторном изучении
трещиноватости и по исследованию скважин, должны быть сопоставлены и обобщены с
учетом возможного загрязнения коллекторов при вскрыпш пласта. Эти обобщения долж-
ны быть учтены при бурении новых скважпн и определении их продуктивной характери-
стики при вскрытии таких коллекторов вертикальными и горизонтальными стволами.
Должны быть проанализированы минералогический состав газонефтеносных кол-
лекторов и изменение этого состава по толщине и по площади. Эти данные должны быть
учтены прп выборе метода интенсификации притока газа и нефти к скважине. Существен-
ный интерес с познщш обводнения газовой залежи имеет литология продуктивного ин-
тервала.
Разбивка продуктивной толщи по пропласткам в рамках разрешающей способно-
сти современного комплекса геофизических исследований с привлечением лабораторных
методов изучения образцов породы и использование полученных результатов в полном
объеме должны составлять основу для подсчета запасов, степени участия каждого пропла-
стка в разработке, возможности обводнения скважин и т.д.
15.4. Анализ составов и свойств газа, конденсата и нефти при наличии оторочки
Для сравнения и анализа состава пластовой продукции прежде всего необходимо
соблюдать требования, предъявляемые к отбору представительной пробы газа, конденсата
и нефти. Данные, полученные по новым скважинам из различных глубин по всей газонос-
ной площади, должны быть изучены с позиции изменчивости состава углеводородов и не-
углеводородных компонентов в продукции скважин. Особое внимание анализу составов
газа, конденсата и нефти следует уделять в том случае, если толщина продуктивного раз-
реза (этаж газоносности) сравнительно большая. Так, например, на газоконденсатонефтя-
ном месторождении Карачаганакское этаж газонефтеносности превышает тысячу метров.
При такой толщине продуктивного интервала вполне естественно, что из-за различия тер-
мобарических условии между кровлей и подошвой структуры существенно изменяется
содержание С5+ в составе газа. Эти изменения закладываются в основу проектирования с
720
целью выявления системы разработки залежи снизу вверх или наоборот. Выбранная сис-
тема должна обеспечить максимальный коэффициент конденсатоотдачи пласта.
Изменчивость состава газа, конденсата и нефти характерны для многих месторож-
дений. Причем эта изменчивость связана либо с особенностью самого месторождения, ли-
бо с процессом добычи газа и нефти. В частности, естественная изменчивость связана со
спецификой образования месторождения путем накопления пли происхождения компо-
нентов газа. Так, например, состав газа Астраханского месторождения весьма существен-
но изменяется по площади и частично — по толщине залежи.
Таблица 1.15
Составы пластовой смеси в скважинах Астраханского месторождения
Компонент смеси Номера скважин Утвержденный по месторожде- нию состав
8 17 32 40 58 73
H2S 24,4 25,37 21,74 16,03 25,60 28,30 24,65
со2 18,66 13,96 10,25 12,63 14,61 17,27 14,22
N2 0,53 0,40 0,67 0,60 0,46 0,49 2,45
С4Н 47,65 52,79 57,33 64,79 50,80 47,49 49,99
С2Нб 2,25 2,12 2,96 2,12 3,35 1,43 1,62
с3 н8 0,88 0,82 1,73 0,82 1,08 0,74 0,98
С4 н10 0,57 0,54 1,05 0,48 0,49 0,56 0,53
С5Н12 5,02 4,00 4,27 2,53 3,61 3,71 5,56
В таблице 1.15 приведены составы газов, добытых из разных скважин Астрахан-
ского месторождения. Такие же тгзменения, но в меньшем масштабе имеют место на
Оренбургском газоконденсатном месторождении. Такие уточненные распределения серо-
водорода в газе Оренбургского газоконденсатного месторождения были установлены в
процессе разработки в результате полного разбуривания месторождения. От качества ре-
зультатов изученти составов газа, конденсата и нефти существенно зависти направление
их переработки и количество получаемой продукции покомпонентно.
Существенное значение имеет анализ характера изменения состава добываемой
продукции из газоконденсатных месторождений в процессе разработки. Как правило, при
проектировании разработки газоконденсатных месторождений проектировщик использует
исходные данные по потенциальному содержанию С5+, по потерям и по выходу конденса-
та, а также по условиям сепарации, при которых газ сепарации соответствует ОСТу газа,
подаваемого в магистральный газопровод. Однако эти показатели в процессе разработки
достаточно часто не подтверждаются по площади залежи и по глубине, вскрываемой про-
721
ектными скважинами. Поэтому в проекте должны быть предусмотрены запланированные
периодические газоконденсатные исследования скважин и отобранных из них проб газа и
конденсата для уточнения выхода конденсата тгз месторождения в целом и по отдельным
участкам, в частности. Как правило, проектные показатели по выходу конденсата в про-
цессе разработки не подтверждаются, и они оказываются завышенными. Такое несоответ-
ствие проектных и фактических показателей по выходу конденсата отчасти возникает и
за счет несоблюдения условий сепарации: давления* температуры, скорости движения газа
в сепараторах и уноса конденсата с газом.
При анализе состава, потерь и выхода конденсата обобщение должно быть сделано
с одновременным учетом изменчивости содержания С5+ по площади и по залежи, исходя
из числа и расположения скважин; тгзмененпя состава в результате перетоков газа из нггз-
копронпцаемых глубоколежащпх пропластков в высокопроницаемые вышележащие про-
пластки. площадных перетоков газа тгз зон, введенных в разработку позднее, чем первые
участки, связанные со стротгтельством и обустройством новых скважин, кустов и УКПГ,
т.е. сроков ввода в эксплуатацию этих объектов.
Предметом аналтгза должно быть тгзменение группового и фракционного составов
конденсата, предопределяющее количество товарной продукции, получаемой из конден-
сата. Анализу должны подвергаться физико-химические и теплофтгзические свойства газа,
конденсата и нефти, входящие в различные расчетные формулы, используемые прп опре-
делении исходных для проектирования параметров, в частности, коэффициенты фильтра-
ционного сопротивления, гидравлического сопротивления труб (затрубного пространст-
ва), по которым движется смесь, параметры сепараторов, теплообменников, адсорбера,
десорбера, регенерационных установок, ДКС и т.д. Перечень этих параметров и методы
их определения приведены в разделах по изучению свойств природных газов, по газокон-
денсатным исследованиям в лабораторных и промысловых условиях.
Должны быть проанализированы данные о принадлежности месторождения к газо-
вым, газоконденсатным, газонефтяным; насыщенности или недонасыщенности пластово-
го газа С5+, давлении начала конденсации и максимальной конденсации. Проверено по
данным проб тгз разных участков залежи поведение фазовой диаграммы и ее изменение во
времени. Исходя ггз полученных данных, должна быть установлена достоверность приня-
того в проекте разработки конечного коэффициента конденсатоотдачи пласта.
Особое внимание следует уделять изменению состава добываемого газа при разра-
ботке месторождения с поддержанием пластового давления путем обратной закачки отсе-
парированного газа в пласт. При этом следует установить сроки прорыва сухого газа в до-
722
оывающпе скважины и содержание сухого газа в дооываемом прп различных темпах за-
качки, в условиях неоднородности и многослойное™ залежи, в разных направлениях от
источника закачки. По полученным данным следует установить целесообразность даль-
нейшей закачки сухого газа в пласт.
15.5. Анализ гидрогеологической характеристики водоносного бассейна
По этому7 разделу анализу подлежат результаты, полученные прп доразведке зале-
жи в процессе разбуривания эксплуатационными, наблюдательными и пьезометрическими
скважинами. Уточнение положения газоводяного и газонефтяного (прп наличии нефтяной
оторочки) контактов и типа залежи (массивный, пластовый, смешанный), схематично по-
казанных на рис. 2.15 а-ьд.
Изучение состава и свойств пластовой воды: минерализация пластовой воды, коли-
чественные показатели растворенных в кластовой воде газов, насыщенность пластовой
воды минеральными солями в пластовых условиях и очередность отложения (осадки) со-
лей при изменении термодпнамтгческпх условий — давления, температуры, а также сме-
шивание пластовой воды с технической и конденсационной водой . Основные параметры
водоносного бассейна, пористость, проницаемость, газоводонасыщенность и толщина от-
дельных пропластков — могут являться основным фактором активности обводнения за-
лежи и скважпн и интенсивности процесса обводнения. Капиллярное давление переход-
ной двухфазной газоводяной и нефтеводяной зон должно быть увязано с размерами этих
зон и опасностью обводнения залежи. Очень существенными в количественном отноше-
нии являются фазовые пронтщаемости для воды газонасыщенной зоны. Если вода подош-
венная, то первоочередное значение имеет вертикальная фазовая проницаемость для воды.
Должен быть щучен порог подвижности по воде при обводненшт газоносной зоны по
пропласткам в лабораторных условиях для образцов породы, представляющих газоносный
пласт по площади и по толщине.
Должен быть проаналпзтгрован характер изменения пронтщаемости по площади на
контакте газ-вода на месторождениях массивного типа и по периметру на месторождениях
пластового и смешанного типов для определения неравномерности обводнения залежи в
процессе разработки. Исследованы пьезометрические скважины для определения пара-
метров водоносной зоны и интенсивности вторжения подошвенной и контурной вод в га-
зовую залежь.
723
ьэ
Рис.2.15
Схема типов газовых и газоконденсатных залежей:
а — массивная газовая; б — пластовая газовая залежь; в — смешанная газовая; г — массивная газонефтяная; д — пластовая газонефтяная.
Требуется изучение и обобщение процесса обводнения скважин пластовой водой,
интенсивности роста минерализации воды, выносимой вместе с тазом из скважин, распо-
ложенных на разных частях месторождения. Необходима детальная интерпретация разре-
за продуктивного пласта от нижней границы интервала перфорации до газоводяного кон-
такта для выявления наличия в разрезе экранирующих поступление пластовой воды в га-
зовые скважины пропластков пли для количественной оценки ожидаемого дебита воды по
фильтрационным параметрам. Выявление наличия суперколлекторов-пропластков, по ко-
торым контурная вода может с опережением обводнить скважины, является весьма суще-
ственным. Должны быть проанализированы результаты промыслово-геофизических ис-
следований по изучению подъема газоводяного контакта по отдельным кустам или участ-
кам, дренируемым скважинами, подключенными в одну пз установок комплексной подго-
товки газа-УКПГ. В зависимости от срока ввода этих участков и емкостных и фильтраци-
онных параметров пластов газоносной зоны и темпа отбора газа подъем ГВК может ока-
заться не одинаковым. В таблицах 2.15 а, б приведены уровни подъема ГВК на отдельных
участках одного пз месторождений севера Тюменской области через 12 лет разработан
залежи. Эти данные являются определяющими для обоснования дальнейшего отбора газа
из месторождения.
Таблица 2.15 а
Подъем ГВК в процессе разработки по фактическим данным
УКПГ Дата ввода УКПГ Общая толщина пласта в м Среднее пласто- вое давление на 01.01.1995, ата Подъем ГВК на 01.01.1995, м
1. 1987 95,5 78,4 15,0
2. 1986 153,8 78,1 8,0
3. 1989 136,9 79,7 10,5
4. 1993 88,1 97,0 3,0
5. 1988 118,1 78,0 11,0
б. 1988 92,9 80,1 12,0
п ! . 1992 78,1 92,1 6,0
725
Таблица 2.15 б
Прогноз подъема ГВК по УКПГ в процессе разработки
УКПГ '\^Годы Параметры 1986 1995 2001 2006 2011 2016
1 Рпл, ата 117,7(1987) 78,4 58,2 45,0 .37,2 36,8 (2013 г.)
h, м 0 15,0 30,0 50,0 71,0 82,0
Ршп ата . 117,9 78,Г 59,5 46,9 38,4 28,1
h, м 0 8,0 32,0 44,0 56,6 76,0
3. P™, ата 109,9(1989) 79,7 58,3 44,6 33,5 25,2
h, м 0 10,5 28,5 48,0 74,5 91,2
4. Рпл, ата 105,4(1993) 97,1 78,4 66,4 56,5 49,3
h, м 0 з,о 13,5 23,7 42,5 56,1
5. Рпл, ата 112,8(1988) 78,0 56,9 43,4 32,5 24,2
h, м 0 11,0 28,0 42,5 67,5 75,5
б. Рпл, ата 113(1988) 80,1 60,1 46,9 37,4 35,8 (2015 г.)
h, м 0 12,0 29,0 49,5 57,0 78,8
/ Рпл, ата 104(1992) 92,1 73,8 61,8 51,7 45,8
h, м 0 6,0 15,0 25,0 37,7 54,1
Примечание: В скобках указаны годы, которым соответствуют приведенные рядом зна-
чения пластовых давлении.
15.6. Анализ достоверности принятых при проектировании разработки
залежи запасов газа, конденсата и нефти
Одной го основных причин корректировки проекта и перепроектггровкп является
достоверность принятых запасов газа. Естественно, что на стадии проектирования разра-
ботки запасы газа, как правило, определяются объемным методом. В разделе по подсчету
запасов указаны основные расчетные формулы, перечень параметров, необходимых для
определения запасов газа объемным методом, и недостатки этого метода. Поэтому анализ
данных разработки залежи с позиции уточнения запасов должен быть проведен, как ми-
нимум, тремя методами: объемным, методом падения пластового давления и применени-
ем геолого-математических моделей залежи пли ее фрагментов.
1. Для уточнения запасов газа объемным методом необходимы сбор и обобщение
новых данных, полученных после составления проекта разработки в процессе разбурива-
726
ния месторождения, исследований скважин и лабораторных изучений кернового материа-
ла. В частности, к таким данным относятся:
— пористость всех пропластков в пределах продуктивного разреза и по площади,
обобщение коэффициента пористости по удельным площадям, величина которой выбира-
ется проектировщиком с учетом изменчивости пористости, а также по пропласткам,
— газонефтеводонасыщенность всех без исключения пропластков геофизическими
и лабораторными методами изучения. Причем определению подлежат и остаточные газо-
нефтеводонасыщенности пропластков. Осреднение коэффициентов газонефтеводонасы-
щенности должно производиться по тем же удельным площадям и пропласткам, по каким
были осреднены и обобщены коэффициенты пористости;
— толщины газонефтенасыщенных пропластков в пределах выделенных удельных
площадей;
— термобарические параметры газа в пределах этих удельных площадей: давлешге,
температура и соответствующие им коэффициенты сверхсжимаемостп, ушпывающие со-
ставы газа по удельным объемам, т.е.:
Ь*УД ^туд'^Г уд'^Г ср'^Т ср- (1-15)
Далее по этим удельным объемам и осредненным PTO ср и cpi следует определить
удельные запасы газа, нефти, конденсата, а затем просуммировать полученные запасы га-
за, чтобы найти общие геологические запасы газа по формуле:
п п
Qs об Qsyfl [К уд' 1ПГ уд 'ЦгуД Уд’Тст ’^ппср уд/Рат’^ПЛ ср уд'^ПЛ сруд]1 ’ (2.15)
1=1 1=1
где п— число удельных площадей на общей площади залежи.
Полученные запасы газа следует сопоставить с запасами газа, принятыми при про-
ектировании разработки залежи. Принятые в системе ОАО «Газпром» условные, но не
регламентированные юридически проектные показатели должны пересматриваться только
в том случае, если новые запасы ниже или выше принятых при проектировании на ±5%.
При значительной толщине газонасыщенного пласта осреднение термобарических пара-
метров газа следует производить по условно усеченным по толщине элементам, как это
показано на рис.3.15. При этом число удельных площадей и элементов, по которым опре-
деляются удельные запасы, будет разное. Такие расчеты по подсчету запасов газа были
выполнены на Шебелинском месторожденгш, этаж газоносности которого составлял 1156
метров.
2. Для уточнения запасов газа методом падения пластового давления с использова-
нием данных разработки залежи и анализа этих материалов необходимы:
727
Рис. 3.7 5
Схема условно усеченной газовой залежи с большим этажом газоносности,
используемая при осреднении термобарических параметров пласта
Рис.4.15
Зависимость Р (t)/znjI.i(t) от ОмвЛО Для определения удельных запасов газа,
дренируемых i-й скважиной
728
— средние пластовые давления по участкам залежи. Размеры и число участков вы-
бираются проекпгровщиком. Следует отметить, что чем больше число участков, тем точ-
нее определяются текущие извлекаемые запасы газа;
— по средним пластовым давлениям и пластовой температуре, исходя из состава
газа, определяются коэффициенты сверхсжимаемостп газа для каждого отрезка времени и
каждого выделенного участка;
— суммарные по отдельным объектам, по пропласткам, по скважинам, кустам,
УКПГ и в целом по месторождению отборы газа. Причем даты расчета - периодичность
суммарных дебитов по отрезкам времени (обычно в качестве отрезка времени выбирают 3
месяца, полгода или один год) должны быть привязаны к датам практически одновремен-
ного замера пластового давления во всех наблюдательных и, желательно, в эксплуатаци-
онных скважинах. По определенным значениям Pm(t), z^fP^t), Тш] и QHo6(t) необходимо
строить зависимость Pra(t)/znjI[p ПЛ (tlTnJ от Qso6(t). Эти зависимости при соблюден™
изохронности замеров давления и отбора газа, т.е. при привязке к единой дате, в сумме
дадут общие запасы, а в отдельности удельные запасы по скважинам, кустам, УКПГ или
по отдельным эксплуатационным объектам, если между этими объектами нет гидродина-
мической связи.
Удельные запасы, дренируемые каждой скважиной, кустом или УКПГ, определя-
ются из зависимостей РПл1 (t)/znni от Qro6 j(t), пример которой показан на рис.4.15. При
этом общие запасы будут Qo6=SQ3ani.
Оцененные таким образом запасы газа должны быть сопоставлены с принятыми в
проекте запасами. Если пмеюпщмися скважинами, кустами и УКПГ не охвачена вся газо-
носная площадь, т.е. залежь дренируется не полностью, то полученные таким образом за-
пасы окажутся заниженными. Однако эти запасы будут текущими и вовлеченными в раз-
работку к данному моменту времени. Такие запасы, в отличие от запасов, определенных
объемным методом, могут быть приняты с более высокой категорией. Обычно степень во-
влеченности запасов газа в разработку в зависимости от размещения скважин и срока их
ввода в разработку может быть охарактеризована по графической зависимости, показан-
ной на рис.5.15. Даже при полностью разбуренном месторожден™ методом падения пла-
стового давления невозможно определить точные запасы, которые будут извлечены из ме-
сторождения. Этот недостаток метода падения пластового давления вызван тем, что в
процессе разработки нтгзкопорпстые и низкопрошщаемые пропластки включаются в раз-
работку только при достижении определенной разницы между пластовыми давлениями
729
Рис.5.15
Зависимость прироста запасов газа от числа скважин в процессе разбуривания
залежи
730
из-за различной степени истощения высоко- и низкопроницаемых пропластков. При этом
существенное значение имеет параметр анизотропии этих пропластков.
Следует иметь в виду, что метод падения давления позволяет определять извлекае-
мые запасы газа только на дату расчета. На точность определения запасов газа методом
падения пластового давления существенно влияет продвижение подошвенной или кон-
турной воды (а на месторождениях смешанного массивно-пластового типа обе одновре-
менно). При этом для оценки вторжения вод в газовую залежь следует пользоваться урав-
нением материального баланса, полученным для упруговодонапорного режима залежи:
Prui(t) _ Рпл (t = о)ин _ рдоб (ОРат'Рпл
z[P(t),Tn„]"zH[p(t)3TnnMt) T„u(t). ’ r }
где ин, u(t)— начальный и текущий газонасыщенные объемы залежи. Величину u(t) опре-
деляют по формуле:
v(t) = vH-Qra(t), (4.15)
QCB(t) суммарное кошгчество вторгшейся в газовую залежь воды на дату подсчета запа-
сов газа. Технология расчета количества вторгшейся воды в газовую залежь и соответст-
вующие формулы приведены в разделе 9. При анализе достоверности принятых запасов
газа, расчете продвижения воды в газовую залежь проектировщик должен не только про-
водить формальные расчеты, но и орпенпщоваться в возможно ожидаемом объеме воды,
который мог внедриться в залежь. Ориентация в возможном объеме вторгающейся воды
необходима ггз-за допущений, принятых прп разработке методики расчета Q^C). При этом
обязательно надо иметь в виду, что объем воды QCB(t) зависит от величины перепада дав-
ления между- газоносной и водоносной зонами, от упругих запасов водоносного бассейна,
от фазовой проницаемости для воды в обводняющихся зонах, от продолжительности раз-
работки месторождения и т.д. Общий вид зависимости QCB(t) от продолжительности раз-
работки показан на рис.б.15. Эта зависимость отражает в основном наиболее часто встре-
чаемые варианты вторжения воды в залежь. Но в принципе зависимость объема вторг-
шейся воды от темпа отбора и его изменений может быть установлена проектировщиком.
Проектировщик обязан прп определешш объема вторгающейся в залежь воды исходить из
неоднородности пласта по периметру газоносности. Следует псходтпъ тгз того, что вода
вторгается в залежь с разных направлений разными темпами не только потому, что газо-
носный пласт по периметру структуры имеет разные проницаемости, но и потому, что за-
висит от последовательности ввода отдельных участков залежи в разработку. Этим опре-
деляется разница в давлениях водоносной зоны и газоносных участков, введенных в раз-
работку в разное время.
731
Qe(t), 106мя
Зависимость объема вторгающейся в газовую залежь воды QB(t) от времени в
процессе разработки
732
Перечисленные выше факторы, влияющие на объем и характер продвижения воды
залежь, должны быть увязаны с количественными и качественными изменениями мине-
ализации добываемой с газом воды, изменением уровня воды в пьезометрических сква-
жинах в пределах газоносности и за ее пределами, темпом снижения пластового давления
[ т.д.
3. Для уточнения запасов, подсчитанных с использованием геолого-
гатематических моделей залежи или ее фрагментов, необходимо в адаптирующуюся мо-
;ель внести значения подсчетных емкостных и фильтрационных параметров, полученных
юсле составления проекта. Такая работа позволит только частично внести изменения па-
раметров отдельных удельных площадей, на которых не были пробурены скважины до
оставления проекта. В принципе новые данные не изменят степень участия отдельных
агзкопористых и низкопронпцаемых пропластков в разработке и сроки их активного
ключения в процесс истощения залежи, так как практически в разрезе любой скважины
(меются низкопорпстые и нпзкопроницаемые пропластки и по уже имеющимся скважп-
гам известны степень их участия в разработке и начало активных перетоков их запасов в
ысокопронтщаемые пласты. Несмотря на возможную незначительность изменения запа-
ов газа при учете новых данных, полученных из скважин, пробуренных после выполне-
сия проекта, в анализе разработки, такая работа должна быть выполнена с целью допол-
игельного подтверждения достоверности запасов, подсчитанных с применением геолого-
гатематгиеских моделей. Пргием эта работа должна быть выполнена без внесения теоре-
ических поправок в программу численного подсчета запасов, которые сами по себе могут
ювлиять на вешгчину запасов газа. Влияние новой информации на вешгчину запасов
;олжно быть установлено по той же программе, которая была использована при допро-
ктном подсчете запасов.
В целом при анализе достоверности принятых в проекте запасов первоочередное
начение имеет точность определения запасов газа. После проверки и переоценки запасов
аза следует пересчитать запасы и сопутствующих компонентов — конденсата, гелия, се-
юводорода и т.д.
733
15.7. Анализ результатов стандартных и специальных исследований скважин
с позиции определения коэффициентов фильтрационного
сопротивления, параметров пласта и режима их эксплуатации
15.7.1. Анализ результатов исследований, проведенных для определения
коэффициентов фильтрационного сопротивления
Анализ результатов проведенных после составления проекта разработки исследо-
ваний следует производить, исходя пз назначения этих исследовании, предусмотренных
проектом. Независимо от типа скважин — вертикальная пли горизонтальная, эти исследо-
вания проводятся в:
— вновь пробуренных и имеющихся в момент составления проекта скважинах,
предусмотренных проектом по контролю за разработкой и для проверки некоторых при-
нятых в проекте исходных данных. Эти исследования делятся на стандартные и обяза-
тельные, проводимые для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления и
обоснования режима работы скважин,
— наблюдательных скважинах для определения характера изменения пластового
давления по площади и по толщине залежи в процессе разработки;
— эксплуатационных скважинах при нестационарных режимах фильтращп! для
определения емкостных и фильтрационных параметров пласта;
— пьезометрических скважинах для наблюдения за темпом изменения уровня воды
в процессе разработки с целью учета полученной информации при прогнозировантш ре-
жима залежи и активности обводнения залежи и скважин.
Кроме этих регулярных, а по новым скважинам обязательных исследований, в про-
цессе разработки проводятся и специальные исследования отдельных скважин в зависи-
мости от вскрытия ими пласта и расположения на структуре. К таким исследованиям от-
носятся: газоконденсатные, промыслово-геофизические исследования в работающих
скважинах, исследования по отбивке текущего забоя в условиях разрушения призабойной
зоны, по определению коэффициента гидравлического сопротивления, по выносу приме-
сей, по определению профиля притока и т.д.
Прежде всего следует подчеркнуть, что проектировщик обязан проверить качество
проведения специальных исследований и материалы, полученные в результате их прове-
дения. Должна быть проверена методика обработки этих результатов и интерпретация
данных исследований. Исходя пз реальной информации, получаемой на различных разра-
734
батываемых месторождениях, можно отметить, что в настоящее время практически нет ни
одного месторождения, на котором были бы разработаны глубоко обдуманные и методи-
чески обоснованные без лишних и достаточных для качественного контроля за разработ-
кой объемы исследовании всех видов.
1. Как правило, проектировпцтк при составлена программы исследовательских
работ с целью контроля за разработкой в проекте ограничивается общими фразами без
указания методических основ исследований и технологии их проведения.
2. Заказчик, т.е. предприятие, осуществляющее выполнение этой программы, как
правило, полностью не выполняет ее, а проведенные исследования по технологии прове-
дения и методике обработки осуществляет с качеством, часто не приемлемым для получе-
ния достоверной информации.
Основанием для такого вывода является та технология проведения стандартных
исследований и методика обработки их результатов, которые приняты на месторождениях
Медвежье, Ямбургское, Уренгойское и др. На этих месторождениях скважины, вскры-
вающие сеноманскую залежь, исследованы методом установившихся отборов, которые
проводятся на 4-7-5 режимах при депрессиях на пласт, не превышающих 0,5 МПа. Такие
депресстш на пласт, в особенности на режимах с малыми дебитами, приводят к получению
некачественных индикаторных кривых. В результате обработанные, как это принято, ме-
тодом наименьших квадратов данные испытания приводят к получению отрицательных
коэффициентов фильтрационного сопротивления а и Ь. Определенные таким образом ко-
эффициенты не удовлетворяют уравнению притока газа к скважине по фактическим за-
мерам P3i и Qj.
В качестве примера в таблицах 3.15 а,б,в приведены результаты обработки стан-
дартных исследовантш скважпн 2126, 2072 и 2073. На рис. 7.15 а,б,в показаны зависимо-
сти ДР2 и AP2/Q от Q, по которым определены коэффициенты а и Ь. Затем по этим коэф-
фициентам проверено уравнение пртггока газа на 1-ом и 5-ом режимах. Далее сделано, то,
что должен делать проектировщик, т.е. эти же данные исследования обработаны нами и
определены новые коэффициенты а и b с последующей проверкой уравнения пртггока.
Приведенные примеры является типичными для всех перечисленных месторождений. Ка-
чество проведенных стандартных исследовантш и обработки их результатов показывает на
бесполезность и нецелесообразность проведенных многочисленных исследований. На фо-
не аналогичных исследований на других месторождениях состояние исследовательских
работ названных выше месторождений выглядит весьма благополучным, так как на дру-
гих месторождениях исследования проводятся с еще более существенными отклонениями
735
a
б
Скв. 2072
Зависимости Рз, ДР2 и AP2/Q от Q, полученные при исследовании скважии:
а — 2126; б — 2072; в — 2073. На всех рисунках 1,2 — полученные и 3 — рекомендуе-
мые предприятием как достоверные по результатам численной обработки; 4, 5 — постро-
енные по фактическим данным и рекомендуемые нами; 6 — зависимости Рз от Q.
736
от регламентированных. Так, например, последние годы на Оренбургском газоконденсат-
ном месторожденти! стандартные исследования проводятся нечасто и к тому же на трех
режимах, достаточно близких по величинам дебитов и депрессий. Как правило, при стан-
дартных исследованиях не охватывается начальный участок индикаторной кривой. На-
пример, практически все исследования скважин, вскрывших сеноманскую залежь, начи-
наются с дебпта Qt>500 тыс.м3/сут и заканчиваются дебитом Q« 1 000 тыс.м3/сут. В резуль-
тате этого обработка индикаторных кривых в координатах AP2/Q от Q носит субъектив-
ный характер, а определяемые коэффициенты а и b — произвольный.
Анализ результатов специальных исследований показывает, что на большинстве
месторождений эти исследования также выполнены. Проверка достоверности предлагае-
мых величин коэффициентов а и Ь, определенных численно, методом наименьших квад-
ратов и рекомендуемых исследователями, обслуживающими Ямбургское месторождение,
может быть осуществлена, исходя тгз измеренных величин ДР? и Q, на различных режи-
мах и используя уравнения притока (1.8), т.е.
ДР? =aQ + bQ?.
Проверим это на 1-ом и 5-ом режимах работы скважин 2126, 2072 и 2073. Скважи-
на 2126: ач=0,0632, Ьч=0,000546, ДР? = 137,3 атм2, тыс.м3/сут., ДР? = 440,5 и
Q5= 1145 тыс.м3/сут. Тогда согласно уравнению притока будет:
137,3=0,0632-585+0,000546.(585)2=224
440,5=0,0632-1145+0,000546(1145)2=788
По рекомендуемым этими исследователями значениям ар и Ьр не известно, каким
научным или практическим способом полученное уравнение притока дает результаты:
137,3=0,0662-585+0,000268(585)^=130
440,5=0,0662-1145+0,000268(1145)М27
Аналогичным образом по другим двум скважинам 2072 и 2073 были проверены
уравнения притока по ач и Ьч и ар и Ьр, которые показали следующие результаты.
Скважина 2072: 34=0,530 и Ьч=0,00036
165,3=0,530-549+0,00036- (549)М42
767,3=0,530-1186+0,00036- (1186)М40
при ар=0,53бб и Ьр=0,000074
163,3=0,5366-594+0,000074-(594)2=344
767,3=0,5366-1186+0,000074-(1186)^=740
Скважина 2073: а4=0,325 и Ьч=0,000861
737
234,9=0,325562+0,000861- (562)2=454 .
531,1=,325-10764-0.000861- (107б)2=520
при ар=0,3646 и bp=0,000111
234,9=0,3646-562+0,000111- (562)2=239,9
531,1=0,3646-1076+0,000111- (1076)4520,8.
Таблица 3.15 а
Результаты исследования скважины 2136
№№ режи- ма Диа- метр диафр., мм Давление, ата ДР: Темпер, на ДНКТ Дебит, . тыс. м3/сут. AP7Q
Буферн. днкт Забой- ное р2 Х 3
.1.. . -22,5-- •• 76,20 73,97.. 83,31 о 6940,56 137,3 13,3 585 0,234
2. 25,5 75,73 70,31 83,06 6898,96 178,9 13.5 . 709. 0,252-
3. 28,5 75,07 68,05 82,69 6837,64 . 240,2 13,8 .. 850 0,284
4. 31,5 74,21 65,14 82,20 6756,84 321,0 13,5 992 0,324
5. 35,0 73,02 61.30 81,47 6637,36 440,5 13,2 1145 0,385
Коэфф 0 ицпенты а 77,46 и Ь: числ 0 енно [74] 84,13 ач = 0,006 7077,86 32пЬч= ).0005<- •6; - -
рекомендованные ар = 0,00662 и Ьр = 0,000268;
фактически рассчитанные нами а = 0,10 и b = 0,000270; Со=-80
Таблица 3.15 б
Результаты исследования скважины 2072
№№ режи- ма Дна- метр диафр- ,мм Давление, ата ДР2. Темпер, на ДНКТ Дебит, тыс. м3/сут. AP7Q [(ДР2-ад
Буферн. днкт Забой- ное р2 1 3
1. 22,5 75,01 74,50 82,15 6748,6 165,3 11 594 0,278(0,412]
.2,- 25,5 73,97 . 72,77 81,64 л 6665,1 248,8 14 734 0,339(0,448]
3. 28,5 - 73,15 70,84: 80,78 6525,4. •388,5 16 882 0,440(0,530]
4 31.5 71,89 68,01 79,82 6371,2 542,7 16 1031 0,526(0,604]
5. 35,0 69,89 63,80 78,40 614.6,6 767,3 16 1186 0,647(0,714]
Коэф 0 фпциент 76,46 ы а и Ь: Ч] 0 исленно [ 83,15 74] ач = 0. 6913,9 30530 пЬч = 0,00 )36О; -
рекомендованные ар = 0,5366 и Ьр = 0,000074,
фактически рассчитанные нами а = 0,120 и b = 0,000480.
738
Таблица 3.15 в
Результаты исследования скважины 2073
№№ режи- ма Дна- метр диафр., мм Давление, ата ДР3 Темпер, на ДИКТ Дебит, тыс. м3/сут. AP:/Q
Буфера дикт Забой- ное Р2 1 3
1. 22,5 73,68 71,50 81,42 6629,2 234,9 15,2 562 0,4190
2. 25,5 72,69 69,27 81,06 6570,7 293,4 15,9 693 0,4233
3. 28,5 71,50 66,13 80,64 6502,8 361,3 16,0 820 0,4410
4. 31,5 70,21 63,30 80,15 6424,0 440,1 15,5 957 0,4600
5. 35,0 68,25 58,08 79,58 6333,0 531,1 15,2 1076 0,4930
0 76,26 0 82,85 6864,1 0 - -
Коэффициенты а и Ъ: численно [74] ач = 0,325 и Ьч= 0,000861;
рекомендованные ар = 0,8646 и Ьр = 0,000111;
фактически рассчитанные нами а = 0,335 и Ъ — 0,000135.
В таблице 4.15 приведены результаты специальных исследований скважпн 270,
2036, 2038, 2111, 2115, 2119, 2133 и 2145 на предмет получения зависимости между де-
прессией на пласт и количеством выносимых твердых и жидких примесей.
Таблица 4.15
\№№ сква- живы <2ш>имПрП\ ДР, см3/атм. 270 2036 2038 2111 2115 2119 2133 2145
Qi/APi 15/5,39 15/2,13 100/2,47 30/1,31 30/1,04 350/3,81 20/1,7 30/2,27
q;/ap2 20/8,00 5/2,99 100/330 10/1,88 20/1,31 370/4,73 40/2,44 15/2,91
Qs/AI’j 30/11,69 5/4,20 100/4,40 10/2,58 25/1,72 400/5,69 65/3,21 20/3,85
Q4/ap4 40/15,78 15/5,53 140/8,03 36/3,39 30/2,53 500/6,85 120/453 25/5,18
Q?/AP? 50/18,61 20/7,45 120/3,69 100/4,72 35/3,35 350/3,95 160/5,93 30/6,33 ..
Q6/AP6 - 5/2,28 - 20/1,38 20/1,24 - - -
Следует обратить внимание на результаты специальных исследований, приведен-
ные в таблице 4.15. Как видно по скв. 2036, количество выносимых примесей Qt на раз-
739
личных режимах, т е. на различных ДР,, противоречит естественной закономерности меж-
ду величиной депрессий на пласт и количеством выносимых примесей. Так например, по
приведенным данным скважины 2036 прп ДР^ЗДЗ атм и ДР4=5,53 атм Q„p=15 см3;, а при
ДР2=2,99 атм и ДР3=4,2 атм Qnp=5 см3. По скважине 2038 при APi=2,47; ДР2=3,30 и
ДР3=4,44 атм Q„p=100 см3. По скважине 2111 приведены такие данные: ДР,=1,31 атм, а
Q„p=30 см3; ДР2=1,88 и ДР3=2,58 атм Q^IO см3. Аналогичные незакономерные результаты
приведены по скважинам 2115, 2145.
Пз этих данных следует полное противоречие, которому исследователи предпри-
ятия не придают особого значения. В результате сводится на нет цель проведения таких
специальных исследований. Независимо по какой причине, исследователи проводят не-
пригодные по качеству исследования, в конечном счете происходят значительные затраты
сил и средств на такие исследования и наносится вред окружающей среде.
Указанные недостатки проводимых исследовательских работ связаны прежде всего
с тем, что проектировщик остается посторонним наблюдателем этих работ и в рекоменда-
циях по проведению исследований не уточняет, какие исследования, по какой технолопш
следует проводить и по какой методике следует обработать полученные результаты. По-
этому, несмотря на огромное число проведенных исследований (несколько сот исследова-
ний в год), эти работы оказываются практически безрезультатными.
Особое внимание при анализе результатов исследований следует уделить количе-
ству проводимых исследований. Количество проводимых исследований, как правило, ус-
танавливается проектировщиком в большей степени согласно правилам разработки ме-
сторождений, утвержденным в начале 1970-х годов. Основная задача этих исследований
сводится к определению коэффшщентов а и Ь. Если проведение повторных исследований
с целью уточнения значений этих коэффшцгентов пли их изменения в процессе разработ-
ки были оправданны в определенной степени в 1960-х годах, когда не было возможности
использовать современные вычислительные машины и не создавались геолого-
математические модели залежей, то требовать в настоящее время от работников газодо-
бывающих предприятий такое же количество стандартных исследований недопустимо и
неоправданно.
Следует отметить, что достаточно часто проектное предписание проектировщиков
по исследованию на некоторых газодобывающих предприятиях выполняется в лучшем
случае наполовину. Такая ситуация с проектными решениями часто объясняется отсутст-
вием трудовых ресурсов по исследованию, необходимой техники, необходимостью вы-
740
полнения пиана по добыче газа п т.д. Это явление имеет место на Оренбургском, Карача-
ганакском п других месторождениях.
При анализе результатов стандартных и специальных исследований скважин сле-
дует обратить внимание прежде всего на конечную цель, преследуемую проектировщи-
ком. Сотни стандартных исследований, проведенных на месторождениях Медвежье, Ям-
бургское, Уренгойское и т.д. только для переподтверждения близости коэффициентов а и
b на этих месторождениях, не имеют никакой несущей базы. Немало случаев, когда на од-
ной и той же скважине в течение года проводятся 3-г4 стандартных исследования. Такое
количество исследовантш нецелесообразно, если даже это рекомендовано проектировщи-
ком.
Следует считать целесообразным Управлению по геолопш и разработке месторож-
дений ОАО «Газпром» разработать положения о праве газодобывающих предприятий от-
носительно выполнения объема исследовательских работ, предусмотренных проектом,
исходя тгз изменчивости емкостных и фильтрационных параметров залежи по толщине и
по площади. Кроме того, объем стандартных исследований, за исключением первичных
по выходу скважин из бурения, должен быть существенно сокращен, если проект выпол-
нен с использованием геолого-математтптескпх моделей.
В проекте в общий объем исследований не следует включать поголовно все имею-
щиеся скважины, так как в реальных условиях количество исследований не гарантирует
хорошее качество искомой информацтш с учетом того, что сами исследования проводятся
как по технолопш, так и по методике обработки результатов с весьма сомнительным ка-
чеством. Так, например, на одном пз месторождений севера Тюменской области в течение
года было проведено около 400 стандартных исследовантш и столько же исследований на-
блюдательных скважпн, а также около 100 специальных. Эти исследования были настоль-
ко однотипными и с одинаковыми результатами, что их можно было сократить в 104-15
раз без ущерба в ожидаемом результате. Поэтому прп анашгзе результатов исследования
должны быть приняты за основу, как минимум, два условия:
1. Нужны ли многочисленные однопшные исследования при сравнительно одина-
ковой характеристике залежи по емкостным и фильтрационным параметрам.
2. Можно ли эти стандартные исследования заменить другими, менее трудоемкими,
с минимальными потерями газа, но с одинаковыми со стандартными исследованиями ре-
зультатами по получаемой информацтш.
В действующих в настоящее время проектах разработки вопросы по исследованию
с такой позиции не рассматриваются. Кошгчество проводимых однотипных исследований,
741
независимо от того, стандартные они пли специальные, должно оыть установлено, исходя
тгз изменчивости параметров пласта по площади залежи. Так, напрпмер, на крупнейших
газовых месторождениях севера Тюменской области объем исследовании скважин,
вскрывших сеноманскую залежь, можно установить, исходя тгз изменения по площади за-
лежи параметров по трем группам скважпн, работающих с дебитом Q=1000 тыс.м3/сут
при депрессиях на пласт ДР<2,0, 5,0 и выше 0,5 МПа. При этом в группу скважин с де-
прессией на пласт до 0,2 и до 0,5 МПа входят около 90% фонда эксплуатационных сква-
жпн. Коэффициенты фильтрационного сопротпвленти скважпн каждой из двух этих групп
отличаются только сотыми и тысячными долями единицы. Такие погрешности допуска-
ются с большим превышением при обработке результатов исследоваши графически при
проведении прямой линии через точки в системе координат AP2/Q от Q.
15.7.2. Анализ результатов исследования скважин для обоснования
режимов их эксплуатации
В разделе 8 данного руководящего документа показаны две основные задачи стан-
дартных исследований при стационарных режимах фильтрации, одной из которых являет-
ся обоснование режима работы скважин. При этом особое внимание должно быть уделено
зависимостям дебита газа (нефти), количества примесей и воды от депрессии на пласт, в
частности, интенсивности роста дебита газа, примесей в газе от увеличения депрессии на
пласт. Пртием вопрос о зависимости количества примеси в добываемом газе должен быть
рассмотрен с учетом условий их выноса с забоя. По экспериментальным данным, скорость
должна быть не менее 5 м/с, начиная от торца скважины. Характер изменения дебита газа
от депрессии на пласт и вешгчпна депрессии, которая считается целесообразной в качестве
оптимальной, показаны на рис.2.10. Создаваемая на пласт депрессия должна быть такая,
при которой не происходит.
— деформация прггзабойной зоны, приводящая к снижению проницаемости этой
зоны;
— разрушение призабойной зоны пласта;
— обводнение скважины подошвенной водой;
— образование гидратов в пртгзабойной зоне.
При анашгзе результатов исследования с позиции обоснования технологического
режима работы скважпн необходимо исходить тгз нашгчия этих процессов на данном ме-
742
сторождентш и на данной скважине, в частности. Так, например, при анализе результатов
исследований, проведенных для обоснования технологической работы скважин, не следу-
ет изучать возможность образования гидратов в призабойной зоне, если температура газа
в пласте превышает ~40°С. Если коллектор устойчивый, как, например, коллектора Орен-
бургского пли Астраханского месторождений, то следует исключить необходимость про-
ведения исследований на предмет разрушения призабойной зоны и, следовательно, анали-
зировать результаты исследований с позиции разрушения. Для устойчивых коллекторов
предметом анализа должна являться возможная деформация призабойной зоны, ухудше-
ние в результате этого проницаемости призабойной зоны и снижение темпа роста дебита с
ростом депрессии на пласт.
В случае разрушения призабойной зоны, если пласт состоит тгз неустойчивых и
слабоустойчивых коллекторов, должен быть проаналтгзирован характер зависимости ко-
личества примесей в газе от депресстш на пласт. За основу этого аналтгза должны быть за-
ложены тгзменения темпа выноса песка тгз скважины от депресстш на пласт, как это пока-
зано на рис. 8.15. Новые результаты должны быть сопоставлены с теми исходными дан-
ными аналогтгчного содержания, которые были приняты при проектировании. Новые дан-
ные должны либо подтвердить правильность принятых в проекте оптимальных величин
депресстш, либо скорректировать их. В соответствтпт с новыми результатами, полученны-
ми тгз новых скважин или тгз повторных исследований, проведенных в находящихся в экс-
плуатацтш скважинах, должен быть скорректирован режим работы, если определяющим
фактом при обосновантш режима работы было разрушение призабойной зоны.
В случае, когда определяющим фактором является нашгчие подошвенной воды,
следует проанашгзпровать соответствие: проектных вешгчин вскрытия пласта новыми
скважинами; величин допустимой депресстш на пласт в зависимости от положения ГВК и
нижней границы интервала перфорации; поступление пластовой воды в работающие
скважины путем тгзмерения ее количества в продукции скважины и аналтгза минерального
состава добываемой воды, а также путем слежения уровня воды в пьезометрических сква-
жинах, расположенных на разных частях месторождения. К этому должны быть добавле-
ны специальные исследования по отбпвке положения ГВК в скважинах. Наряду с пере-
численными параметрами, подлежащими аналтгзу, должна быть создана модель залежи
или ее фрагмента и на ней оценен возможный уровень подъема ГВК к текущему моменту
времени с обязательным повторением истории разработки залежи или фрагментов ее от-
дельных участков. Только после учета всех перечисленных факторов, сопоставления этих
743
Рис. 8.15
Зависимость количества выносимой примеси от величины депрессии на пласт
различной устойчивости:
1 — среднеустойчивый; 2 — слабоустойчивый; 3 — неустойчивый пласты.
Рис. 9.15
Зависимость высоты пробки от скорости потока в интервале
перфорации ствола скважины
744
данных с проектными и подтверждения обводнения с признаками упомянутых факторов
следует сделать выводы по проблеме обводнения залежи и скважпн.
При анализе результатов исследования скважин с позиции обоснования технологи-
ческого режима работы скважпн следует обратить особое внимание на скорость движения
газа по ствблу скважины, в частности, скорость потока у забоя скважины. Опытные дан-
ные, показанные на рис.9.15, указывают на необходимость обеспечения такой скорости,
начиная от дна скважины. Если в нижней части интервала перфорации скорость газа не
обеспечивает вынос примесей, то следует оценить глубину забоя и высоту пробки, которая
могла образоваться из-за отсутствия условий выноса примесей. Следует оценить влияние
высоты пробки на производительность скважины. Такая задача рассмотрена в разделе по
обоснованию технологического режима работы скважин в условиях разрушения приза-
бойной зоны и показано, что наличие пробки в скважине влияет на производительность
как несовершенство ее по степени вскрытия пласта. На основании фактических данных
измерения текущего забоя скважины следует разработать рекомендации о создании усло-
вий нормальной, устойчивой эксплуатации путем изменения конструкции фонтанных
труб — увеличения глубины спуска и уменьшения их диаметра. В рекомендациях должны
быть учтены снижение дебита скважин в процессе разработки и увеличение количества
примесей в составе добываемой продукции.
При анализе технологических режимов, связанных с гцдратообразованием, следует
исходить из:
— возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта. Такая опасность
существует на газовых месторождениях Якутии, где глубина зоны многолетней мерзлоты
доходит до 1300 метров;
— возможности образования гидратов при небольших дебигах в процессе исследо-
вания скважин,
— возможности образования гидратов на поздней стадии разработки залежи из-за
существенного снижения дебита скважин, хотя на этой стадии низкое давление является
практически гарантом безгпдратиого режима работы скважин.
Оценка возможности образования гидратов связана прежде всего с тем, чтобы
своевременно рекомендовать закачку ингибиторов гидратообразования в зону возможного
гидратообразования. Предупреждение гидратообразования обеспечивает устойчивость
работы скважин, хотя и связано с дополнительными материальными затратами.
745
15.8. Анализ текущего состояния фонда скважпн, числа и срока их ввода
в эксплуатацию, конструкции
15.8.1. 'Анализ текущего состояния фонда скважпн
Состояние фонда скважпн следует проанализировать, исходя тгз полученного после
окончания разведки числа скважпн и принятого перед проектированием разработки и из
рекомендованного в проекте за рассматриваемый отрезок времени.
При этом должны быть рассмотрены все виды скважин:
— переведенные тгз фонда разведки в фонд эксплуатации,
— переведенные тгз фонда разведки в фонд наблюдательных и пьезометрических;
— ликвидированные скважины;
— предусмотренные проектом к моменту аналтгза эксплуатационные, наблюдатель-
ные и пьезометрические скважины и соответствие пх проектным решениям.
Согласно проекту каждая скважина должна быть пробурена согласно графику, обо-
рудована и введена в эксплуатацию с ожидаемыми по проекту дебитом, давлением,
вскрытием продуктивного пласта и коэффициентами фильтрационного сопротивления.
Конструкция скважины должна соответствовать проектной. Технология вскрытия пласта
должна быть рекомендована проектом. Если эта технология нарушена при вскрытии про-
дуктивного пласта, то в случае несоответствия проектных и фактических параметров про-
ектировщик не несет ответственности. При приеме новых эксплуатационных скважин в
фонд действующих особое внимание следует обратить на герметичность скважин. Часто
из-за действующей в настоящее время системы бурения и эксплуатации скважин в фонд
эксплуатации принимаются даже не отвечающие требованиям проекта скважины, что
связано с единоначалием как для бурения, так и газодобывающего предприятия.
Очень часто к моменту составления проекта не все работы по подготовке и переда-
че скважин тгз разведочного фонда газодобывающему предприятию заканчиваются. По-
этому анализ состояния фонда скважин относится как к переходящим из фонда разведки
скважинам, таки к новым, пробуренным по проекту. скважинам разного предназначения.
Если анализ состояния скважпн, переходящих из фонда разведочных, сводится к выпол-
нению работ, рекомендованных проектировщиком, то по новым скважинам сводится к
своевременному качественному' бурению согласно проектному сроку, оборудованию их
соответствующими фонтанными трубами, арматурой, клапанами: циркуляционным, инги-
биторным, отсекателем, пакером, хвостовиком (если потребуется) и др.
746
. При анализе фонда скважин, переходящих из числа разведочных, необходимо про-
верить качество и своевременность выполнения ремонтно-восстановительных и ликвида-
ционных работ и оборудование этих скважин согласно проекту.
Ремонтно-восстановительные и ликвидационные работы разведочных скважин за-
ключаются^ ликвпдацгпг непригодных в дальнейшем для работы скважин в качестве пье-
зометрических, наблюдательных и эксплуатационных. В материалах по анализу следует
показать, какие работы и за какое время были выполнены по этим скважинам, и получена
ли та информация, которая была предусмотрена проектом.
Если в проекте были предусмотрены работы по дострелу невскрытой части газо-
носной толщи, изоляции интервала, близко расположенного к подошвенной воде, бурение
цементного стакана, установленного в процессе разведки, то должно быть проанализиро-
вано качество выполнения таких работ. Качество этих работ оценивается по дебиту, полу-
чаемому из таких скважин согласно прогнозированным проектам.
По новым пробуренным скважинам, предусмотренным проектом, должны быть
проанализированы:
- т—число пробуренных эксплуатационных скважин, сроки их ввода по проекту с по-
следуюпщм сопоставлением с фактическими сроками,
— число, сроки ввода и вскрытия требуемого интервала наблюдательных и пьезо-
метрических скважин;
— производительности новых эксплуатационных скважин при предусмотренной
величине депресстш на пласт и их соответствие с проектными дебитами.
15.8.2. Состояние герметичности скважин
При освоентш газовых и газоконденсатных месторождений существенное значение
приобретает герметичность скважин. Создание герметичных газовых скважин является
конечной целью предложенных многочисленных методов и технологий получения цемен-
та и цеменгажа скважин при различных горно-геологических условиях. Несмотря на уси-
лия исследователей ведущих промышленно развитых стран, проблема бурения и ввода в
эксплуатацию герметичных газовых скважин не решена. Герметичность газовых скважин
становится более актуальной, если ствол скважины проходит через многолетнемерзлые
грунты. К таким месторождениям в Российской Федерации относятся около 90% откры-
тых к настоящему времени залежей. Создание и в массовом порядке внедрение в практику
747
теплоизолированных труб для обсадки стволов скважпн, проходящих через многолетне-
мерзлые грунты, к настоящему времени также не осуществлены из-за неполноценности
разработанных рекомендаций и неналаженностп проттзводства таких труб.
В общей постановке вопрос герметичности должен быть рассмотрен с двух пози-
ций:
— с позиции создания герметичных скважин и ввода в эксплуатацию герметичных
скважин; *
—с позиции возможности нарушения герметичности в процессе эксплуатации
скважпн.
Как было отмечено выше, создание и ввод в эксплуатацию герметичных скважин в
большей степени связаны с разработкой методов и средств, техники и технолопш получе-
ния цемента или его аналогов и цементаж скважины, использование которых позволило
бы получить герметичные газовые скважины. Негерметпчные скважины очень опасны с
точки зрения ухода газа в верхние водоносные пласты, накопления его в этих пластах и
прорыва в самых неожиданных местах, освоенных жплтпцными, промышленными и сель-
скохозяйственными объектами. Негерметичность скважин приводит к образованию эко-
логнческп опасных зон, потерям газа. Заказчик имеет право отказаться от приема в фонд
эксплуатации негерметпчных скважпн
Другим, также весьма существенным вопросом, является нарушение герметичности
газовых и газоконденсатных скважпн в процессе разработки в основном по двум причи-
нам
1. Пз-за увелтгченпя нагрузки на обсадные колонны в заключительной стадии раз-
работки, когда давление наружное на обсадные колонны в условиях отсутствия внутрен-
него противодавления приводит к смятию колонны, при этом главной действующей силой
является горное давление пород. Скважина, имея закрепленные концы, сверху и снизу
подвергается сжатию. Такое сжатие приводит к нарушению цементного камня, самих об-
садных колонн. Поэтому на поздней стадии разработки на большинстве разработанных
месторождений появляются скважины, в которых прихвачены фонтанные трубы, в такие
скважины невозможно спускать контрольно-измерительные приборы. Опыт показывает,
что сужение проходного сечения в таких скважинах имеет место в нижней половине ство-
ла.
2. Второй причиной нарушения герметичности скважпн в процессе разработки мо-
жет оказаться коррозия скважинного оборудования. Такая опасность кратно усиливается,
если в составе газа имеется сероводород, при наличии которого происходит оводоражи-
748
ванне металла, а также если в газе содержится атомарная ртуть, как это имеет место в га-
зах месторождений Гронинген, Зальцведель-Пекензен и т.д.
При анализе материалов по состоянию скважин с точки зрения их герметичности
следует рассматривать комплекс факторов, являющихся признаками негерметичности
скважин. К числу таких факторов относятся межколонные давления, интенсивность роста
давления в межколонном пространстве, непрохожденпе глубинных приборов пли шабло-
на по стволу, прихват фонтанных труб и т.д. По результатам анализа должны быть реко-
мендованы ремонтные работы по устранению нарушений, и если такие работы невоз-
можны илп нецелесообразны, то ликвидация самой скважины пли перевод ее в другую
категорию, например, в категорию пьезометричесюк, если технически и технологически
возможен такой перевод.
15.9. Анализ изменения пластового давления
Пластовое давление наравне с запасами газа и сопутствующих компонентов явля-
ется одним из главных параметров, с которого начинаются расчеты других параметров и
показателей разработки п эксплуатации газовых, газоконденсатных и газонефтяных ме-
сторождений. В понятие «анализ пластового давления» входят прежде всего два основных
фактора, по отношению которых должна быть изучена величина пластового давления:
—изменение пластового давления по толщине и площади залежи;
—изменение пластового давления во времени в процессе разработки.
Метод анализа пластового давления по этим факторам, сходство фактических зна-
чений его с проектными зависят от метода проектирования. Как правило, в проектах раз-
работки месторождений характер изменения пластового давления определяется прибли-
женным методом, в основу которого заложено уравнение материального баланса. Исходя
из этой предпосылки, сначала следует рассматривать суть анэлтгза пластового давления,
вытекающего из основ приближенного метода проектирования показателей разработки.
15.9.1. Характер изменения пластового давления при приближенном
методе его прогнозирования
В основу приближенных методов прогнозирования характера изменения заложено
некоторое среднее значение давления, связанное только с начальным давлением и отбо-
749
ром газа во времени. По существу этот метод исключает изменение настового давления
по площади при соответствующем отборе газа и одновременном вт< ев разработку всей
газоносной площади. Такая теоретическая основа приемлема тольк для идеально одно-
родных залежей, разбуренных скважинами повсеместно, и дебитами \ к важин в соответст-
вии с их удельными запасами, исключающими перетоки газа межд, удельными зонами,
дренируемыми скважинами.
В реальных условиях однородных залежей не бывает, и, кроме того, освоение ме-
сторождения происходит поэтапно, т е. отдельные участки залежи вво щтся в разработку в
разное время, и поэтому происходит неравномерное снижение пластового давления по
площади. Неравномерность снижения пластового давления связана не только с разновре-
менностью ввода в разработку отдельных участков залежи, но и с различной интенсивно-
стью отбора газа тгз этих участков. Таким образом, в реальных условиях на любой стадии
разработки месторождения имеют место перераспределения пластового давления. Причем
в зависимости от интенсивности отбора газа глубина депрессионной воронки в процессе
разработки может остаться постоянной, увеличиваться пли уменьшаться, и это зависит от
проекттщовщпка, который должен прп необходимости перераопределять отборы газа ме-
жду участками.
Различными срокам! ввода отдельных участков залежи, расположением скважин
(групповой, кустовой п т.д ), интенсивностью отборов из различных зон проектировщик
обусловливает неравномерность падения пластового давления, хотя согласно уравнению
материального баланса оно должно быть одинаковым по площади. На рис. 10.15 показан
типовой характер изменения пластового давления вб времени вдоль длинной оси структу-
ры залежи. Часто на практике вместо профиля распределения пластового давления строят
карты изобар на различные даты разработки, что является более информативным, чем
профиль пластового давления. При кустовом размещении скважин депрессионные ворон-
ки имеют две величины: воронка в районе расположения куста и общая воронка зонально-
го характера, связанная с отборами газа и сроками ввода зон в разработку. Каждая из де-
пресспонных воронок влияет на производительность скважин и, как правило, приводит к
более интенсивному снижению дебита проектных скважгш по сравнению с проектными
дебитами, ухудшает условия низкотемпературной сепарации газа на газоконденсатных
месторождениях и ускоряет сроки ввода ДКС. Снижение пластового давления по зонам
приводит к более интенсивному зональному подъему’ контакта газ-вода при наличии по-
дошвенной воды, увеличивает потери конденсата в тех участках, где месторождение еще
не освоено.
750
Распределение пластового давления по площади в процессе разработки
месторождения в зависимости от срока ввода скважин на этих площадях
751
Кроме зонального перераспределения пластового давления, следует проанализи-
ровать его изменение и по толщине, при значительных этажах газоносности, как, напри-
мер, на Карачаганакском месторождении. Особое значение этому вопросу следует прида-
вать в том случае, если состав газа существенно изменяется в пределах газоносной толщи,
с увеличением глубины увеличивается содержание высококипящих углеводородов. В та-
ких случаях выбор системы разработки сводится к выбору объема добываемого газа из
более богатого по содержанию конденсата интервала путем стремления к сохранению бо-
лее высокого пластового давления в этом интервале.
Практически на всех газовых и газоконденсатных месторождениях размещение
скважин в более продуктивной части залежи привело к образованию глубокой депресси-
онной воронки в центральной зоне, к менее интенсивному истощению приконтурной зо-
ны. Однако причиной повышенного пластового давленти в прпконтурной зоне является не
только центральное размещение скважпн, но и отчасти повышенное пластовое давление
водоносной зоны. Опыт разработки многих газовых месторождений показывает, что сни-
жение пластового давленти происходит и в водоносной зоне, однако, интенсивность его
снижения зависит от упругих запасов водоносной зоны, от темпа отбора газа, от фильтра-
ционных свойств газоносной зоны и т.д.
Поэтому при анализе характера изменения пластового давленти и прогнозировании
его на весь период разработки необходимо учесть:
— влияние размещения скважин и возможность отставания темпа падения пласто-
вого давленти в приконтурной зоне из-за значительности расстояния, которое необходимо
преодолеть определенной части запасов газа. Надо отметить, что, несмотря на весьма низ-
кую вязкость газа, потери на трение прп движении газа из приконтурной зоны к центру,
где в основном расположены скважины, значительны, и поэтому темп истощения прикон-
турной зоны всегда будет отставать,
— влияние продвижения подошвенной и контурной вод в газовую залежь с учетом
темпа отбора газа не только в целом по месторождению, но и по отдельным его участкам;
— различные степени участия высоко- и нпзкопронпцаемых пропластков в разра-
ботке в зависимости от удельных запасов газа этих пропластков, параметр анизотропии,
темп отбора газа, вскрытие этих пропластков, порог подвижности газа, связанный с вели-
чиной перепада давления в высоко- и низкопронпцаемых пропластках;
— влияние неравномерности продвижения контурных вод в газовую залежь по от-
дельным пропласткам.
752
Избежать неравномерности распределения пластового давления по площади зале-
жи практически невозможно, так как начинать разработку, полностью разбурив месторо-
ждения, и соблюдать при этом отбор газа по каждой скважине пропорционально ее удель-
ным запасам практически невозможно. Также невозможно регулировать продвижение во-
ды по отдельным пропласткам и участие низкопронпцаемых пропластков в разработке .
Поэтому основными задачами проектировщика при анализе изменения пластового
давления в процессе разработки являются:
— перераспределение отбора газа из различных участков залежи при наличии та-
кой возможности,
— перепрогнозирование дебитов проектных скважин, объемов добычи газа и
вторжения воды в залежь, продолжительности работы скважин без ввода ДКС, оценки ус-
ловия сепарации газа при подготовке газа методом НТС и т.д., если проект разработки со-
ставлен приближенным методом без создания геолого-математической модели залежи.
Одним пз основных предназначений анализа пластового давления является пере-
счет запасов газа методом падения давленти. При этом весьма существенное значение
имеют два показателя:
— изменение пластового давления за счет изменения газонасыщенного объема в
результате вторжения воды в газовую залежь;
— изменение пластового давления за счет перетоков газа пз неосвоенных участков
залежи или из зон с менее интенсивным отбором газа, а также за счет перетоков из низко-
проницаемых пропластков.
Необходимость пересчета запасов газа с целью их уточнения является основным
фактором, из-за которого в проекте предусматривается огромное число измерений пласто-
вого давления практически одновременно во всех наблюдательных скважинах. Эти изме-
ренги носят периодичный характер (один раз в квартал или в полугодие) и обобщаются по
зонам для оценки глубины депрессионных воронок и определенги удельных запасов газа
по этим зонам. Одновременность определенги средних пластовых давлений и отборов га-
за по участкам является обязательным условием с целью псключенги ошибок в величине
определяемых запасов в результате перетоков газа между участками и двойного учета од-
них и тех же запасов газа.
В разделе по подсчету запасов газа с использованием геолого-математических мо-
делей месторождений или их фрагментов было показано, что темп паденги пластового
давленти зависит от объема вторгшейся в залежь воды и от степени участия в разработке
низкопронпцаемых пропластков. Поэтому по результатам наблюденти за текущим харак-
753
тером изменения пластового давления не следует делать общие выводы, справедливые на
весь срок разработки месторождения. Анализ результатов падения пластового давления в
процессе разработки залежей с высоко- и низкопронпцаемымп пропластками показывает,
что характер падения пластового давления существенно изменяется в зависимости от за-
пасов газа, проницаемости и параметра антгзотропгш пропластков, как это следует из рис.
11.15.
15.9.2. Использование блочных моделей участков месторождений
для достоверного анализа характера изменения пластового
давления
Анализ поведения пластового давления по площади и во времени и сравнение его с .
прогнозными показателями проекта не делается только для констатацшг имеющихся ре-
зультатов. Анализ главным образом направлен на регулирование разработки залежи и по-
вышение точности прогнозируемых показателей. Имеющиеся приближенные методы
оценки продвижения воды в газовую залежь и полное отсутствие методов учета участия
низкопористых и нпзкопронпцаемых пропластков в разработке не позволяют по результа-
там анализа поведения пластового давления сделать обоснованные выводы и дать реко-
мендации на период дальнейшей разработки залежи. Поэтому необходимо использовать
хотя бы метод блочного моделирования.
Необходимость создания блочных (отдельных активных и менее активных с точки
зрения темпа изменения пластового давления участков) моделей связана с двумя причи-
нами:
1. Сложностью за короткий период времени создания полностью геолого-
математической модели залежи, если разработка ее запроекпщована приближенными ме-
тодами без использования такой модели, что требует очень большого объема работы по
сбору, аналтгзу и обобщению имеющихся по всем скважинам материалов и ввода их в банк
данных.
2. Отсутствием приближенных с приемлемой точностью методов, позволяющих
определить поведение пластового давления с учетом продвижения пластовых вод и степе-
ни участия каждого пропластка, независимо от их емкостных и фильтрационных парамет-
ров в процессе истощения залежи.
754
Рис. 11.15
Характер падения средневзвешенного пластового давления по площади в процессе
разработки многослойных, неоднородных и анизотропных пластов
755
Главным недостатком использования блочных моделей отдельных участков залежи
и, если нужно, отдельных пропластков в случае возможного продвижения воды по от-
дельным пропласткам является неучет взаимодействия между блоками. В принципе в гру-
бой форме взаимодействие блоков может быть учтено путем задания темпа падения дав-
ления на контуре питания каждого блока.
Такая оценка была выполнена ВНГШГАЗом на примере Уренгойского месторож-
дения и РГУ нефти и газа им. II.М. Губкина Ямбургбкого месторождения. При моделиро-
вании блоков (участков) Ямбургского месторождения были сохранены имеющиеся тен-
денции отбора газа из этих участков. Достоверность созданных моделей для 7 блоков бы-
ла достигнута путем восстановления истории разработки этих участков за предыдущие 12
лет. В результате создания моделей участков были спрогнозированы поведение пластово-
го давления, положение ГВК, объем вторгшейся в газовую залежь воды, участие отдель-
ных пропластков в разработке.
15.9.3. Анализ поведения пластового давления прп разработке
месторождения горизонтальными скважинами
В случае разработки газовых и газоконденсатных месторождений с применением
горизонтальных скважин, если использованы приближенные методы прогнозирования
показателей разработки, разницы в методах оценки среднего пластового давления не име-
ется, и они аналогичны с методами, применяемыми при освоении залежи вертикальными
скважинами.
Поэтому следует обратить внимание на отличительные черты изменения пластово-
го давления прп освоении месторождении горизонтальными скважинами. Как было отме-
чено выше, характер изменения пластового давления во времени и его распределение по
площади при освоении залежи вертикальными скважинами зависят от сроков ввода сква-
жин и участков залежи в разработку, от распределения отбора газа из залежи, от размеще-
ния и числа скважин.
При освоении залежи кустами наклонных скважин к изменению пластового давле-
ния во времени присовокупляется сравнительная бшгзость забоев скважин, и происходит
неравномерное распределение пластового давления не только из-за распределения отбора
газа по зонам, но и из-за интенсивного истощения в пределах активного влияния близко-
расположенных забоев, что в конечном счете отражается на дебитах скважин и обводне-
756
нии этой зоны. Для большинства газовых месторождений севера Тюменской области об-
разование дополнительной депрессионной воронки в результате кустового размещения
скважин составляет 2-?б атм. Общий вид распределения пластового давления на опреде-
ленную дату показан на рис. 12.15. Углубление депрессионных воронок, связанных с зо-
нальным отбором газа и кустовым размещением, при сохранении запланированных деби-
тов продолжается, если не предусмотрено перераспределение отборов газа и дебитов
скважин.
При использовании горизонтальных скважпн изменение пластового давления во
времени и его распределение по площади зависят не только от отбора газа тгз зоны разме-
щения скважпн, но и их конструкции.
Согласно работе [59] равномерность дренирования газовых и газоконденсатных
залежей может быть обеспечена размещением и конструкцией гортвонтального ствола.
Значительная длина горизонтального ствола при определенных величинах скорости дви-
жения газа по стволу приводит к весьма существенным потерям давления по его длине.
Это означает, что забойные давления у начала горизонтального участка и у торца скважи-
ны существенно отличаются. Эта разница в давлениях становится более значимой, если
горизонтальный ствол оборудован фонтанными трубами. При этом наименьшее давление
имеет место у башмака фонтанных труб. Чем длиннее ствол и, соответственно, фонтанные
трубы и чем меньше диаметр фонтанных труб (см.рпс.13.15 а, б), тем больше разница в
величинах забойных давлений у начала горизонтального ствола и у башмака труб
(см.рпс.13.15 б кривые 14-4).
Естественно, что чем меньше диаметр фонтанных труб, тем больше потери давле-
ния в фонтанных трубах и тем меньше потери давления в затрубном пространстве при за-
данном диаметре обсадной колонны и наоборот.
В любом случае из-за сравнительно большой разницы в давлениях между началом
горизонтального ствола и башмаком фонтанных труб при различных их длинах и диамет-
рах происходит истощение залежи с различной интенсивностью. Депресспонная воронка,
образующаяся вдоль горизонтального ствола, зависит от потерь давления в горизонталь-
ной части ствола скважины. Изменяя или заранее проектируя различные длины горизон-
тального ствола и длину и диаметр фонтанных труб, можно отвести максимальные де-
прессии на пласт на различные расстояния от начального участка горизонтальной скважи-
ны. На рис. 14.15 показано размещение горизонтальных скважин и положение башмака
фонтанных труб, следовательно, место наибольшей депрессии на пласт и минимального
пластового давления. Возможность переноса сечения вдоль гортгзонгального ствола с мак-
757
Рис. 12.15
Распределение пластового давления вдоль структуры залежи в процессе разработки
в зонах расположения кустов н участков с интенсивным отбором газа
758
Схема конструкции горизонтальной скважины — а и распределение давления по
длине горизонтального ствола — б:
1 — фонтанные трубы спущены до начала горизонтального участка; 2 — длина фонтан-
ных труб в горизонтальном стволе Ьф равна 300 м; 3— длина фонтанных труб в горизон-
тальном стволе Ьф = 600 м; 4 — длина фонтанных труб в горизонтальном стволе Ьф = 900
м, т.е. фонтанные трубы спущены по всей длине горизонтального ствола.
759
Схема размещения горизонтальных скважин. Положения башмака
фонтанных труб в горизонтальном стволе показаны крестиками
760
симальной депрессией на пласт позволяет не только сравнительно равномерно дрениро-
вать залежь, но и избежать обводнения скважин подошвенной водой. Изменение диаметра
и длины фонтанных труб может быть осуществлено без ущерба для производительности
скважин.
Поэтому при анализе поведения пластового давления залежи, разрабатываемой
системой горизонтальных скважин, необходимо исходить не пз обреченности, как это бы-
вает при использовании вертикальных скважин, а из возможности оперативного регули-
рования распределения пластового давленти путем изменения длины и диаметра фонтан-
ных труб. Следует особо подчеркнуть, что при проектировантпт длины и диаметра экс-
плуатационных горизонтальных скважин следует исходить из возможного изменения
конструкцшт фонтанных труб в процессе разработки. Для заданных диаметра и длины об-
садной колонны можно путем подбора соответствующей конструкции фонтанных труб
создать практически любую депрессию на пласт на любом сечении ствола.
При аналтгзе поведения пластового давления залежи, разрабатываемой горизон-
тальными скважинами, следует обратить особое внимание на расположение горизонталь-
ного ствола и вскрытие пропластков. В случае разработки многослойных неоднородных
анизотропных пластов следует проанализировать степень истощения залежи по вскры-
тым и невскрытым пропласткам с учетом их взаимодействия. Поэтому при проектирова-
нии число и расположение наблюдательных скважин должны быть установлены, исходя
из вскрыли пропластков горизонтальным стволом, наклона пластов, фильтрационных
параметров и запасов пропластков. При этом наблюдательные скважины должны быть
смешанных типов, т.е. часть пз них должны быть вертикальными, а другая часть — гори-
зонтальными. Целесообразнее расположить наблюдательные скважины между двумя па-
раллельно расположенными горизонтальными эксплуатационными скважинами.
15.9.4. Анализ изменения забойного и устьевого давлений
вертикальных и горизонтальных скважин
1 Забойное давление.
Анализ изменения забойного и устьевого давлений в отличие от пластового
давленти позволяет установить наличие существенных отклонений, если таковые имели
место и не были предусмотрены проектом. Причем характер изменения устьевого давле-
ния в процессе разработки является важнее, чем забойное, так как, как правило, величина
761
забойного давления обуславливается проектом в виде заданной и достаточно обоснован-
ной величины депрессии на пласт.
При анализе забойных давлений надо исходить из величины депрессии на пласт,
прп которой скважины должны обеспечить проектный дебит. Часто на практике для полу-
чения проектного дебита в отдельных скважинах, а иногда на отдельных участках созда-
ют большие депрессии на пласт, чем это предусмотрено проектом. Искусственное (не про-
ектное) превышение депрессшт на пласт, а следоватейьно, снижение забойного давления
может привести к ухудшению проницаемости пртгзабойной зоны, ее разрушению, обвод-
нению скважины подошвенной водой, образованию гидратов в призабойной зоне. Поэто-
му прп анализе величин забойных давлений скважпн следует предварительно изучить ма-
териалы о наличии подошвенной воды п возможности образования конуса воды. Если
между контактом газ-вода и нижней границей интервала перфорации имеются непрони-
цаемые пли плохо пронгщаемые для воды пропластки, то при анализе величин забойных
давлений следует не бояться возможности обводнения при нарушении допустимой вели-
чины депрессии на пласт. Аналогичным образом следует изучить и возможность образо-
вания гидратов в призабойной зоне. При сравнительно высоких температурах газа в при-
забойной зоне — Т>20°С снижение забойного давления над запланированным не должно
являться основанием для пересмотра установленных значентш депрессий на разных участ-
ках залежи.
Прп анализе величин забойных.давлений следует обратить особое внимание на ме-
тоды определения забойного давления. Существующие методы определения забойного
давления при больших толщинах залежи и прп наличтш в потоке газа твердых примесей и,
особенно, прп наличтш жидкости не позволяют определить его величину с требуемой точ-
ностью, так как в расчетные формулы для определения забойного давления входят пара-
метры, зависяпще от скорости и структуры потока, шероховатости используемых труб,
фазового состояния смеси.
2. Забойное давление горизонтальных скважпн.
Предметом особого изучения должно быть изменение забойного давления горизон-
тальных скважин. Значительная длина гортгзонтального ствола, сравнительно большие
дебпты горизонтальных скважпн и выбранная конструкция должны быть объектами для
анализа величины забойного давления в процессе разработки. Прп анализе забойных дав-
лений горизонтальных скважпн необходимо исходить тгз:
— изменчивости их по длине гортгзонтального ствола;
— ТЕЗменчивости дебита по длине скважины;
762
— возможности снижения потерь давления в горизонтальной части’ ствола путем
вменения диаметра и длины фонтанных труб;
— возможности перераспределения давления вдоль горизонтального ствола в самих
фонтанных трубах и в затрубном пространстве;
—необходимости перед вводом ДКС снтгзпть потери давления на участке “пласт-
'стье скважины” за счет правильного выбора диаметра и длины фонтанных труб, сохраняя
гри этом дебит скважины.
Перечисленные выше факторы, влияющие на величину забойного давления, долж-
на быть учтены и прогнозированы в проекте разработки. А при анализе забойных давле-
шй эксплуатационных скважин в зависимости от протвощедших за время разработки из-
менений пластового давленти, дебита скважин, положенти контакта газ-вода и текущей
юнструкции следует прп необходимости изменить режим работы скважин, текущую коп-
ирующие фонтанных труб, депрессию на пласт и т.д. Прп необходимости, исходя из ре-
ультатбв аналтва забойных давлений, положенти ГВК, текущих дебптов скважин, можно
увеличить диаметр и уменьшить длину фонтанных труб для сниженти потерь давленти в
фонтанных трубах. В результате закономерного сниженти дебита скважины в процессе
тазработкп, сохраняя практически постоянными потери давленти в затрубном-простран-
:тве путем увелпченти диаметра фонтанных труб, можно уменьшить потери давления в
фонтанных трубах на горизонтальном участке ствола скважины. Прп аналтве следует со-
юставпть возможность уменыпенти потери давленти в трубах за счет увелпченти диамет-
>а фонтанных труб в условиях естественного сниженти дебита с потерями давленти без
вмененти диаметра и длины фонтанных труб. По результатам сравненти следует реко-
мендовать направление работ в скважине, связанное с велттчиной забойного давления.
3. Устьевое давление.
Одним из основных показателей, прогнозируемых в проекте разработки, является
сетьевое давление. Значение устьевого давленти используется прп расчетах шлейфов и
соллекторов системы сбора газа на промысле. Величина устьевого давленти при извест-
тых дебтпах скважин в процессе разработки и диаметрах шлейфов и коллекторов является
тпределяющим для величины входного давленти в систему подготовки газа на промысле.
Величина устьевого давленти зависит от давленти столба газа и потерь давленти при двп-
кении газа по фонтанным трубам. Чем меньше скорость движёнти газа по фонтанным
трубам, тем меньше потерь давленти в стволе и тем выше давление на устье. Снижение
жорости потока газа в трубах возможно путем увелпченти их диаметров при Заданном
(ебтгге скважины. Однако скорость потока не может быть снижена ниже 5 м/с из-за необ-
763
ходимости выноса твердых и жидких примесей, поступающих в скважину из пласта. Кро-
ме того, неоправданно большой диаметр фонтанных труб, а следовательно, и обсадных
колонн требует дополнительных затрат. При анализе тгзменения устьевых давлений следу-
ет особое внимание уделять устьевым давлениям скважпн, подключенных к общему кол-
лектору. На месторождениях севера Тюменской области, как правило, к общему коллек-
тору подключены от трех до восьми скважин. На большинстве других месторождений в
один общий коллектор подключены, как правило, 2-*3 скважины.
Поэтому7 при подключении в общий коллектор нескольких скважин, как правило,
устьевое давление скважин регулируется при взаимодействии всех подключенных в кол-
лектор скважин, исходя из устьевых давлений каждой из них, потерь давления в мани-
фольдах и в коллекторах в зависимости от расстояния скважины, подключенной первой в
коллектор, и ее дебита. Схематично подключения нескольких скважпн в один коллектор
показаны на рис. 15.15 а, б, в.
В процессе разработки, в особенности на поздней стадии, потери давления в стволе
уменьшаются, если конструкция фонтанных труб остается неизменной. Кроме того, тгз-за
значительного снижения давления в пласте и на забое к концу разработки разница между
устьевым и забойным давлениями уменьшается. Для продления срока бескомпрессорной
добычи газа в процессе разработки целесообразно менять конструкцию фонтанных труб.
В ряде случаев продление срока ввода ДКС осуществляется за счет снижения деби-
та скважин, т.е. за счет поддержания постоянными устьевых давлений скважин на опреде-
ленном уровне. Однако при поддержаншг постоянного устьевого давления дебггг скважи-
ны интенсивно снижается, и при постоянном числе имеющихся скважин это приводит к
снижению годового отбора из месторождения или его отдельных участков.
Следует подчеркнуть еще одну особенность современной принятой в Российской
Федерации системы контроля за устьевыми давлениями скважин. Как правило, на любом
газодобывающем предприятии ежеквартально “обновляются” в табличной форме техно-
логические режимы работы скважин. В этих таблицах приводятся устьевые давления, не
пересчггтанные соответствующими методами, а установленные путем синхронного с пла-
стовым давлением снижения на долю атмосфер пли на несколько атмосфер. Поэтому при
анализе устьевых давлений не следует в качестве исходной информации использовать
давления, приведенные в таблицах с технологическими режимами. Анализ поведения
устьевых давлений следует проводить по результатам замеров Ру, выполняемых согласно
программе по контролю за разработкой. При этом обязательно нужно учесть дебтгг сква-
жины на момент измерения Ру, знать конструкцию фонтанных труб, дополнительного
764
a
Pl,2,3 Коллектор
К, УКПГ
5 9
Q5Py5
5
, ZQi
___ i
6Q
Qs PJ5
6
,,LQl
7 о
q7 py7
1q>
Pf5 Pf-Hi ₽1<7
8O
ф8
Ip)
-^*К,УКПГ
Коллектор
Схема обвязки скважин в общий коллектор куста из 4-х — (а) и 8-и — (б) эксплуа-
тационных скважин и одной наблюдательной скважины — Н» а также скважин с
произвольным размещением — (в)
765
оборудования в стволе (клапанов, переходных узлов, пакера, хвостовика и т.д.), а также
наличие (количество) жидкости в потоке. Прп подключении нескольких скважин в один
общин коллектор необходимо периодически переключать одну тгз скважин на стенд ис-
следования и проверять величину устьевого давления, так как прп обвязке скважин в об-
’ щий коллектор теряется контроль за работой каждой скважины. Прп обвязке скважин в
общий коллектор противодавления в коллекторе, создаваемые другими скважинами, от-
разятся на устье скважины, если даже она отключена, т.е. закрыты задвижки.
В результате проведенного аналтгза забойного и устьевого давлений, всесторонне
учитывая все факторы, влияющие на их величины, сопоставления фактических обобщен-
ных данных с проектными следует разработать рекомендации по дальнейшему контролю
за этими давлениями и мероприятия по их изменению по участкам, по отдельным кустам
и скважинам. Эти рекомендации должны быть обоснованы с учетом конструкции скважин
и необходимости их тгзмененпя по длине и диаметру труб, изменения дебита во времени
по зонам, по кустам и по типовым скважинам, близости и изменчивости ГВК, увеличения
жидкости в составе добываемой продукции во времени, скорости движения потока по
стволу, начиная от нижней границы интервала перфорации, и других факторов.
15.10. Анализ годовых отборов из месторождения
Годовые отборы пз месторождения связаны с наличием скважин, пригодных для
эксплуатации в начале разработки, числом буровых станков и бригад для разбуривания
залежи, геологической характеристикой месторождения, производительностью скважин,
запасами газа, системой разработки, в особенности на газоконденсатных и газонефтяных
месторождениях, состоянием обустройства, составом газа, если добываемый газ представ-
ляет интерес не только как топливо, но и как сырье для получения серы, гелия, этана и
т.д., потребностью на газ, наличием в регионе других месторождений, сети газопроводов
итд.
В принципе объем годового отбора должен быть установлен технико-
экономическими показателями разработки залежи. Прп социалистическом экономическом
строе годовые отборы пз месторождения в период постоянной добычи газа устанавлива-
лись, исходя из принципа 5% от запасов газа примерно до 60% извлечения пз залежи от
начальных запасов. Эти параметры обосновывались, исходя пз окупаемости капвложений
п эксплуатационных затрат. На разрабатываемых месторождениях в период постоянной
766
добычи газа годовые отборы из залежи составляют от доли процента до 5% от начальных
запасов газа. Так, например, годовой отбор газа из Астраханского месторождения состав-
лял меньше одного процента, го Оренбургского месторождения около 3%, го месторож-
дения Медвежье около 5% от запасов, принятых при проектировашш (в настоящее время
эти запасы переутверждены и увеличены га ~30%) и ~12% го месторождения Чпрен (Бол-
гария), где начальные запасы оказались завышенными в 2,5 раза.
В период нарастающей добычи газа годовые отборы устанавливаются технически-
ми возможностями предприятия и системы сбора, подготовки и транспорта газа. Обычно
этот период длится 2-г5 лет. В период падающей добычи газа годовые отборы превраща-
ются из категории известных величин в категорию неизвестных, так как дальнейшее раз-
буривание месторождения прекращается из-за нецелесообразности бурения новых сква-
жин по экономическим показателям, а также возникающих технологических трудностей
при бурении в условиях низких пластовых давлений.
При анализе годовых отборов следует исходить го:
— запланированного отбора газа in месторождения в целом, по участкам, по кус-
там и скважинам;
— вешпшны запасов газа, если они изменились по результатам новых скважин,
пробуренных на структуре;
— сроков ввода в эксплуатацию скважпн, обвязки, УКПГ и ДКС;
— изменения основных геологических параметров: толщины пласта, ГВК, прони-
цаемости и т.д. по мере получения информации из новых скважпн;
— запланированного и фактического технического оснащения предприятия для
разбуривания залежи согласно проекту разработки и т.д.
При анализе следует сравнить проектные и фактические данные, и если они не
совпадают, то следует конкретно указать степень'обоснованности отклонений от проект-
ного. При анализе годового отбора следует исходить из необходимости работы на нор-
мальном режиме пласта, скважины, установок по осушке газа и, если введена ДКС, то и
компрессорных машин.
Эти сравнения не должны являться самоцелью. Необходимо, исходя го реальных
показателей месторождения, скважпн и установок по подготовке газа, при необходимости
перераспределить отборы газа по отдельным участкам. Проектировщик должен при ана-
лизе годовых отборов исходить из реальных материалов. Часто на газодобывающих
предприятиях производят искусственное перераспределение отборов газа по участкам, ес-
ли один го участков временно оказался неработоспособным. По результатам анашва пла-
767
стового давления и годовых отборов должны быть разработаны рекомендации по продле*
нию срока ввода ДКС, выравнивания давления на различных участках залежи.
Наиболее существенное изменение годовых отборов происходит, если запасы газа
оказываются существенно завышенными или заниженными по сравнению с запасами,
принятыми прп проектпровангш, если фильтрационные свойства пористой среды оказа-
лись более низкими по сравнению с принятыми в проекте на значительной части залежи,
если положение газоводяного контакта оказалось намного выше, чем это было принято в
проекте и т.д.
Проведенный анализ годовых отборов, учитывающий: число и сроки ввода сква-
жин, их обвязки; сроки ввода УКПГ, а позднее и ДКС; дебиты скважин и другие факторы,
должен показать текущее состояние добычи газа из залежи и объективно оценить пер-
спективы отбора на базе накопленного материала.
Если отклонения по отборам существенны, то должна быть рекомендована необ-
ходимость пересмотра проекта, его корректировка. Иногда такие рекомендацтш могут но-
)
спть временный характер. Так, например, согласно проекту, составленному ВНИИГАЗом
в 1995 г., Уренгойского месторождения из-за весьма незначительного изменения запасов
газа и позднего, на 2 года, ввода необходимой мощности ДКС годовые отборы оказались
заниженными ~7.109 куб.метров, что было связано с необходимым до ввода ДКС сниже-
нием дебита скважин при поддержаншг заданного устьевого давления для транспортиров-
ки газа. Однако проектировщик при этом не указывал, за счет каких участков и залежей,
находящихся в этом регионе, и как следует добывать нехватающий объем газа без допол-
нительных капвложений до ввода ДКС. Поэтому при анализе годовых отборов, если име-
ется временное отклонение от проектной добычи, следует указать, откуда, как, на какой
срок и с какими распределениями обеспечить нехватающий отбор газа. Перераспределе-
ние отбора должно быть увязано с мощностью установок по осушке газа и другими техно-
логпческими звеньями системы добычи газа.
Прп анализе годовых отборов особое внимание следует уделять возможностям за-
лежи в период падающей добычи газа с учетом перетоков газа из низкопроницаемых про-
пластков в высокопроницаемые и интенсивности обводнения залежи подошвенной и кон-
турной водами и снижения при этом дебита и числа скважин из-за уменьшения газонасы-
щенной толщины и обводнения скважин.
768
15.11. Анализ состояния обводнения месторождения
Изучение, анализ и обобщение вопросов, связанных с продвижением подошвенной
и контурной вод, а в ряде случаев одновременно обеих, если месторождение массивно-
пластового^типа, является одной из основных задач анализа разработки. Причем для раз-
рабатываемых в настоящее время месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское н
других эта задача имеет первостепенное значение из-за активности воды и высокой про-
ницаемости пласта газоносной зоны. Продвижение воды в залежь, как это было отмечено
в разделе по подсчету запасов газа, зависит от интенсивности падения пластового давле-
ния на отдельных участках залежи. Последствия продвижения воды в газовую залежь
очень значительны, и поэтому изучение и анализ накопленного материала по обводнению
должны быть глубокими и всесторонними. В частности, для изучения характера и темпа
вторжения воды в газовую залежь следует исходить из типа залежи ( горизонтальный или
наклонный), из неоднородности пласта, параметра анизотропии, наличия и глубины де-
прессионной воронки, темпа отбора газа в целом и по зонам и т.д.
Для оценки состояния обводненности газовой залежи следует учесть: состав добы-
ваемой продукции, т.е. количественное изменение во времени и по площади объема добы-
ваемого газа и воды, состав добываемой воды, характер изменения уровня воды в пьезо-
метрических скважинах, распределение пластового давления в водоносной зоне, характер
изменения пластового давления в газоносной зоне и т.д.
Анализ состояния обводнения газоносных пластов и полученные при этом резуль-
таты позволяют достоверно прогнозировать:
— изменения пластового давления во времени и по участкам;
— дебиты скважин в зависимости от обводнения их подошвенной водой н измене-
ния газонасыщенной толщины пласта в результате подъема ГВК;
—запасы газа с учетом изменения начального газонасыщенного объема и характера
изменения пластового давления в зависимости от объема вторгшейся в газовую залежь
воды. При анализе состояния обводнения залежи следует исходить не только от фактиче-
ских данных, подтверждающих или отрицающих степень обводненности залежи или ее
отдельных зон. Качественный анализ может иметь место, если имеющимися исходными
данными, полученными расчетным (приближенным или численным) путем, подтвержда-
ется текущее состояние обводненности.
При анализе состояния обводнения следует исходить из возможности:
769
— общего обводнения залежи подошвенной водой при сравнительно однородных и
изотропных параметрах залежи,
— интенсивного обводнения высокопроницаемых пропластков, в особенности
контурной водой;
— частичного обводнения залежи подошвенной водой в целом или локальными
участками из-за наличия в разрезе практически водонепроницаемых пропластков-
перемычек;
— очень замедленного обводнения залежи или ее отдельных участков из-за низкой
вертикальной проницаемости пластов;
— локального обводнения отдельных участков при наличии тектонических нару-
шений и т.д.
Такой анализ с соответствующим подтверждением, полученным приближенными
расчетами, практически невозможен из-за сложности проблемы обводнения неоднород-
ных залежей с неравномерным отбором газа из отдельных их участков.
Качественный анализ состояния обводнения может быть выполнен только с ис-
пользованием геолого-математических моделей отдельных участков-фрагментов залежи.
На практике достаточно часто при общей тенденции залежи к обводнению полно-
стью обводненных в массовом порядке скважин оказывается немного. В таких случаях
следует:
— детально проанализировать наличие низкопроницаемых пропластков между
ГВК и нижней границей интервалов перфорации скважин;
— детально изучить водопроницаемость газоносных пластов в вертикальном на-
правлении и увязать ее величину с порогом подвижности подошвенной воды и кривыми
фазовых проницаемостей с дебитамн воды, ожидаемыми в обводненных газовых скважи-
нах. На рис. 16.15 показаны типовые случаи кривых фазовых проницаемостей при низких
вертикальных проницаемостях газоносных пропластков. Из рис. 16.15 видно, что при низ-
ких вертикальных проницаемостях обводненных газоносных пластов (пропластков) даже
при 60ч-70% насыщении пористой водой фазовая проницаемость для воды имеет весьма
низкую величину, и поэтому количество пластовой воды в продукции скважины незначи-
тельно.
Для определения характера обводнения залежи, ее отдельных участков и пропласт-
ков необходимы корреляционные работы относительно обводнения этих элементов. На-
личие высоко- и низкопроницаемых пропластков и участков по периметру залежи в зави-
770
Рис. 16.15
Типовые кривые фазовых проницаемостей газовых месторождений с различными
фильтрационными свойствами:
1 — фазовая проницаемость для газа; 2, 3 и 4 — фазовые проницаемости для воды.
771
симости от типа залежи, формы и места обводнения залежи может быть самым различ-
ным.
Как правило, по промысловым наблюдениям строят карты обводненности залежи
по структуре. Такие карты в процессе разработки периодически составляются практически
на всех месторождениях. В качестве примера иа рис. 17.15 показано обводнение Орен-
бургского месторождения. Такие карты строят на базе данных исследования эксплуатаци-
онных скважин, состава их продукции, данных промыолово-геофизических исследований,
а также уровня воды в пьезометрических скважинах. Характер обводнения Ямбургского
месторождения подошвенной водой в зависимости от ввода в разработку отдельных уча-
стков этого месторождения и отборов газа из этих участков показан на структуре по со-
стоянию иа начало 1996 г в разделе 10.
В случае продвижения контурной воды в газовую залежь пластового типа характер
обводнения будет зависеть от проницаемости отдельных пропластков. Однако интенсив-
ное обводнение высокопроницаемого пропластка ие означает, что залегающие сверху и
снизу пропластки останутся необводненными. Но частичное обводнение этих пропластков
может привести к значительным потерям газа. Подтверждением такому обводнению мо-
жет служить пример Ленинградского газоконденсатного месторождения, где из-за опере-
жающего обводнения высокопронпцаемого пласта оказались неотработанными другие
пропластки, что привело к конечной газоотдаче в размере менее 60% от начальных запа-
сов газа. Если вопрос обводнения газовых и газоконденсатных месторождений является в
определенной степени естественным процессом, хотя отборами из разных зон и сроками
ввода в разработку этих зон процесс обводнения создается проектом, то обводнение газо-
нефтяных месторождений носит искусственный характер.
При принятых в настоящее время системах разработки газонефтяных месторожде-
ний и закачке в пласт воды создается искусственный процесс обводнения отдельных про-
пластков, имеющих высокую проницаемость. Такое обводнение резко снижает коэффици-
ент нефтеотдачи оторочки. Создание равномерного вытеснения нефти из высоко- и низ-
копроницаемых пропластков является одной из практически выполнимых задач. Для по-
вышения коэффициента нефтеотдачи неоднородных оторочек следует произвести поин-
тервальную закачку воды в такие пласты. Как было отмечено выше, продвижение воды по
высокопроницаемому пропластку сопровождается обводнением частично выше- и ниже-
лежащего пропластков.
Вопрос вытеснения нефти водой в газонефтяных месторождениях.так же, как и на
нефтяных месторождениях с газовой шапкой, относится к категории сверхсложных из-за
772
КАРТА ОБВОДНЕНИЯ
по состояний на 01.01,97г.
773
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
1-R-2 вскрытый пласт 500 номер скважины
05.(76г) время безводной эксплуатации (дата появления пластовой воды)
Ф изохроны
Й'1' тектонические нарушения по данным ГИС
Рис. 17.15 Контуры обводнения скважин по УКПГ-8 во времени.
ухода закачиваемой воды в газовую залежь (газовую шапку на нефтяных залежах), что
резко снижает эффективность вытеснения нефти водой. Поэтому в большинстве случаев
для поддержания пластового давления в газонефтяных месторождениях используют метод
обратной закачки отсепарированного газа, хотя при этом происходит замораживание до-
бычи газа из месторождения на 104-20 лет.
Эффективность закачки газа и воды в газонефтяную залежь для конкретного при-
мера будет рассмотрена в разделе по численным методам проектирования разработки га-
зовых и газонефтяных месторождений.
Проводимый анализ обводнения месторождения должен заканчиваться прогнозом
дальнейшего поведения процесса обводнения с учетом фактических данных разработки
месторождения и состояния текущего обводнения. При разработке рекомендаций по даль-
нейшему «регулированию» процесса обводнения залежи и ее отдельных участков, кустов
и скважин должны быть учтены упругие запасы водоносного бассейна, снижения пласто-
вого давления в водоносной зоне, темпы обводнения на разных стадиях разработки, как
это показано на рис. 18.15, и другие факторы и влияние обводнения на добывные возмож-
ности месторождения.
15.12. Анализ состояния системы сбора и подготовки газа
Состояние системы сбора и подготовки газа должно быть проанализировано, исхо-
дя из проектных решений по обустройству промысла и принципиальных положений, пре-
дусмотренных проектом разработки.
Перечень вопросов, подлежащих анализу состояния сбора и подготовки газа, зави-
сит от принципов подготовки, принятой схемы сбора, термобарическнх параметров газа,
состава добываемой продукции, расположения скважин и местонахождения залежи. В
частности, к этому перечню относятся:
— вопросы обвязки скважин согласно проекту разработки в установленные сроки,
исходя из параметров шлейфов (коллекторов) и проектных дебитов, давлений и темпера-
тур скважин,
— принципы подготовки газа на промысле: методами низкотемпературной сепара-
ции, абсорбции или адсорбции,
— схема подготовки газа на промысле; промысловых и головных сооружениях;
промысловая и заводская подготовка газа;
774
t, годы
Рис. 18.15
Характер обводнения газовой залежи в зависимости от отбора газа
из залежи н упругих запасов водоносного бассейна
775
— мощности установок по подготовке газа и отдельных технологических линий.
Режим осушки газа в сепараторах, абсорберах, десорберах, адсорберах, разделителях, теп-
лообменниках с учетом изменения состава добываемой продукции;
— сроки и мощности вводимых на поздней стадии разработки холодильных уста-
новок или турбодетандеров;
— сроки и мощности дожимных компрессорных установок;
— количественная и качественная характеристики используемых ингибиторов и
сорбентов;
— потери ингибиторов и сорбентов в процессе эксплуатации,
— регенерация ингибиторов;
— утилизация продуктов разделения продукции скважин
и другие вопросы, связанные со сбором и подготовкой газа на промысле, головных соору-
жениях и газоперерабатывающих заводах.
15.12.1. Анализ состояния сбора газа
Анализ проводится с целью определения соответствия фактического состояния
сбора газа, обвязки скважин (индивидуально и в общий коллектор) с соответствующими
техническими характеристиками труб и прокладкой их на промысле с проектными.
При достаточной степени изученности продуктивной характеристики залежи по
площади, как правило, обустройство промысла, т.е. обвязки скважин, прокладка внутри-
промысловых коллекторов, размещение установок по комплексной подготовке газа
(УКПГ) и ДКС на поздней стадии разработки, соответствует проекту по обустройству.
Однако нередки случаи, когда из-за недостаточной изученности геологических особенно-
стей месторождения на стадии проектирования разработки залежи отдельные участки ее
оказываются менее продуктивными. При таких случаях по ходу строительства промысло-
вых сооружений, исходя из установленных отклонений от первоначальных предположе-
ний, вносятся изменения по количеству и размещению скважин, а следовательно, и их об-
вязке по мощности и местоположению, предусмотренных проектом УКПГ. Такие измене-
ния были внесены в проект обустройства Оренбургского газоконденсатного месторожде-
ния, на месторождении Зальцведель-Пекензен (Германия) и др. Как правило, такие изме-
нения носят характер уменьшения проектных мощностей УКПГ, числа и расположения
скважин.
776
Изменения, связанные со сбором газа, относятся прежде всего к схеме подключе-
ния скважин к УКПГ. До 1970-х годов, как правило, предусматривалось индивидуальное
подключение каждой скважины к установкам по подготовке газа. Такая схема имела
единственное по тем временам преимущество — работа каждой скважины контролирова-
лась, т.е. по каждой скважине была возможность определить ее дебит, давление и темпе-
ратуру. Отсутствие индивидуальных постояннодействующих измерительных приборов по
определению дебита скважин как в прежние годы, так и в настоящее время (за рубежом
каждая скважина, независимо от ее индивидуального и совместного подключения к сис-
теме сбора газа, имеет измеритель расхода) исключает возможность постоянно контроли-
ровать режим эксплуатации скважин при их подключении в общий коллектор.
В случае отклонения от проектных решений по сбору газа иа промысле прежде все-
го следует исходить из того, насколько при изменении схемы сбора изменились основные
параметры скважины и системы обвязки, т.е. дебиты, давления и температуры, в какой
степени эти изменения отразились на режиме эксплуатации скважин и выходных давле-
ниях и температурах шлейфов (коллекторов), как эти изменения отразились на работе се-
параторов, теплообменников, абсорберов и т.д., как эти изменения будут влиять на режим
эксплуатации системы «скважина-УКПГ» на поздней стадии разработки залежи.
При анализе состояния сбора газа одним из обязательных условий является оценка
термобарических параметров шлейфов и коллекторов, т.е. изменения выходных давлений
и температур при обводнении скважин или при естественном увеличении влагосодержа-
ния газа на поздней стадии разработки. Поэтому при анализе системы сбора газа на про-
мысле следует не только констатировать факт использования других труб, отличающихся
от проектного диаметром и длиной, а также количеством газа, транспортируемым по этим
трубам, но и рассчитать ожидаемые в новых условиях потери давления в системе сбора с
учетом наличия жидкости в потоке, изменения шероховатости труб в процессе их экс-
плуатации, увеличения жидкости при обводнении скважин и других факторов.
По данным анализа состояния сбора газа с учетом изменений в системе сбора и
проведенных расчетов для выяснения, к чему приведут эти изменения с увеличивающи-
мися тенденциями роста количества жидкой фазы в потоке, следует разработать рекомен-
дации по ожидаемым изменениям термобарических параметров газа на входе в УКПГ.
Исходя из этих расчетов и рекомендаций, должны быть установлены новые условия
осушки и очистки газа на промысле и сроки ввода дожимных компрессорных станций.
777
15.12.2. Анализ работы принятой схемы подготовки газа
При разработке газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождений, как
правило, используют три принципа подготовки газа:
— низкотемпературная сепарация — НТС;
— абсорбционный способ осушки газа;
— адсорбционный способ осушки газа.
Положительные и отрицательные черты каждого из этих способов рассмотрены в
разделе 14 по проектированию разработки месторождений углеводородов. В данном раз-
деле рассматриваются основные параметры каждого из этих способов подготовки на при-
мере одной технологической линии. Исходя из изложенного выше, следует:
— при анализе работы системы подготовки газа методом низкотемпературной се-
парации изучить проектные и фактические параметры сепараторов I и II ступеней, тепло-
/ обменника, разделителей, системы ингибирования и утилизации, получаемых продуктов
разделения;
— при анализе работы абсорбционной системы осушки газа изучить проектные и
факпиеские параметры абсорбера, десорбера, нагревателей, холодильников, сепараторов
для улавливания уносимых жидких сорбентов — ДЭГ или ТЭГ и продуктов испарения в
десорбере, концентрации и количества впрыскиваемых сорбентов, пропускных способно-
стей абсорбера и десорбера и т.д.;
— при анализе работы адсорбционной системы осушки газа изучить фактические
параметры адсорбера с адсорбентами и сравнить их с проектными, первичных сепарато-
ров-каплеотбойников, подогревателя перед подачей газа в колонну с режимом десорбции
охлаждения и сепарации продуктов десорбции, продолжительность цикла адсорбции и
десорбции, активность сорбентов, пропускные способности колонн, потери давления в
. адсорбере и т.д.
При анализе работы всех перечисленных выше способов подготовки газа особое
внимание должно быть уделено:
— соблюдению проектных решений по производительности, давлению и темпера-
туре каждой технологической линии и нарушению режима отдельных линий при ремонт-
но-профилактических работах на одной из них;
— увеличению объема влаги в составе добываемой продукции в процессе разра-
ботки;
— снижению давленти и увеличению скорости с момента ввода ДКС;
778
— соблюдению температур точки росы по влаге и углеводородам в зимнее и летнее
время.
1542.2.1. Анализ работы системы подготовки газа методом НТС
Система подготовки газа методом низкотемпературной сепарации используется
для очистки и осушки газа газоконденсатных месторождений. Использование жидких или
твердых сорбентов для осушки газа газоконденсатных месторождений нецелесообразно
из-за близости температур кипения жидких поглотителей и отдельных компонентов угле-
водородов, входящих в состав конденсата, трудности отделения их от твердых сорбентов,
ухудшения поглощающих способностей сорбентов. Применение системы НТС для подго-
товки газа более тесно связано с технологией и техникой подготовки газа. Технологиче-
ски для создания низкой температуры точки росы методом НТС необходимо не только
обеспечение низкой температуры сепарации и давления максимальной конденсации в се-
параторе, но и способность сепаратора улавливать все частицы жидкой фазы в потоке.
Выпускаемые в настоящее время отечественные и зарубежные сепараторы гравитацион-
ного и инерционного типов не гарантируют 100% отделения жидких капель независимо
от их конструктивных особенностей (вертикальные или горизонтальные сепараторы, с на-
садками или без них).
Кроме того, как в гравитационных, так и в циклонных сепараторах имеются допус-
тимые диапазоны скорости движения потока в сепараторах. Естественно, что в процессе
разработки происходит качественное и количественное изменения состава сепарируемого
потока, и эти изменения должны быть учтены при выборе режима сепарации.
При анализе состояния подготовки газа методом НТС предметом изучения должны
быть изменения состава поступающего потока, количество сепарируемого газа, снижения
давления и повышения температуры газа в период разработки, когда установки за счет
собственной энергии газа не в состоянии обеспечить необходимые Рс и Тс, а установки ис-
кусственного холода или трубодетандерные агрегаты еще не введены в систему подготов-
ки. По материалам анализа работы системы НТС и, исходя из кривых фазового состояния
газоконденсатной смеси, должен быть количественно установлен уход конденсата и раз-
работаны рекомендации, обеспечивающие полное извлечение конденсата на промысле.
При анализе работы системы НТС одной из главных задач является определение
соответствия проектной и фактической величин теплообмена в теплообменниках. Несоот-
779
ветствие этих величин может быть связано с непроектным характером изменения давле-
ния во времени и по площади залежи в системе «пласт-УКПГ», изменением условий экс-
плуатации скважин из-за несвоевременного ввода ДКСит.д.
По материалам анализа, исходя из уточненных запасов газа, распределения отборов
газа по участкам залежи, следует установить соответствие проектных и фактических сни-
жений температур во второй ступени сепарации и в теплообменнике и подготовить реко-
мендации об ожидаемых условиях работы сепараторов»! и II ступеней и теплообменника.
Проведенные по элементам системы НТС анализы должны в конечном счете сво-
диться к оценке проектного и фактического выхода конденсата и температур точки росы
по влаге и углеводородам. Если система НТС включает в себя промысловую подготовку
газа и окончательное обеспечение товарной кондиции в головных сооружениях, то необ-
ходимо оценить работу промежуточного охлаждения газа в теплообменниках «воздух-
газ», «вода-газ» и «газ-газ» (после дросселирования) с последующим применением аб-
сорбционного процесса, как это имеет место на месторождениях с высокой температурой
газа, как, например, на месторождении Шатлык (Туркменская Республика).
15.12.2. 2. Анализ работы системы подготовки газа методом абсорбции
На большинстве месторождений газа севера Тюменской области в отложениях се-
номана тяжелые компоненты углеводородов практически отсутствуют. По оценкам
ВНИИГаза, содержание фракций Ся в газах сеноманских отложений не превышает 0,3.10’3
кг/м3 газа. При таком содержании тяжелых компонентов углеводородов (это в основном
пентановая фракция) осушку газа целесообразно осуществить методами абсорбции или
адсорбции, позволяющими в условиях Севера обеспечить более низкую температуру точ-
ки росы по влаге.
Использование процесса абсорбции как способа осушки не очень жирных газов
при анализе состояния подготовки газа требует изучения режимов работы абсорбера, де-
сорбера, холодильников, теплообменников для подогрева водосорбентной смеси, сепара-
торов после абсорбера и десорбера.
При анализе работы абсорбера следует обратить внимание на режим его эксплуата-
ции; производительность по технической характеристике абсорбера, давление и темпера-
туру абсорбции, на содержание продукции, поступающей в абсорбер по проекту в про-
цессе разработки, на унос сорбента из абсорбера, на условие подачи сорбента в абсорбер:
780
количество, концентрацию, температуру впрыскиваемого высококонцентрированного
сорбента, на очищение газа от твердых примесей и капельной жидкости в скруберной час-
ти абсорбера.
При анализе работы десорбера следует обратить внимание на термобарический ре-
жим процесса десорбции с учетом свойств используемого сорбента, на степень очистки
сорбента от влаги, от тяжелых компонентов углеводородов, т.е. на концентрацию отрабо-
танного гликоля. Количество сорбента с учетом частичного уноса из абсорбера и испаре-
ния в десорбере должно быть восстановлено за счет ввода в линию нагнетания дополни-
тельного ненасыщенного влагой сорбента из резервных емкостей (см.рис.3.14).
При анализе работы системы абсорбционной осушки должно быть проверено про-
ектное количество подаваемого в цикл абсорбента и его соответствие текущему содержа-
нию влаги в газе. В случае несоответствия подаваемого абсорбента необходимо рассчи-
тать новый удельный объем (массу) абсорбента с учетом изменения влагосодержания газа
во времени в процессе разработки.
Анализу должна подвергаться работа сепаратора после абсорбера, предназначенно-
го для улавливания уносимого потоком газа из абсорбера впрыскиваемого абсорбента. В
этом сепараторе должно быть поддержано определенное давление газа, подаваемого в ма-
гистральный газопровод. Должна быть проанализирована работа холодильника и сепара-
тора после десорбера.
Полученные результаты должны быть обобщены, и по ним разработаны новые ре-
комендации по совершенствованию системы осушки газа.
15.12.2. 3. Анализ работы системы подготовки газа методом адсорбции
Этот способ осушки не нашел широкого применения из-за технологических труд-
ностей. Несмотря на лучшие показатели по температуре точки росы осушаемого таким
способом газа, данный способ имеет два основных недостатка: потери давления в адсор-
берах и утилизация отработанного адсорбента, а также сравнительно низкая продолжи-
тельность цикла сорбции влаги. Осушка газа этим способом производится на некоторых
УКПГ месторождения Медвежье. Появление этого способа на отечественных месторож-
дениях было обусловлено отсутствием опыта добычи и осушки газа на севере Тюменской
области в условиях низких температур добычи и транспорта газа в зимнее время.
781
При анализе системы осушки газа адсорбционным способом следует изучить: со-
стояние и режим работы адсорбционной (десорбционной) колонки как на режиме адсорб-
ции, так и на режиме десорбции; условие сепарации твердых и жидких примесей в потоке
газа до подачи ее в адсорбционную колонку, температурный режим подогревателя части
газа для десорбции, пропускную, способность адсорбера прн гарантированном качестве
осушки газа за определенный промежуток времени, т.е. за цикл поглощения; изменение
влияния увеличения влажности газа в процессе разработки на количество адсорбента и на
продолжительность цикла; потери давления в адсорбере в начале и в конце цикла, работу
системы охлаждения, сепарации и разделения продуктов десорбции и т.д.
Одним из существенных вопросов для анализа является изменение адсорбционной
активности твердых поглотителей и качество газа в процессе длительного пользования
сорбентами. Актуальность этого вопроса повышается по мере увеличения содержания
влаги в газе на поздней стадии разработки залежи.
По перечисленным выше показателям, предопределяющим температуру точки ро-
сы, следует разрабатывать рекомендации, если данные анализа показывают отклонения
этих параметров от проектных, независимо от того, по какой причине эти отклонения
имеют место. Следует проанализировать степень осушки газа в начале и к концу цикла
колонки на режиме адсорбции, а также степень износа сорбентов в результате их длитель-
ного пользования.
15.12.3. Анализ совместной работы промысловых установок и головных
сооружений
Подготовка газа на промысловых установках и на головных сооружениях осущест-
вляется на газоконденсатных месторождениях с высокой температурой газа в пласте. При
анализе состояния сбора и подготовки газа на таких месторождениях следует исходить из
того, что принципом осушки должна быть низкотемпературная сепарация, иногда совме-
щенная с абсорбционным методом доосушки газа, если давление газа после предвари-
тельного его охлаждения воздухом и водой не снижает температур до нужной низкой
температуры за счет дроссель-эффекта. При анализе состояния системы подготовки этим
способом должны быть изучены режимы работ каждого узла этой системы и соответствие
параметров всех узлов проектным. При оценке эффективности осушкн газа этим способом
следует исходить из соответствия режима работы каждого узла. Если в процессе эксплуа-
782
тации изменены режимы работы отдельных узлов с сохранением конечной степени осуш-
ки, то в материалах анализа следует указать причины изменения проектного режима.
Осушка газа газоконденсатного месторождения Шатлык этим способом показывает
весьма частые нарушения технологии осушки, что приводит к подаче газа, не соответст-
вующего отраслевому стандарту на газ, подаваемый в магистральный газопровод. Это не-
соответствие прежде всего относится к температуре точки росы подаваемого в газопровод
газа и по углеводородному конденсату. Климатические условия, при которых происходит
предварительное охлаждение газа в теплообменниках «воздух-газ» и «вода-газ», в летнее
время не обеспечивают нужную температуру газа, подаваемого в систему НТС. Поэтому
наиболее сильное отклонение от ОСТа имеет место в летний сезон.
Анализ работы отдельных узлов совместной работы промысловых установок и го-
ловных сооружений должен быть проведен по тем параметрам и критериям, которые были
изложены в предыдущих пунктах по анализу работ системы НТС и абсорбционной осуш-
ки газа.
15.12.4. Анализ мощности отдельных технологических линий при осушке газа
методами НТС, абсорбции и адсорбции и их узлов
При проектировании системы подготовки газа на промысле обычно предусматри-
вается работа любой из вышеназванных систем осушки на номинальном режиме. Допус-
кается кратковременное превышение производительности технологических линий до 30%
от номинальной мощности установки. Однако это не означает, что при этом все узлы тех-
нологической линии обеспечивают требуемую кондицию осушаемого газа. В частности,
это относится к сепараторам, работающим в режиме гравитации. Поэтому при анализе ра-
боты системы осушки газа следует прежде всего рассмотреть проектные и фактические
параметры режима осушки газа, к которым относятся: производительность каждого узла
этой системы, давление и температура осушки и состав поступающей к системе осушки,
продукции.
Отчасти соблюдение режима осушки по проекту связано со сроком ввода техноло-
гических линий в пределах рассматриваемого УКПГ или соседнего УКПГ. В целом в эту
систему следует отнести и сроки ввода на поздней стадии разработки месторождения хо-
лодильных установок, и сроки ввода и мощности дожимных компрессорных станций.
783
Своевременность ввода ДКС с требуемой мощностью является одним из основных факто-
ров, обеспечивающих качество осушки газа.
При анализе мощностей отдельных технологических линий и узлов этих линий
следует учесть суточные добычи газа по отдельным УКПГ, состояние обвязки скважин с
новыми УКПГ и отдельными технологическими линиями. На газонефтедобывающих
предприятиях нередки случаи, когда без изменения общего отбора газа из месторождения
в целом начальники установок УКПГ распределяют между собой отборы газа из отдель-
ных участков (с согласия генерального директора). Это распределение охватывает сроки с
продолжительностью до одного месяца. Известны случаи, когда добытый газ со скважин
одной УКПГ затем частично приписывается к скважинам, т.е. к УКПГ, расположенным на
другом участке залежи. Поэтому анализ работы системы осушки должен базироваться на
объективных исходных данных, а не на приписных. Только тогда можно сделать объек-
тивные выводы о работе системы осушки и разработать необходимые для дальнейшей
нормальной работы системы подготовки газа рекомендации.
15.12.5. Анализ работы системы ингибирования скважин для предотвращения
гидратообразования, коррозии и солеотложений
В общий перечень вопросов, связанных с ингибированием, входят:
— необходимость ингибирования скважин, исходя из состава добываемого газа,
продукции скважин и термобарических параметров газа в системе «призабойная зона пла-
ста—устье скважины»;
— ингибирование из-за возможного гпдратообразования;
— ингибирование из-за коррозии скважинного и промыслового оборудования;
— ингибирование из-за солеотложений;
— количественная и качественная характеристики рекомендованных ингибиторов;
— регенерация ингибиторов, потери ингибиторов, изменение условий для ингиби-
рования и обоснование для прекращения ингибирования скважин;
— утилизация продуктов регенерации ингибиторов и продуктов в разделительных
емкостях.
При анализе работы по ингибированию скважин прежде всего следует исходить из
геолого-технических и термобарических условий, имеющих место на данном месторож-
дении. Это означает, что проектировщик обязан, исходя из состава газа на наличие корро-
784
зионно-активных компонентов — СО2, H2S, Hg и т.д., предопределить необходимость ин-
гибирования скважин. Проектировщик обязан, исходя из давления и температуры газа и
их распределения в системе «пласт-УКПГ», установить возможность образования гидра-
тов. При этом проектировщик должен исходить из реального диапазона изменения давле-
ния и температуры газа в названной системе в высоко- и низкопродуктивных скважинах, в
процессе исследования скважин, в скважинах, где большие депрессии на пласт и большие
потери из-за конструкции скважин.
Проектировщик обязан при решении вопроса ингибирования скважин исходить из
ожидаемого обводнения скважин подошвенной или краевой водой, из-за которой возмож-
ны будут солеотложения, начиная от некоторой стадии эксплуатации скважин.
Обобщая перечисленные выше случаи, проектировщик должен разработать реко-
мендации по использованию комплексного ингибитора, определив при этом количество и
качество выбранного ингибитора. При разработке рекомендаций должны быть указаны
места ингибирования, изменение количества и качества ингибитора в процессе разработки
или прекращение его подачи. К концу разработки обычно снимается необходимость инги-
бирования из-за гидратообразования, резко снижается необходимость ингибирования из-
за коррозии скважинного оборудования, так как к концу разработки снижается парциаль-
ное давление коррозионно-активных компонентов. Увеличивается к концу разработки
опасность солеотложений и, следовательно, необходимость ингибирования против соле-
отложения.
Отмеченные выше положения должны быть заложены в основу анализа работы
системы ингибирования и ее соответствия проектным. Однако это не означает, что в про-
ектах разработки газовых и газонефтяных месторождений рекомендованные параметры
являются аксиомой, не подлежащей пересмотру. Достаточно часто в процессе дальнейше-
го изучения залежи выясняются новые детали о составах газа, об обводнении скважин
пластовой водой и т.д. Эти данные требуют внесения изменений по проектным решениям
по части ингибирования, что и должно быть сделано по результатам анализа системы ин-
гибирования. К этим материалам должны быть добавлены материалы анализа регенерации
ингибиторов, потери и их изменения качественно и количественно в зависимости от из-
менения давления и температуры добываемого газа, парциальных давлений коррозионно-
активных компонентов, состава добываемой продукции с позиции наличия пластовой во-
ды. Кроме того, должны быть проанализированы материалы по утилизации продуктов из
разделительных емкостей и регенерационных установок при применении ингибиторов
против коррозии и солеотложений.
785
15.13. Анализ показателей разработки при использовании численных
методов прогнозирования
Содержание главы по анализу показателей разработки зависит от метода проекти-
рования. Естественно, что при приближенном методе проектирования разработки количе-
ство важнейших параметров, прогнозируемых в проекте, намного меньще. Кроме того,
как качество прогнозирования, так и число анализируемых параметров приближенными
методами по уровню намного ниже, чем прогнозируемых при использовании численных
методов с применением геолого-математических моделей залежи или ее фрагментов.
Исходя из вышеизложенного, выделим основные показатели, прогнозируемые обо-
ими методами, а также показатели, присущие приближенному и численному методам в
отдельности.
1. К общим параметрам и показателям, подлежащим анализу независимо от метода
проектирования, относятся.
— уточнение геологической характеристики залежи, включающей в себя структу-
ру, толщину, пористость, проницаемость, насыщенность, неоднородность, наличие текто-
нических нарушений, ГВК и многие другие параметры, состав добываемой продукции,
— исследование скважин для определения параметров пластов и обоснование ре-
жимов работы скважин;
— технологический режим работы скважин,
— давление, температура и дебиты скважин;
— число и размещение скважин и их конструкции;
— годовые отборы газа, конденсата, нефти,
— сбор и подготовка газа на промысле;
— вводУИХиДКС
и другие параметры, подлежащие определению и прогнозированию.
2. При приближенном методе проектирования разработки залежи, кроме перечис-
ленных выше параметров, анализу подлежат:
— запасы газа объемным методом и методом падения пластового давления;
— изменение среднего по площади и по толщине пластового давления с учетом
срока ввода в эксплуатацию новых участков и УКПГ;
— коэффициенты фильтрационного сопротивления, используемые при прогнози-
ровании дебита «средней» проектной скважины.
786
3. При численном методе прогнозирования показателей разработки месторождения
или его фрагментов путем создания геолого-математической модели, кроме общих с при-
ближенными методами параметров, перечисленных в пункте 1, возможно и необходимо
проанализировать следующие показатели:
— запасы газа, подсчитанные численным методом по известным на дату проекти-
рования параметрам отдельных пропластков, и их изменения, обнаруженные при после-
дующем разбуривании месторождения. При этом особое внимание должно быть уделено
степени истощения каждого пропластка на дату проведения анализа и положению ГВК по
каждому пропластку,
— распределение. пластового давления по площади дренажа каждой скважины,
куста и участка, дренируемого отдельными УКПГ, включая и водоносную, в особенности
приконтурную зоны,
— распределение насыщенности пористой среды газом, нефтью и водой по каждо-
му пропластку и по площади;
— текупще коэффициенты газа, конденсата и нефтеотдачи,
— состояние обводнения высоко- и низкопроницаемых пропластков,
— объемы вторгшейся в каждый пропласток воды;
— - направление перетоков газа, нефти и воды между пропластками и участками за-
лежи;
— состояние и реальные возможности обводнения скважин и кустов.
Перечисленные и другие параметры, которые могут быть прогнозированы только
численным методом проектирования залежи, являются определяющими для устойчивой,
без осложнений работы месторождения. Рассмотрим анализ элементов, перечисленных в
пункте 3.
Анализ запасов газа, подсчитанных численным методом, может иметь место только
в том случае, если подсчет запасов газа произведен с применением геолого-
математической модели залежи или ее фрагментов. Такой способ подсчета запасов объем-
ным методом или методом падения пластового давления невозможен из-за того, что эти
методы не .учитывают реальных перетоков между пропластками и участками залежи. Точ-
ные объемы перетоков на разной стадии разработки между пропластками н участками с
учетом их вскрытия и сроков ввода в разработку возможны только при подсчете запасов
газа с применением геолого-математических моделей.
При анализе запасов газа, определенных численным методом, следует исходить из
новых данных, полученных при разбуривании залежи. Эти данные прежде всего будут от-
787
носиться к параметрам пропластков: толщине, пористости, проницаемости, газонефтево-
донасыщенности отдельных пропластков, принятых при первичном моделировании для
подсчета запасов газа. Эти параметры в новых скважинах могут соответствовать приня-
тым или в определенной степени отличаться от принятых. В случае несовпадения этих
параметров в модель, созданную для подсчета запасов, следует внести соответствующие
поправки. При анализе следует обратить особое внимание на истощение запасов отдель-
ных пропластков. Степень истощения каждого пропластка должна быть увязана с пара-
метром анизотропии этих пропластков, степенью истощения выше- и нижележащих со-
седних пропластков, темпом отбора и запасами газа, вскрытием пропластков, продвиже-
нием воды в залежь и многими другими факторами, влияющими на истощение каждого
пропластка.
Одним из основных и присущих только численному методу прогнозирования пока-
зателей разработки является насыщенность пористой среды газом, нефтью и водой и ее
изменение в процессе разработки. Этот показатель является основополагающим при опре-
делении объема вторгающейся воды в газовую (нефтяную оторочку) залежь и возможно-
сти обводнения эксплуатационных скважин и его влияния на их производительность. По
известной насыщенности оценивается фазовая проницаемость для газа и воды, следова-
тельно, и дебиты скважин по газу и воде. При численном методе прогнозирования показа-
телей разработки в проекте должно быть спрогнозировано изменение насыщенности за-
лежи в процессе разработки, т.е. должны быть составлены карты по перемещению конту-
ра газоводо-, газонефте- н нефтеводонасыщенности. При анализе изменения насыщенно-
сти пористой среды газом, нефтью и водой необходимо исходить из того, насколько в ре-
зультате изменения емкостных и фильтрационных параметров пористой среды, обнару-
женных в новых скважинах, изменились прогнозные показатели по насыщенности, точ-
нее, насколько будут изменяться газонефтеводонасыщенности с учетом новых значений
этих параметров и капиллярных сил.
Следует проанализировать начальные и текущие газонасыщенные объемы залежи с
учетом изменения ее газонефтеводонасыщенности, а также определить объемы вторгшей-
ся в газовую залежь воды (нефти) по каждому пропластку и прогнозировать дальнейшее
направление перемещения газа, воды и нефти между пропластками и участками залежи.
При этом следует учесть геометрические параметры двухфазной зоны.
К наиболее существенным вопросам относится и анализ пластовых давлений по
отдельным пропласткам и участкам залежи с учетом гравитационных сил, в особенности
если продуктивные пласты наклонны. Следует обратить внимание на распределение пла-
788
стового давления по толщине пласта, по длине скважины, если она горизонтальная, а так-
же в зонах расположения кустов и УКПГ. Численный метод прогнозирования изменения
давления во времени и его распределения по толщине и по площади является единственно
возможным методом, когда одновременно могут быть учтены гравитационные силы, на-
клон пласта, степень истощения отдельных пропластков, вторжение воды в отдельные
пропластки и многие другие факторы, влияющие на величину пластового давления. От
точности пластового давления зависят дебиты скважин, обводнение залежи и скважин,
система осушки газа, сроки ввода ДКС и т.д.
Использование геолого-математической модели залежи или ее фрагментов позво-
ляет предсказать величины пластового давления в любой точке пласта в любое время. По
величине пластового давления устанавливается направление перетоков между пропласт-
ками, участками залежи и зонами, дренируемыми горизонтальными стволами.
При численном методе прогнозирования показателей разработки следует привести
в проекте разработки распределение пластового давления во времени по толщине и пло-
щади залежи, получаемое при тех исходных данных, которые были известны в момент со-
ставления проекта. Проанализировав новые исходные данные и проектное распределение
пластового давления, следует разработать рекомендации по дальнейшему сохранению
проектных решений или скорректировать отборы газа и сроки ввода новых скважин, ДКС
и других объектов, связанных с изменением пластового давления.
789
Глава 16. КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И
ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
16.1. Общие положения
Необходимость контроля за разработкой месторождений обусловлена прежде всего
неточностью и недостаточностью использованных исходных данных на стадии проекти-
рования и приближенностью прогнозируемых показателей методами, примененными при
определении значительного числа параметров разработки, добычи газа и конденсата и
подготовки газа на промысле. Объем и содержание работы по контролю за разработкой
месторождений устанавливается проектом разработки и осуществляется газонефтедобы-
вающим предприятием с частичным участием проектирующей организации. Параметры и
показатели, подлежащие контролю, зависят от стадии освоения месторождения. Наи-
большее число параметров и показателей, подлежащих контролю, приходится на началь-
ную стадию освоения залежи. По мере разработки залежи и получения достоверной ин-
формации число контролируемых параметров и показателей сокращается.
Количество и методы контроля за разработкой существенно зависят от геологиче-
ских особенностей месторождений. В частности от:
— типа залежи (пластовая или массивная) и состава добываемой продукции,
— неоднородности залежи, ее многослойное™, наличия гидродинамической связи
между пропластками, величины параметра анизотропии,
— наличия и размеров нефтяной оторочки, упругих запасов водоносного бассейна;
— степени насыщения газа высококипящими углеводородами;
— наличия и амплитуды тектонических нарушений;
— последовательности ввода в разработку отдельных участков залежи и величин
. отборов из различных зон;
— соотношения запасов газа в низко- и высокопористых и низко- и высокопрони-
цаемых пропластках;
— последовательности залегания высоко- и низкопроницаемых пропластков и
вскрытия их скважинами; абсолютных величин проницаемости пропластков;
— типа скважин (вертикальная или горизонтальная);
— темпа отбора газа, нефти и системы разработки;
— обвязки скважин;
— размещения скважин;
790
— числа и размещения наблюдательных и пьезометрических скважин;
— способа подготовки газа;
— наличия коррозионно-активных компонентов в газе, нефти и воде;
— устойчивости коллекторов и величин остаточных деформаций при снижении
давления;
— емкостных и фильтрационных параметров каждого пропластка, положения ГВК,
ГНК, НВК, размеров двухфазных зон и многих других факторов.
Контроль за разработкой корректируется путем систематического анализа мате-
риалов разработки, накопленных в результате исследований и эксплуатации скважин.
В целом контроль за разработкой осуществляется путем:
— изучения данных разбуривания залежи разведочными (для доразведки месторо-
ждения), эксплуатационными, наблюдательными, пьезометрическими и нагне-
тательными скважинами,
— изучения свойств образцов породы и насыщающих их флюидов в лабораторных
условиях;
— проведения газогидродинамических исследований скважин при стационарных и
нестационарных режимах фильтрации;
— проведения газоконденсатных и гидрогеологических исследований;
— проведения промыслово-геофизических исследований,
— использования данных эксплуатации скважин;
— использования данных эксплуатации систем сбора и подготовки газа, нефти;
систем регенерации ингибиторов и работы ДКС.
Каждый из названных методов по контролю за тем или иным показателем исполь-
зуется для утверждения пригодности отдельных параметров, использованных при проек-
тировании, и подтверждения соответствия проектных и фактических показателей разра-
ботки.
В настоящее время рекомендации по контролю за разработкой в действующих про-
ектах носят в большинстве своем декларативный характер. Эти рекомендации не преду-
сматривают применение наиболее точных и экологически чистых методов получения кон-
тролируемых параметров. Сложившаяся ситуация связана с двумя обстоятельствами:
— формальным отношением проектировщика к разделу проекта по контролю за
разработкой,
— недостаточным знанием проектировщика современных методов определения тех
или иных параметров комплексом исследований, перечисленных выше.
791
Кроме того, часто в проектах предлагаются методы контроля параметра, не при-
годные для качественного определения данного параметра. Так, например, до настоящего
времени ни в одном проекте не рекомендуется определение коэффициентов фильтрацион-
ного сопротивления с использованием кривых стабилизаций давления и дебита, хотя при-
менение этого метода существенно сокращает потери газа при исследовании скважин. Для
контроля за разработкой не используется возможность замены стационарных методов ис-
следования скважин на нестационарные. Не используются также ускоренные методы ис-
следования скважин.
16.2. Периодичность контроля за показателями разработки
месторождений
Основным источником, регламентирующим определение периодичности контроля
отдельных параметров, являются «Правила разработки газовых и газоконденсатных ме-
сторождений», изданные в 1971 г. В дальнейшем ВНИИГАЗом были подготовлены новые
правила разработки, которые не были признаны как нормативный документ. В этих пра-
вилах объемы исследовательских работ по контролю не обоснованы, они не привязаны к
особенностям газовых и газонефтяных месторождений, они не учитывают возможности
получения одних и тех же параметров различными методами. Эти правила не устанавли-
вают продолжительность контроля отдельных параметров или значительное сокращение
работ по контролю за разработкой по этим параметрам после достоверного определения
закономерности изменения этих параметров.
Частота измерения и контроля отдельных параметров и показателей разработки
зависит от их изменчивости и важности. Число этих параметров, подлежащих контролю,
зависит от метода проектирования. При приближенном методе прогнозирования число
параметров, подлежащих контролю, значительно меньше, чем при прогнозировании пу-
тем создания геолого-математической модели залежи или ее фрагментов.
При приближенном методе прогнозирования показателей разработки в процессе
разработки контролируются:
—пластовое, забойное (или вместо забойного давления величина депрессии на
пласт) и устьевое давления;
—потери давления в стволе скважины, в шлейфах (коллекторах), в установках по
подготовке газа;
792
— дебиты скважин, режим работы скважин и его изменение, конструкция скважин;
— годовые отборы;
— число и сроки ввода скважин различного предназначения;
— число и сроки ввода установок по подготовке газа;
— образование и характер изменения депрессионных воронок;
— изменение давления залежи по толщине;
— изменение положения ГВК и ГНК по данным гидрогеологических, геофизиче-
ских и лабораторных исследований;
— изменение состава добываемой продукции, в том числе выход конденсата при
установленных проектом термодинамических условиях сепарации газа;
— изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления в результате изме-
нения свойств пористости среды, газа, выпадения конденсата, подъема ГВК или
ГНК;
— запасы газа, режим залежи с учетом продвижения воды в залежь;
— характер обводнения залежи;
— измерение интенсивности коррозии оборудования;
— возможность отложения солей при обводнении скважин,
— взаимодействие участков с различной степенью истощенности;
— необходимость и способы ингибирования скважин и УКПГ;
— положение забоя и возможность образования жидких и песчаных пробок;
— распределение притока, давления и температуры в интервале перфорации
и другие параметры, и показатели разработки.
При численном методе прогнозирования показателей разработки, кроме перечис-
ленных выше величин, контролю подлежат:
— изменение насыщенности газонасыщенной зоны из-за продвижения подошвен-
ной или контурной воды;
— изменение фазовых проницаемостей по мере перемещения границы двухфаз-
ных: газ-вода, газ-нефть и нефть-вода зон,
— изменение дебитов газа, нефти и воды по мере продвижения нефтяной оторочки
и подошвенной или контурной вод в газовую залежь;
— изменение распределения давления по толщине по отдельным пропласткам и
степени участия в разработке каждого пропластка;
— изменение величин извлекаемых запасов газа по мере включения в разработку
новых низкопроницаемых пропластков;
793
— изменение потерь конденсата в результате зональных перетоков газа в зависи-
мости от отбора газа из этих зон;
— изменение темпа перетока в зависимости от темпа отбора газа из отдельных
пропластков и параметра анизотропии;
— изменение условий эксплуатации при освоении залежи системой горизонталь-
ных скважин;
— устойчивость показателей скважин после проведения в них работ по интенси-
фикации,
— изменение приемистости нагнетательных скважин при разработке газонефтяных
месторождений с поддержанием пластового давления;
— изменение положения контура перемещения закачиваемого агента
и многие другие параметры и показатели разработки, определяемые только численным
методом прогнозирования.
Значительное число показателей, прогнозируемых только численным методом,
подлежит контролю исключительно с помощью геолого-математических моделей залежи
или ее фрагментов. Такой метод контроля связан, во-первых, с вводом в программу новых
исходных данных, получаемых из новых скважин, и, во-вторых, адаптацией созданной
модели с учетом ввода новых данных и повторным восстановлением истории разработки
месторождения или его фрагментов.
Больше половины из перечисленных параметров и показателей разработки не под-
дается непосредственному контролю путем измерения определенных параметров. Так, на-
пример, для контроля за режимом залежи необходимы: изучение состава добываемой во-
ды, характера снижения уровня в пьезометрических скважинах; темп падения приведен-
ного пластового давления Р /Z от отбора газа из залежи или ее отдельных участков, на-
личие возможности межзональных и межпластовых перетоков газа и другие процессы,
происходящие в пласте.
Сравнительно достоверно и не косвенным путем с соответствующей периодично-
стью могут контролироваться: пластовое, устьевое и забойное давления путем непосред-
ственных замеров; дебиты имеющихся и вводимых новых скважин, годовые отборы газа,
нефти, конденсата и воды, число и сроки ввода новых скважин, коэффициенты фильтра-
ционнотр сопротивления, запасы газа, составы добываемой продукции, положение ГВК и
ГНК путем проведения специальных геофизических исследований, текущие забои сква-
жин, условия сепарации скважинной продукции, выход конденсата, депрессионные во-
ронки, потери давления в стволе, шлейфах, на УКПГ и т.д.
794
Одной из главнейших задач контроля за разработкой месторождений является опре-
деление важности контролируемого параметра, периодичность, необходимая и достаточная
для качественного контроля за выбранными параметрами, и, наконец, что произойдет при
отсутствии качественного контроля по этим параметрам или по некоторым из них.
Можно с уверенностью отметить, что практически во всех проектах объемы и час-
тота контроля по большинству параметров неоправданно высоки, и они проектировщиком
используются неполностью из-за отсутствия необходимости в этом. В частности, согласно
проектам разработки месторождений Медвежье, Уренгойское, Ямбургское практически
каждая эксплуатационная скважина должна бьпъ исследована методом установившихся
отборов хотя бы один раз в год с целью оценки изменения коэффициентов фильтрацион-
ного сопротивления этих скважин. Опыт работы первых лет работы этих месторождений
и теоретические основы получения этих коэффициентов показывают, что они изменяются
в этих месторождениях в основном за счет подъема ГВК, и поэтому нет необходимости
ежегодно исследовать каждую скважину на предмет контроля за изменением этих коэф-
фициентов, учитывая, что за год подъем ГВК составляет небольшую величину.
Идентичная необоснованная работа по контролю за выносом жидких и твердых
примесей тгз скважин производится в десятках однотипных скважин без соблюдения соот-
ветствующих условий выноса частиц. В частности, на Ямбургском месторождении в тече-
ние года проводились исследования на вынос твердых частиц в 50 скважинах. При этом
создавались различные депрессии на пласт в диапазоне ее изменения 0,3<ДР<5,0 атм. На
каждом режиме (депрессии) исследуемая скважина работала 30 мин., из которых для ста-
билизации режима для выбранной депрессии необходимо было не менее 20 мин. Это оз-
начает, что на стабильном установившемся для данной депресстпт режиме исследуемая
скважина работала 04-10 мин. К отмеченному следует добавить и то, что конструкции
большинства исследуемых на вынос песка скважин н профили притока газа к забою из
перфорированного интервала не обеспечивали необходимую скорость потока для выноса
примесей.
Следовательно, все проведенные специальные исследования на предмет разруше-
ния призабойной зоны и выноса примесей оказались некачественными, а их результаты
недостоверными. Практически запланированные работы по выносу песка не были изуче-
ны и проконтролированы, хотя на эти исследования были затрачены значительные расхо-
ды. Такая некачественная работа по контролю за разработкой оказалась возможной пото-
му, что в проекте не были указаны методы контроля за разрушением призабойной зоны и
выносом продуктов разрушения на поверхность.
795
Если проектировщик будет в дальнейшем исходить из результатов этих некачест-
венных исследований, то запланированные дебиты скважин и годовые отборы из место-
рождения не будут обеспечены из-за образования песчаных пробок в интервале перфора-
ции. Аналогичные принципиально неверные исследования были выполнены и по содер-
жанию воды в продукции скважин. Исследования на вынос воды были проведены в необ-
водненных пластовой водой скважинах. Однако авторы исследования представили ре-
зультаты по содержанию воды в газе при депрессйях 0,3<АР<5,0 атм., согласно которым
кошгчество конденсионной воды в газе изменяется в несколько раз. Такое изменение ко-
личества конденсионной воды в газе в указанном диапазоне изменений депрессии невоз-
можно, следовательно, результаты исследования ошибочны. Для определения количества
конденсионной воды в необводненных скважинах нет необходимости исследовать 50
скважин в год. Если до ввода в разработку месторождения для известного пластового
давления и пластовой температуры, состава газа и пластовой воды определено влагосо-
держание газа, то контролировать его величины в процессе разработки не следует.
Частота измерений контролируемых параметров зависит от стадии разработки за-
лежи, неоднородности пластов, темпа отбора газа и нефти из отдельных участков залежи,
от количества скважин различного назначения. Количество скважин, в которых заплани-
рованы работы по контролю, зависит от типа, формы н размеров залежи, запасов газа, из-
менчивости термобарических параметров залежи и состава добываемой продукции, числа
и амплитуды тектонических нарушений, гидродинамической связи между пропластками и
Т.Д.
На крупных газовых и газонефтяных месторождениях для контроля за разработкой
требуются десятки наблюдательных и столько же пьезометрических скважин. Несмотря
на это, расстояние между этими скважинами исчисляется километрами, что затрудняет
создание истинной геолого-математической модели залежи.
Поэтому в совокупности с наблюдательными скважинами используются н эксплуа-
тационные скважины для определения распределения пластового давления по площади и
во времени. Такие данные весьма существенны для оценки степени расформирования
нефтяной оторочки, глубины депрессионной воронки н т.д.
Объемы и частота контроля отдельных параметров в процессе разработки сущест-
венно увеличиваются, если месторождение газоконденсатное или газонефтяное и оно раз-
рабатывается с поддержанием пластового давления. При этом к параметрам и показателям
разработки газовых месторождений добавляются дополнительные параметры, которые
796
должны быть проконтролированы, если месторождение газонефтеконденсатное. К допол-
нительным параметрам относятся:
— изменение свойств газоконденсатной смеси в процессе разработки;
— изменение свойств нефти при различных давлениях в пласте;
— изменение положения ГНК и НВКво времени,
— изменение газонефтеводонасыщенности газоносной н нефтеносной зон;
— изменение фазовых проницаемостей в процессе разработки, •
— изменение пластового давления на участке между эксплуатационными и нагне-
тательными скважинами;
— изменение дебитов газа и нефти с учетом образования конусов газа, нефти и во-
ды в процессе эксплуатации скважин в зависимости от вскрытия пласта и создаваемых
депрессий иа пласт,
— изменение приемистости нагнетательных скважин
и многие другие параметры, связанные с геологическими особенностями газонефтяных
месторождений.
Согласно правилам разработки газоконденсатных месторождений [73] необходимо
два раза в год исследовать содержание конденсата в газе при принятых условиях сепара-
ции газа по каждой скважине. Такие требования неоправданны, так как на большинстве
газоконденсатных месторождений изменение содержания конденсата незначительно. Та-
кая работа должна быть выполнена только в отдельно взятых скважинах, отличающихся
их расположением по площади залежи и вскрывших различные интервалы продуктивного
разреза. Причем исследование изменения содержания конденсата должно проводиться не
два раза в год, а эпизодически. Отметим, что к исследованиям содержания конденсата
должны быть присовокуплены изучения физических свойств конденсата, т.е. плотности
молекулярной массы конденсата, фракционного и группового состава, коэффициента
усадки и других физических и теплофизических свойств конденсата. Контроль за измене-
нием содержания конденсата в добываемом газе приобретает первостепенное значение,
если газоконденсатное месторождение разрабатывается с поддержанием пластового дав-
ления, путем обратной закачки отсепарированного газа. В этом случае контроль за соста-
вом добываемой продукции целесообразно установить по всем эксплуатационным сква-
жинам.
797
16.3 Осуществление оперативного контроля за разработкой
месторождений
В разделе проекта разработки по контролю, как правило, приводится перечень
контролируемых параметров и частота выполнения работ по контролю. При этом пред-
полагается, что газонефтедобывающие предприятия либо сами выполняют эти работы
(как правило, частично), либо пользуются услугами’других организаций. Численность и
квалификация персонала газонефтедобывающего предприятия, как правило, не позволя-
ет силами ЦНИЛов или ЦНИПРов выполнить все предусмотренные проектом исследо-
вания из-за многопрофильности запланированных работ. В целом для контроля за раз-
работкой необходимы выполнения стандартных газогидродинамических исследований,
газоконденсатных исследований в полевых и лабораторных условиях, геохимических
исследований, пр смысл ово-геофизических исследований и контрольных замеров давле-
ния, дебитов, температуры отдельных скважин, технологических линий на УКПГ и
многих других параметров.
Как правило, газоконденсатные исследования в лабораторных условиях выполня-
ются работниками НИИ, промыслово-геофизические исследования — специальными
геофизическими организациями или партиями, а все остальные исследования — силами
газонефтедобывающих предприятий.
Полученные результаты исследований и наблюдений анализируются и обобщаются
проектировщиком, и в зависимости от несоответствия фактических данных проектным
вносятся коррективы к проекту, а при значительных их отклонениях составляется новый
проект разработки.
Оперативный контроль за разработкой залежи, выполняемый собственными сила-
ми добывающего предприятия, заключается в:
— наблюдении за состоянием фонда скважин различного назначения;
наблюдении за изменением во времени рабочих дебигов скважин, устьевых давлений и
температур газа,коэффициентов айв;
— наблюдении за выносом воды, конденсата, твердых примесей, нефти (прн нали-
чии оторочки) при различных депрессиях;
— изучении составов газа, конденсата, воды по скважинам и во времени,
— проведении регулярных газогидродинамических, газоконденсатных (в промы-
словых условиях), гидрогеологических исследований в эксплуатационных, наблюдатель-
ных, пьезометрических и нагнетательных скважинах;
798
— проведении наблюдений за изменением параметров шлейфов, коллекторов, тех-
нологических установок;
— проведении работ по интенсификации;
— изучении состояния скважинного и промыслового оборудования;
— наблюдении за состоянием КИП и систем автоматического измерения и регули-
ровании отдельных параметров;
— наблюдении за режимом работы сепарационных установок, систем регенерации
ингибиторов и сорбентов, за расходами ингибиторов и ДЭГ, за качеством подаваемого в
магистральный газопровод газа, за концентрацией регенерированных ингибиторов и сор-
бентов, за их потерями, за режимом теплообменников;
— наблюдений за коррозией в основных узлах системы «скважина—начало газо-
провода»;
— контроле за подаваемым количеством в скважину и УКПГ антигидратных, ан-
тикоррозионных и антисолевых ингибиторов;
— наблюдении за состоянием забоя скважин, за положением ГНК и ГВК,
— наблюдении о возможных перетоках между пластами при значительной неодно-
родности газонефтенасыщенных пропластков и наличии или отсутствии гидродинамиче-
ской связи между ними,
— наблюдении за входными параметрами ДКС;
— наблюдении за характером изменения пластового давления по толщине и по
площади залежи и текущих извлекаемых запасов газа (конденсата) в зависимости от ввода
в разработку отдельных частей залежи и темпа отбора газа и нефти из этих участков и в
изучении многих других параметров, фиксируемых на объектах промысла.
Накопленная информация вместе с информацией, полученной лабораторными ис-
следованиями НИИ и промыслово-геофизическими и специальными исследованиями, рас-
сматривается геологическим отделом газонефтедобывающего предприятия и передается
проектировщику для авторского контроля за разработкой месторождения.
Непосредственные наблюдения за значениями контролируемых параметров и учет
добываемой продукции персоналом добывающего предприятия в случае использования
соответствующих требований Госгортехнадзора к приборам и аппаратуре принимаются
как достоверные и не требуют особых рекомендаций по выбранным методам их опреде-
ления или измерения. Однако в перечне контролируемых параметров имеются такие, ко-
торые должны быть определены в соответствии с рекомендациями проекта, хотя в проек-
799
тах рекомендации методического характера для определения отдельных параметров, как
правило, отсутствуют.
Такие рекомендации в проектах должны быть по двум причинам:
1. для качественного определения контролируемых параметров;
2. для определения этих параметров методами, позволяющими охране окружающей
среды и природных ресурсов углеводородов.
Ниже рекомендованы наиболее приемлемее методы контроля отдельных парамет-
ров и показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений.
16.4. Использование промыслово-геофизических методов для контроля
за разработкой
Промыслово-геофизическими методами исследования определяется значительное
число параметров, подлежащих контролю в процессе разработки. В разделе по контролю
за разработкой в проектах, как правило, приводится только перечень параметров, а техно-
логия и методика их определения выбираются исполнителем проекта разработки. В ряде
случаев из-за отсутствия конкретных рекомендаций методического характера исполнитель
проекта выбирает методы, не обеспечивающие качественные результаты, используемые
впоследствии для внесения в проект определенных коррективов.
Значительное число параметров, подлежащих контролю только промыслово-
геофизическими методами, может быть определено с использованием:
— электромагнитной локации муфт (ЛМ);
— электромагнитной дефектометрии многократных колонн (ЭМДК);
— барометрии (БМ);
— дифференциальной барометрии (БМГД);
— диэлектрической влагометрии (ВЛД);
— индукционной резистивиметрии (РС);
— механической расходометрии жидкости (РМЖ);
— механической расходометрии газа (РМГ);
— термокондук-пивной расход ометрии жидкости (РТЖ);
— термокондуктивной расход ометрии газа (РТГ);
— ультразвуковой расходометрии (РУЗ);
— термометрии (ТМ);
800
— дифференциальной термометрии (ТМГД);
— канала температурной корректировки (ТК);
— шумометрпи или пассивной акустики (Ш-н);
— шумометрии высокочастотного канала (ШВЧ);
* —шумометртпт низкочастотного канала (П1НЧ);
— спектральной шумометртпг (ШСП);
— локацгпт движения вод (Э-п);
— спектральной локации движения вод (ЭСП);
— плотностометрии (ПЛ);
— гамма-каротажа (ГК);
— нейтрон-нейтронного каротажа по тепловым нейтронам (ННКТ);
— нейтрон-нейтронного каротажа (ННК);
— нейтронно-гамма каротажа (НГК);
— импульсного нейтрон-нейтронного каротажа (ИННК);
— импульсного нейтронного гамма-каротажа (ИНГК);
— кислородно-активационного нейтронного гамма-метода (КНАМ);
—микрокавернометртпт.
Перечисленные методы в целом позволяют определить:
1. дефекты в колоннах и мест нахождения муфт;
2. распределение давления и градиента давленти по стволу;
3. влажность газа;
4. расходы жидкости и газа механическими и термокондуктивным методами;
5. распределение температуры и ее градиента по стволу,
б. профиль притока с помощью термометрии, шумометртш;
7. фиксацию движения вод электромагнитным и спектральным методами;
8. фиксацию пзмененти насьпценти пор газом, нефтью и водой радиоактивными
методами;
9. диаметр ствола;
10. плотность газа и газожидкостной смеси.
При выборе параметра, определяемого методами промысловой геофизики для контроля за
разработкой, проектировщик должен исходить из:
— важности определяемого параметра для контроля за разработкой и наличия воз-
можности определить этот параметр другими, менее трудоемкими методами,
801
— трудности использования промыслово-геофтгзтгческнх методов, связанных с не-
обходимостью спуска глубинных приборов на кабеле в работающие газовые скважины с
большим устьевым давлением п в условиях отсутствия соответствующих лубрикаторов.
Исходя тгз отмеченных особенностей проведения промыслово-геофизических ис-
следований, прп выборе метода определения перечисленных параметров следует макси-
мально избегать проведения таких исследовантш. Наиболее важными среди перечислен-
ных параметров, определяемых геофизическими исследованиями, являются: выяснение
профиля притока в работающих скважинах одним из способов (илп одновременно не-
сколькими): термометрией, расходометрпей (механической), шумометрией, локация дви-
жения вод электромагнитным или спектральным способом и определение насыщенности
коллекторов газом, нефтью и водой радиоактивными методами, а также изучение техни-
ческого состояния скважпн.
Каждый из приведенных выше основных параметров, определяемых геофизиче-
скими методами исследования, позволяет прослеживать за ходом разработки месторожде-
ния. Следует подчеркнуть, что промыслово-геофтгзические методы нсследованги могут
быть проведены на любой стадии разработки месторождений углеводородов. Эти методы
являются основными при изучении и уточнентш геологического строения залежи, оценке
запасов газа, конденсата и нефти, продуктивности разреза, контроля за разработкой и
оценки технтгческого состояния скважпн. В совокупности эти методы позволяют устано-
вить положение ГНК и ГВК и его изменение в процессе разработки; уточнтгть глубины
залегания отдельных пропластков и определить их толщину, пористость, насыщенность,
выделить границы интервалов и дебпты этих интервалов, установить эффективность ра-
бот по дополнительной перфорации, гидроразрыву, СКО и других видов интенсификации
притоков, установить герметичность обсадных колонн и насосно-компрессорных труб,
места заколонного движения газа и жидкости и местонахождение газожидкостных разде-
лов.
Комплекс геофттзических исследований выбирается, исходя из поставленных про-
ектом разработки задач, с учетом геологического строения залежи, конструкции скважин
на данном месторождентш и режима эксплуатацгш скважин. К настоящему времени пред-
ложен [2] унпфтщпрованнып комплекс геофттзических исследований, который принят в
качестве стандартного (типового). В этот комплекс входят: электромагнитная локацти
муфт, гамма-каротаж, термометрия, барометрия, влагометрия, расходометрия (механтие-
ская и термокондуктпвная), ппотностометрпя. Причем в зависимости от поставленной
802
проектом задачи эти исследования могут быть выполнены на 2-5-5 режимах работы сква-
жины при различных депрессиях на пласт.
Однако следует подчеркнуть, что предложенный типовой комплекс геофизических
исследований в большинстве случаев предусматривает лишнюю дополнительную работу.
В частности, на тазовых месторождениях и на газоконденсатных с незначительным со-
А
держанием конденсата (до 300 см3/м3 газа) нет необходимости определять распределение
давления, плотности и влажности газа по стволу, так же, как и работы по локации муфт и
по распределенгпо температуры газа по глубине, если при помощи термометрии не опре-
деляется профиль притока газа и жидкости к забою. Поэтому предложенный в проекте
разработки комплекс геофизических исследований должен быть конкретизирован и обос-
нован. В ряде случаев типовой комплекс геофизических исследований должен быть со-
ставлен с учетом особенностей проектируемого месторождения и исследуемой скважины.
В проекте разработки месторождений должны быть отражены условия применения
геофизических исследований, задачи этих исследований с целью контроля за разработкой,
их периодичность, распределение по площади залежи, по этажам продуктивного горизон-
та и типам скважин.
Особые сложности для геофизических псследовангпг возникают прп их проведеншт
в горизонтальных скважинах. При необходимости проектировщик обязан предусмотреть
особые конструкции скважин с соответствующим скважинным оборудованием, позво-
ляющим выполнить специальные геофизические исследования в таких скважинах; напри-
мер, скважины без перфорации колонны, с башмаком фонтанных труб выше контроли-
руемых, объектов и т.д.
16.5. Физические основы геофизических методов исследования скважин
Достоверность информации, получаемой промыслово-геофизическими исследова-
ниями, зависит от физических основ этих методов, технологии проведения и интерпрета-
ции результатов проведенных исследований. Качество получаемой информации может
быть гарантировано при соблюдентш определенных требований, регламентируемых в ра-
ботах [24], [48] и [50], а также в заводских инструкциях к геофизической аппаратуре.
Учитывая, что вопросы измерения давления и температуры газа и нефти по стволу
с передачей результатов измерения по кабелю на наземную аппаратуру не представляют
особой трудности и такие работы выполняются и при газогидродинамическпх исследова-
803
ниях скважин, остановимся на возможностях специфичных геофизических исследований.
Цель изложения основ специальных геофизических исследований заключается в ориенти-
ровангаг проектировщика на выбор метода контроля некоторых параметров, прогнозируе-
мых показателей разработки. Это связано с тем, что, как правило, проект составляется или
возглавляется разработчиком (пщрогазодинамиком ), а не геофизиком по специальности.
16.5.1. Гамма-каротаж (ГК)
Этот метод используется для выделения обводняющихся интервалов и привязки к
разрезу диаграмм других методов, оценки глинистости пород и введения поправок на
влияние глинистости и естественной радиоактивности пород на показания нейтронных,
акустических и других методов. Основой метода является регистрация гамма-излучения
естественных радиоактивных элементов горных пород. Показания гамма-каротажа высо-
кие в породах с повышенной радиоактивностью (глинах, калийных солях, глинистых и
полимиктовых песчаниках, бптумозных породах). При разработке нефтяных и газовых
месторождений наблюдается многократное повышение во времени показаний гамма-
каротажа против некоторых интервалов (радиохимический эффект), связанное с обводне-
нием пластов, а также в случае растворения конденсатом высокорадиоактивных битумов,
выносом радия в скважину, сорбцией его в цементном кольце. Для проверки качества
диаграмм гамма-каротажа и других радиоактивных методов обязательна контрольная (по-
вторная регистрация диаграмм гамма-каротажа в 14-2 интервалах, включающих опорные
пласты (с минимальными и максимальными показаниями и одинаковыми скважинными
условиями). При наличии интервалов с радиохимическим эффектом основная запись
должна охватить и интервалы без такого эффекта. При повторных замерах желательно
использование одинаковых масштабов показаний.
Если гамма-каротаж проводится в скважине с обсадной колонной, то применяются
приборы ДРСТ-3 и СРК (диаметр прибора d=90 мм, термостойкость до 120°С, а баростой-
кость до 70 МПа) При проведении гамма-каротажа через насосно-компрессорные трубы
используют приборы РКМ-4 и ТРС (диаметр прибора d=42 мм, термостойкости соответ-
ственно 80 и 120°С, а баростойкости до 35 и 60 МПа).
804
16.5.2. Стационарный нейтронный каротаж (СНК)
Метод применяют для контроля вытеснения газа в пласте жидкостью (показания
уменьшаются) пли жидкости газом; определения газожидкостного раздела в скважинах;
обнаружения интервалов накопления газа в верхних отложениях или в кавернах заколон-
ного пространства. Эффективность метода (достоверность определяемых параметров)
наибольшая при высоких коэффициентах пористости ш и низких пластовых давлениях. В
отмеченных условиях по данным стационарного нейтронного каротажа можно определить
и коэффициент текущего газонасыщения пород.
Основой метода является облучение горных пород источником быстрых нейтронов
и регистрация замедлившихся нейтронов (тепловых или надтепловых), у -квантов, ис-
пользуемых при поглощении медленных нейтронов. На этой же основе выделены моди-
фикации стационарного нейтронного каротажа:
— нейгрон-нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКТ);
— нейтронно-нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННК-НТ);
— нейтронный гамма-каротаж (НГК).
Как правило, используют НГК с длиной зонда (расстояние между источником и
детектором излучения) 60 или 70 см, реже с зондом 40ч-50 см.
Показания всех модификаций стационарного нейтронного каротажа уменьшаются
при увеличенш! водородосодержанпя пласта, т.е. водородного индекса—ВИ (W). Водо-
родный индекс пресной воды W принят в нормальных условиях за единицу. Водородный
индекс пласта определяется форьфхой:
W = m-Wsn+Krn.W„, (1.16)
где m— пористость пласта в долях единицы, — водородный индекс заполнителя пор;
Кгд — объемная доля глинистых и других минералов с химически связанной водой; Wrj] —
водородный индекс этих минералов (количественно WrJ1 совпадает с содержанием в них
Н2О, выраженным в кг/лигр).
Величину Wjn определяют по формуле:
WOT= SBWB + SHWH+SrWr. (2.16)
где SB, SH и Sr — соответственно водо-, нефте- и газонасыщенности пород; WB,WH и Wr —
водородные индексы воды, нефти и газа в пластовых условиях (в большинстве случаев
можно принять WB« WH« Wr« 1).
Водородный индекс метана в пластовых условиях определяется по формуле.
(3.16)
805
где Zaj, — коэффициент сверхсжимаемостп метана при Pra и Tra, определяемый графиче-
ским или расчетным путем согласно [25].
Газонасыщение пласта уменьшает водородный индекс пласта и повышает показа-
ния всех модификаций стационарного нейтронного каротажа.
При одинаковом водородном индексе с уменьшением плотности пород и при пере-
ходе от доломитов к известнякам и далее к песчаникам показания стационарного ней-
тронного каротажа несколько растут. Показания ННК-Т иногда заметно уменьшаются от
наличия мпкропрпмесей — аномальные поглотители нейтронов: хлор, бор, калий и т.д.
Показания нейтронного гамма-каротажа несколько растут с увеличением хлоросодержа-
нпя пород, например, при увеличении минерализации пластовых вод. На результаты всех
видов стационарного нейтронного каротажа существенно влияют диаметр, конструкция и
среда, заполняющая скважины, а также давление газа. Увеличение диаметра ствола при
заполнентш скважины водой пли нефтью уменьшает, а заполнение газом увеличивает по-
казания стационарного нейтронного каротажа.
Важнейшим условием замеров стационарного нейтронного каротажа для контроля
за разработкой является регулярность проведения таких замеров с последующим сопос-
тавлением результатов для определения насыщенности пластов. Этим обеспечивается
наибольшая чувствительность метода, так как между замерами может меняться только
насыщение пласта, а другие параметры, влияющие на показания, остаются практически
неизменными.
Эта особенность должна быть учтена в проекте при подготовке рекомендаций по
контролю за разработкой месторождений нефти и газа,
16.5.3. Импульсный нейтронный каротаж (ИНК)
Метод применяется для определения начального и текущего газожидкостного и
водонефтяного контактов, количественной оценки текущих коэффициентов газонефтена-
сыщенностп пород, обнаружения (в комплексе со стационарным нейтронным каротажем)
скоплений перетекшего газа в затрубном пространстве или в верхних отложениях. Осно-
вой метода является регистрация плотности тепловых нейтронов (импульсный нейтрон-
нептронный каротаж) пли гамма-квантов, испускаемых при поглощении тепловых ней-
тронов горной породой (импульсный нейтронный гамма-каротаж, ИНГК) через некоторое
806
время задержки, после испускания быстрых нейтронов источником (генератором) нейтро-
нов.
Зависимость показаний в виде числа импульсов в одну минуту 5, от времени за-
держки ti имеет экспоненциальный характер и выражается формулой:
(4.16)
где % — временный декремент поля нейтронов, обычно близкий к нейтронопоглощающей
способности — активности горной породы, t — среднее время жизни тепловых нейтронов
в породе.
Если обозначить через параметр А породы значение t в воде A=l/t, то для продук-
тивных пластов получим:
A = SAu, (5.16)
где А, — нейтронопоглощающая способность i-ой компоненты, рассчитываемая обычно
по тгзвестному химическому составу компоненты согласно примеру, приведенному не-
сколько позже.
Значения А, приведены в таблице 1.16.
807
Таблица 1.16
Среднее время жизни тепловых нейтронов t, и нейтронопоглощающая
способность (активность) = 1/ Ц для некоторых минералов, воды, нефти
н метана при различных давлениях
Минерал Плотность р, 103, кг/м3 ti. мс МС’1
Кварц 2,65 ‘1,1 0,9
Кальцит 2,71 0,63 1,6
Доломит 2,9 0,96 1,04
Ангидрит 2,95 0,37 2,7
Гипс 2,3 0,25 4,0
Ортоклаз 2,6 0,30 з,з
Альбит 2,6 0,63 1,6
Анорит 2,6 0,66 1,5
Каолинит 2,6 0,36 2,8
Монтмориллонит (без железа) 2,1 0,40 2,5
Вода пресная 1,0 0,207 4,83
Вода пластовая (в зависимости от минерализации) 1,0—1,2 0,04—0,2 4,83—25
Нефть (СпН2п) 0,85 0,21 4,75
Метан при 10 МПа 0,073 1,31 0,78
То же, при 30 МПа 0,22 0,44 2,34
То же, при 50 МПа 0,37 0,26 3,90
Для коллекторов нефти и газа формулу (5.16) представим в виде:
А = Аск(1 - in - IQ + А„ К™ + А^К,, (6.16)
где Аж, Агл и Аот — нейгроннопоглощающая способность скелета, глинистой фракции (в
карбонатах нерастворимого остатка) и заполнителя соответственно.
Значение А^ определяется по формуле:
AOT = ABSB + AHSH + ArSr, (7.16)
808
где Ав, Ан и Аг — поглощающая способность воды, нефти и газа в пластовых условиях;
— коэффициент гштагстости; SE, SH и Sr — коэффициенты водо-, нефте- и газонасьпцен-
ности.
Отличие л от А зависит от конструкции и заполнения скважины, длины зонда, ти-
па прибора и учитывается по данным соответствующих номограмм, приведенных в работе
[46]. Если конструкция скважины и ее заполнение постоянны в некотором интервале раз-
реза, то для любой пары пластов с условными индексами «п» и «ш» в этой части разреза
разность А-л практически постоянна и, следовательно,
(8.16)
Основными интерпретационными параметрами импульсного нейтронного карота-
жа являются значения А или t, а при качественном решении простых задач также показа-
ния (скорость счета) прп достаточно больших t (обычно более 0,64-0,9 м с для ИННК и
0,44-0,7 м с для ПНТК).
Преимущество ИНК по сравнению со стационарным нейтронным каротажем за-
ключается: в охвате большего радиуса исследования (0,44-0,5 м вместо 0,24-0,35 м ), более
высокой эффективности при выделении газоносных и обводненных пластов в области вы-
соких пластовых давлений, если минерализация пластовой воды достаточно велика (4-5
г/л), а также возможности определения коэффициента нефтенасыщенности SH в обсажен-
ных скважинах только этим методом при минерализации до 15 г/л.
Для проведения ИНК в обсаженной скважине применяют приборы ИГН-4 (диаметр
прибора d=90 мм, максимальная температура среды 120°С, а максимальное давление 60
МПа), а для аналопгчной работы в скважине с фонтанными трубами используют приборы
ИГН-6 и ИГН-32 (диаметры приборов соответственно 42 и 32 мм, Тмак=120°С, а Рмак=40 и
35 МПа соответственно).
16.6. Контроль за обводнением залежи с использованием методов
ядерной геофизики
Контроль за положением газожидкостного контакта и интервалы, в которых про-
изошло изменение коэффициента газонасыщения Sr по сравнению с начальным, осущест-
вляется методами электрического сопротивления в бурящихся скважинах, повторными
замерами одного из стационарных нейтронных методов (в неперфорированных интерва-
лах эксплуатационных скважин и, особенно надежно, в специальных геофизических на-
809
блюдательных скважинах с перфорированной колонной). По данным комплекса «приток-
состав» с непривлечением данных нейтронного каротажа в действующих и остановлен-
ных скважинах определяют интервалы поступления воды, газа и нефти в перфорирован-
ный интервал. Оценку характера насыщения пластов, в том числе и определение положе-
ния ГВК и текущего коэффициента газонасыщенности Sr по данным методов электросо-
противления в бурящихся скважинах (БК, ПК, при толщине коллекторов более 4 м и БКЗ)
осуществляют по методикам, разработанным применительно к поискам и разведке газо-
вых и газоконденсатных месторождений. Чтобы выделить интервалы, газонасыщенности
которых понизились по сравнению с натальными, текущий коэффициент газонасыщенно-
сти сравнивают с натальным SrH. Значение начальной газонасыщенности SrH находят по ее
корреляционным связям с другими характеристиками пластов, например, коэффициента-
ми глинистости и пористости. Удовлетворительная точность для SrH получается в терри-
генных коллекторах. Положение газонефтяного контакта по удельному электрическому
сопротивлению пластов-не определяется. В необсаженных скважинах для определения
газожидкостного контакта до или в начальный период разработки месторождения может
быть использован гидродинамический каротаж с приборами АИПД, ГДК-1 и др.
После крепления скважины и расформирования зоны проникновения фильтрата
промывочной жидкости газожидкостный контакт может быть определен по данным СНК
и ИНК, а водонефтяной контакт — по данным ИНК при мпнерализащш пластовых вод
более 4 г/л.
Стационарный нейтронный каротаж для определения газожидкостного контакта
можно применять при пластовых давлениях до 40 МПа в зависимости от точности заме-
ров, глинистости коллекторов и газонасыщенности. При минерализации пластовой воды
более 15 г/л ИНК эффективнее, чем СНК.
Контроль перемещения газожидкостного и водонефтяного контактов и выделение
интервалов с пониженной газонасыщенностью в наблюдательных (геофизических) сква-
жинах с глухой колонной, заполненной жидкостью, осуществляется по данным повтор-
ных замеров нейтронными методами. Выбор модификаций нейтронного каротажа произ-
водится по критериям, изложенным выше.
Достоверность контроля за изменением (снижением) газонасыщенности отдельных
интервалов повышается при наличии «фоновых» замеров нейтронного каротажа, полу-
ченных после расформирования зоны проникновения фильтрата, но до начала снижения
газонасыщенности коллекторов. Для получения надежных «фоновых» замеров необходи-
мо проведение повторных замеров после обсадки скважины и до расформирования зоны
810
в важнейшее интервалах, подлежащих контролю. На завершение расформирования зоны
указывает стабилизация показангй нейтронного каротажа по 24-3 замерам на уровне,
близком к показаниям, соответствующим газонасыщенному пласту с известным Sr. При
этом первый замер для изучения расформирования зоны проникновения фильтрата прово-
дится через 2-5 суток после обсадки, в дальнейшем время до очередного измерения увели-
чивается интенсивно до тех пор, пока время между ними не достигнет 64-10 месяцев.
В неперфорированных интервалах эксплуатационных скважин контроль за пере-
мещением газожидкостного и водонефтяного контактов и выделение обводненных интер-
валов осуществляется так же, как и в геофизических скважинах. Заполнение скважины в
исследуемом интервале при всех повторных замерах должно быть одинаковым. При гео-
физических радиоактивных методах исследования скважин под газом эффективность
СНК, особенно нейтронный гамма-каротаж, ниже, чем в скважинах, заполненных жидко-
стью. Некоторого улучшения эффективности исследований можно добиться путем увели-
чения размера зонда, применив НКГ-70.
Оценка характера насыщения пласта по единичному замеру, полученному после
расформирования зоны проникновения промывочной жидкости, когда нет других замеров
либо они проведены до расформирования зоны проникновения промывочной жидкости в
исследуемых пластах, возможна, если имеется пнформацги о других свойствах пласта,
оказывающих влияние на показания метода, — пористости, глинистости, содержании не-
растворимого остатка и т.д.
Оценка характера насыщения пласта в перфорированных скважинах по данным
нейтронного каротажа возможна, если отсутствует зона проникновения воды из скважи-
ны в пласт, например, пласт находится выше минимальной глубины водонефтяного раз-
дела для различных режимов работы скважины пли замеры нейтронного каротажа прове-
дены в действующей скважине и контролируемый пласт работает. Уровень жидкости при
различных режимах работы скважины определяется по данным нескольких методов: рези-
стпвиметртш, влагометрпи, гамма-гамма плотнометрии, а также по распределению давле-
ния по глубине.
Работающие интервалы определяют по данным дебитометрии, термометрии и шу-
мометрпи. Интерпретация результатов нейтронного каротажа для таких пластов, т.е. для
пластов без зоны проникновения, осуществляется согласно рекомендациям, приведенным
в работе [2]. Однако в перфорированных интервалах интерпретация результатов менее
определенна, чем в неперфорированных, поэтому результаты НК должны контролиро-
ваться данными других методов. В таких случаях, помимо нейтронного каротажа, исполь-
811
зуется радиогеохимнческш! эффект, а также комплекс «приток-состав» (т.е. механическая
и термодебптометрия, влагометрия, шумометрия).
16 7 Определение коэффициентов текущей и остаточной
газонасыщенностеп
Значения коэффициентов текущей SrT и остаточной Sro газонасыщенностей могут
быть определены в необсаженных и обсаженных интервалах скважин. Необсаженные ин-
тервалы исследуются в скважинах, выходящих пз бурения, или в эксплуатационных и на-
блюдательных (геофизических) скважинах с открытым забоем. Последние могут нахо-
диться под газом или заполнены жидкостью — водой, промывочной жидкостью и т.д. Оп-
ределение S„ и Sro в необсаженных интервалах осуществляют по данным электрических
методов, использованных прп разведке данного месторождения. Если скважина находится
под газом, то применимы только индукционный и днэлектртгаескнй методы.
В разрезах обсаженных скважин величины Sri и Sro оценивают по результатам СНК
и ИНК в основном в неперфорированных интервалах только при отсутствии зоны про-
никновения фильтрата промывочной жидкости. Определение газонасыщенности по дан-
ным СНК основано на различии концентраций водорода в воде и газе. Точность опреде-
ления газонасыщенности снижается с увеличением пластового давления и глинистости, с
уменьшением пористости и газонасыщенности пластов. При типичной точности замеров
СНК величина газонасыщенности Sr определяется с погрешностью менее 10% и 204-30%,
если Рш<25 МПа соответственно и коэффициенте пористости ш~10%. К типичной точно-
сти относятся случаи, когда пласты негппнпстые и газонасыщенность равна Sr=60-j-80%.
Если пористость пласта т<10%, а газонасыщенность составляет 8г=40-ь50%, то точность
определения Sr резко ухудшается. Определение газонасыщенности Sr по данным ПНК ос-
новано на зависимости нейтроннопоглощающей способности А для газоносного и водо-
носного пластов, поэтому точность определения Sr снижается при увеличении Рга и Кгл,
уменьшении минера лизацшг вод, пористости и газонасыщенности.
При высокоточных измерениях А (относительная погрешность 5 А<2,5%) опреде-
ление Sr с точностью 10% ( в области Sr«604-80%) возможно: .
1. в условиях пресных пластовых вод (когда минерализация вод меньше 10 г/л) —
лишь в области Pm<10 МПа, если ш=25% и Рга<20 МПа, если ш=35%;
812
2. при минерализации вод 50 г/л — для Pi„<20 МПа, если т=15% и POT<40 МПа,
если т=20%;
3. прп мпнералпзацтш вод 200 г/л — для РШ1<40 МПа, если т=10% и независимо от
Рт, если т>15%/
Если минерализация пластовых вод и промывочной жидкости существенно отли-
чается, то содержание солей в связанной воде не восстановится и после восстановления
газонасыщенности пластов в зоне проникновения. В таких случаях оценка величины газо-
насыщенностп пласта Sr возможна только при наличии способа определения минерализа-
ции связанной воды к моменту проведения замеров ПНК, например, по корреляционным
зависимостям коэффициента смещения воды и фильтрата от параметров пластов, оценен-
ных по результатам геофпзтиеских исследований.
После начала обводнения пласта минерализация связанной воды восстанавливается
до минерализации пластовой и отмеченная выше трудность прп определении текущей га-
зонасыщенностп не возникает. Из-за недостаточной точности номограммы для учета
влияния скважины на временный декремент поля нейтронов л определение Sr обычно ос-
новывается на пспользовантш опорных газоносных и водоносных пластов, коллекторские
параметры и состав твердой фазы которых близки к соответствующим характеристикам
исследуемых пластов. Ес.пи опорные пласты отсутствуют, то величину Sr определяют по
значению А. Поправка % - А для некоторых случаев приводится в работах [46, 48, 47]. По-
требность в опорных пластах возникает часто и при пспользовантш СНК из-за недостат-
ков в эталонировании аппаратуры и потребностей в установлении масштабов записи, ну-
левой линтш диаграмм и т.д.
Для количественного определения Sr необходимо:
1. прп ИНК: затухания нейтронов в пласте лив компонентах пласта-скелета лск,
глинистой фракции Хгл и примесях пластовой воде газе в пластовых условиях %г,
коэффициент пористости ш и глинистости Кгл;
2. при СНК: показания метода J пли определяемые по ним кажущаяся пористость
тк или эффективный водородный индекс пласта W^, коэффициенты пористости m и гли-
нистости К,.л.
При пспользовантш методики опорных пластов аналогичная информацтш нужна и по этим
пластам.
813
16 7 1. Определение коэффициента газонасыщенности Sr
по данным СНК
Интерпретация результатов замеров при определении газонасыщенности Sr пластов
по СНК в основном аналогична методике определения пористости, приведенной в работах
[48, 50]. Полностью аналогичны операции выделения пластов, введения поправок на
влияние интегрирующей ячейки и нелинейность аппаратуры, а также учет фона естест-
венного гамма-излучения при НГК.
Этапы интерпретации, специфические для определения Sr, не входящие в методику
определения пористости ш. различаются в зависимости от вида используемых опорных
пластов и параметров, для которых построены палетки определения водородного индекса
пласта или непосредственно Sr.
Имеются методики, применяемые при совпадении некоторых параметров опорных
и исследуемых пластов пли же разработанные для конкретных условий отдельного место-
рождения. Универсальная методика, пригодная в различных условиях, но более сложная,
чем частные методики, приведена в работе [50].
Наиболее простым способом определения газонасыщенности Sr является способ,
когда в разрезах скважин имеются по одному газоносному и водоносному опорным пла-
стам, пористость и глинистость которых практически такие же, как и у исследуемых пла-
стов. В этом случае газонасыщенность определяется по формуле:
ДЗ = lg(l-Sr)/lg(l-Sr on)=IgSB/ IgSE оп (9.16)
где8Г0П— газонасыщенность опорного пласта.
Д3 = (3-3воп)/(3гоп-3воп), (10.16)
3, Зг оп и 3Е оп — показания (число импульсов в одну минуту) метода (скорость счета) со-
ответственно против исследуемого, газоносного и водоносного опорных пластов.
Формула (9.16) представлена в виде графической палетки (см.рис.1.16 а) ДЗ от
IgSE. Отметим, что при SB=1-Sr=l ДЗ=0 и SE on=l-Sr оп Д3=1. Приведенная зависимость ос-
тается неизменной при синхронном изменении пористости m всех трех пластов в интер-
вале 10н-30%, а также при изменении длины зонда, мощности источника, чувствительно-
сти детектора.
Способ газоносного и глинистого опорных пластов применим независимо от соот-
ношения коэффициентов пористости опорных пластов. В этом случае газонасыщенность
Sr определяется по формуле:
ДЗ = (3-3ГЛ)/ (Зг оп -Згл) (1116)
814
илп из графика, показанного на рис. 2.16 б, где Згл и Зг оп — показания (скорость счета)
против опорного пласта глин и газоносного опорного пласта с параметрами пористости и
газонасыщенностп опорного пласта шоп и Sr оп. Зависимость ДЗ от Sr на рис. 2.16 б пока-
зана для различных пористостей 10,0< ш <35,0% на примере месторождения Газли с па-
раметрами: PTO=6,0 МПа, опорных пластов — неразмыгые глины и газоносного пласта с
пористостью т=25% и Sr=95%, диаметр скважины d=0,192 м. Приведенная палетка при-
менима прп 0,14<d<0,25 м и Р^ЗО^ МПа. Прп определении Sr в области Sr>50% вместо
опорного пласта неразмытых глин можно использовать и размытые глины независимо от
их минералогического состава. Палетки для условий, выходящих за указанные пределы,
можно рассчитать на основании формул и приемов универсальной методики, приведенной
в работе [48].
Если свойства опорного газоносного пласта иные, чем для пласта, использованного
при построении палетки типа рис.2.16 б, то показания Зг оп для таких опорных пластов оп-
ределяют по формуле:
3ГОП = 3ГЛ+(37-3ГЛ)/Д37, (12.16)
где З7 — показания против «нестандартного» опорного пласта с параметрам!, ш7 и S'.
ДЗ7 — ордината палетки для пласта с m=m7 и Sr=S^.
Если палетку, построенную для неглинистых пластов, необходимо использовать
для глинистых пластов, то значение Sr приближенно можно определить по формуле:
Sr = S^S^/ni. (13.16)
В формуле (13.16) все параметры даны в долях единицы и использованы обозначе-
ния.
8пф = in + К,.,, (14.16)
где К,.л — коэффициент глинистости; 8гф — это значение Sr, определяемое по палетке, ис-
пользуя кривую шифром 8пф.
Универсальный способ в принципе наиболее полно учитывает особенности иссле-
дуемых и опорных пластов и условий измерений. Определение газонасыщенностп пластов
Sr проводится в следующей последовательности:
— по палеткам пористости определяется кажущаяся «нейтронная» пористость пла-
ста —«эффективная влажность»;
— вводятся поправки на «мешающие факторы»: отклонение скважинных условий,
минералогического состава пласта, температуры и т.д., от стандартных, принятых при по-
815
Рис. 1.16
Зависимость газонасыщенности пласта Sr от показания метода — скорости
счета; ДЗ при различных коэффициентах пористости
Рис.2.16
Зависимость газонасыщенности пласта Sr от параметра ДЗ при различных
коэффициентах пористости
816
строении палеток пористости. В результате определяется величина исправленной кажу-
щейся пористости ш;
— вычисляется Sr по формулам или номограммам. На рис.3.16 показан наиболее
простой и точный при низких давлениях POT<25 МПа вариант такой номограммы. Обозна-
чения 8пф и 8гф, приведенные на рисунке, связаны со следующими аспектами.
Величина 8гф связана с Sr через зависимость:
Sr = Sr$/(l-Wr), (15.16)
где Wr — водородный индекс газа в пластовых условиях. В глинистых пластах величина
Sr определяется по зависимости:
Sr = 8гф-8Пф/т(1-Wr). (16.16)
В неглпнистых пластах 8пф=т, в глинистых Зпф определяется из зависимости:
S^m + K^W»,. (17.16)
По номограмме, показанной на рис.3.16, прп известных ш и 8пф находят 8гф и далее,
используя формулу (15.16), величину Sr.
16.7.2. Определение коэффициента газонасыщенности St по данным ИНК
Временное уменьшение поля нейтронов используется при определении газонасы-
щенности пластов с помощью формулы:
л — [1пЗ [ - 1иЗ2]/(t2 -tj), (18.16)
где 3] и 32 — показанная (скорость счета) в двух дифференциальных каналах с временами
задержки tj и t2. Для повышения точности определения ^проводят измерения 3, на точках
при 6-г8 значениях t,, превышающих асимптотическое значение ta, равное обычно 0,64-0,8
мс; строят график зависимости lg3, от а значение % находят по наклону этой зависимо-
сти. Величина т — это время, в течение которого 3 уменьшается в «е» раз.
Определение Sr по ИНК проводится по-разному, в зависимости от наличия фоново-
го замера в момент времени, когда Sr, исследуемых пластов была известна по данным кер-
на, электрометрии или других источников. Роль фонового замера может выполнять и за-
мер при наличии в исследуемом пласте зоны проникновения фильтрата промывочной
жидкости более 0,2ч-0,3 м с практически нулевой пли известной газонасыщенностью, если
минерализация заполнителя пор в зоне проникновения (смеси, связанной воды и фильтра-
та) известна.
817
Puc.3.J6
Номограмма для определения газонасыщенности пласта Sr в зависимости от
пористости m, AW,M и Шф
818
При отсутствии фонового замера необходимо для исследуемых пластов знать по-
ристость in, состав твердой фазы, воды и газа, POT или непосредственные значения Д, А„,
Аг в пластовых условиях. Тогда газонасыщенность Sr будет определена по формуле:
Sr [А - Aw(l - in) - ш Д]/ш(Д - Д) (19.16)
или из аналогичного уравнения через л. Здесь Д — нейтронно-поглотцаютцая способ-
ность твердой фазы породы. Величина Д меняется в зависимости от содержания глини-
стой фракцтпт или иных примесей и значение А может быть определено по формуле:
А = Аск(1-ш-Кгл) + ДлКгл+(Д8в+Аг8г)т. (20.16)
Если химический состав твердой фазы исследуемых коллекторов, а следовательно
Д, постоянен, но сами значения Д пли неизвестны, то при наличии в разрезе опор-
ных водоносных пластов с известными m поступают следующим образом:
по результатам ИНК против опорных пластов строят график сопоставления л с in, а
через полученное поле точек проводят прямую
% — а + bin, (21.16)
где а и b — постоянные коэффициенты зависимости % от in. Полученная величина коэф-
фициента «а», т.е. значение Z при in=0 равно Д, а коэффициент наклона «Ь» равен:
Ь = (Д-Д)/Дт. (22.16)
Аналогичную зависимость можно построить между А и ш, а затем найти значения
ДвИД.
Если опорные пласты отсутствуют, значения Д и Ав ( в мс1) рассчитывают по из-
вестному химическому составу твердой фазы породы и воды, используя формулы:
Дв = 10-3uS Nj <7j, AB=4,84+0,077CB, (23 16)
где и — скорость тепловых нейтронов, и=2200 (Т/273)0-5, мс. Т — температура пласта;
Nj — число атомов i-ro элемента в единице объема породы, — сечение поглощения
нейтронов ядра атома i-ro элемента, Св — минерализация воды в кг/м3.
Значение Д рассчитывается по формуле:
Д = 4,84 Wr, (24.16)
где Wr определяется по формуле (3.16).
Точность определения Sr возрастает, если, кроме водоносных пластов, имеются
опорные газоносные пласты с известными m и Sr, тогда на график сопоставления л с m
наносят также точки для газоносных пластов.
Если значение ш исследуемого и опорных пластов одинаковы, то величину Sr
можно рассчитать по формуле:
819
S = Sr on(A - Are)/ (Arn - AJ * Sr 0П(Х - Хвп)/ (Хгп - Хвп), (25.16)
где индексы «гл» и «вп» относятся к опорным пластам с Sr=0 и Sr оп.
Если А^ (Х^) существенно изменяется за счет колебания содержания примесей
(глинистости) Kj-л, а значения Аск и Агл (Хск и Хгл), т.е. химический состав скелета и глини-
стой фракции стабильны, то перед построениями и вычислениями из измеренного X вычи-
тается поправка:
ДХГЛ = КГЛ(ХГЛ -Хск)«ДА=Кгл(АглАк) (26.16)
Для определения Хгл-Хск или А^-А^ используются результаты измерений А или X в
ряде глинистых водоносных пластов с примесью, значения m и Кгл, в которых известны.
По этим пластам вычисляют приближенные значения Хге по формуле:
Хга = (Х-Хвш)/(1-ш) (27.16)
и строят график зависимости Xw от К^д. Пересечение средней линии этого графика с осью
Кгл=0 дает величину Х^. Ордината продолжения этой линии до Кгл=1 (100%) равна \л. Ес-
ли отсутствуют данные для построения такого графика, \л можно приближенно вычис-
лить по измерениям в глинистых пластах с тгзвестной пористостью, используя формулу
(27.16).
Если имеется фоновый замер ИНК (Хф) при известной нейтроннопоглощающей
способности воды Авф, газа Агф и газонасыщенностп пласта 8гф к моменту фонового заме-
ра, то значение Sr к моменту текущего замера X определяется по формуле:
Sr = [(X -ХДш + 8гф(Агф - Авф) + Авф - Ав]/ (А, - Ав), (28.16)
где Аг и Ав — параметры, относящиеся к текущему времени по газу и воде, Авф— парамет-
ры для смеси фильтрата и остаточной воды к фоновому замеру.
После начала обводнения пласта А^ можно принять равной нейтроннопоглощающей спо-
собности пластовой воды. Пртгзнаком начала обводнения является изменение X относи-
тельно Хф на величину, превышающую удвоенную погрешность измерения величины X.
Если Авф=Ав (практически достаточно [Авф -А]<0,2 мс4), пластовое давление к моменту
фонового замера отличается от давленти прп текущем замере менее чем на 3 и 10 МПа
(при минерализации воды 0 и 200 кг/м3 соответственно), то формула для определения га-
зонасыщенности Sr примет вид:
Sr = (X -Хф)/щ(Аг - Ав) + 8гф. (29.16)
820
16.8. Термометрия
В наблюдательных, геофпзггческпх и пьезометрзгаеских скважинах изучается есте-
ственное распределение температуры. Величина температуры прп этом обуславливается
потоком тепла из недр Земли. В бурящихся и эксплуатируемых скважинах регистрируется
нарушение естественной температуры под влиянием движения жидкости и газа по стволу
и в пластах, дроссельного, адпабатгиеского и других термодинамических эффектов. При
термометршг в остановленных и работающих скважинах регистрируется изменение тем-
пературы и ее градиентов по стволу.
Термометрия используется для выделения газоотдающих интервалов, оценки де-
бита отдельных пропластков, определения состава притекающего в ствол флюида, кон-
троля работ по интенсификации добычи и изучения технического состояния скважин.
Термометрия позволяет установить работающие интервалы, перекрытые фонтанными
трубами. Прп интерпретации термограмм используются расчетные зависимости, отра-
жающие закономерности формирования теплового поля. Информация о тепловых свойст-
вах заполнителей ствола скважины и окружающих пород приведена в таблице 5.7.
К специфтгческим особенностям термометрии относится повышенная чувствитель-
ность к условиям в скважине в процессе измерения применяемых дифференциальных
термометров с комплектующей аппаратурой. Качество получаемых при термометрии ре-
зультатов зависит от структуры и параметров продуктивного разреза, состава и свойств
газа, депресстш на пласт, конструкцшт скважин, режима их работы, технологических опе-
раций, предшествующих термометрии. Большое количество факторов, одновременно
влияющих на термограммы, в ряде случаев затрудняет интерпретацию результатов изме-
рения. Поэтому данные термометрии всегда обрабатываются в комплексе с материалами
других методов геофтгзическпх псследовангш. Пример использования результатов термо-
метрии будет приведен несколько позже.
16.9. Дебптометрия
Под дебитометрией подразумевается совокупность методов определения скорости
жидкости и газа в стволе скважины, которые используются для выделения границ рабо-
тающих интервалов, оценки дебптов этих интервалов, коэффициентов фильтрационного
сопротивления, изучения межпластовых перетоков газа.
821
Результаты измерения скорости в стволе используются для оценки расходов жид-
кости и газа. В частности, дебит газа при стандартных условиях при известной скорости
движения определяется формулой:
Q - 193,03- 103PD2u/Tz, (30.16)
где Т — температура газа, К; Р — давление в скважине, МПа; D— внутренний диаметр
обсадных (пли фонтанных) труб, м; z— коэффициент сверхсжимаемости газа при Р и Т.
Если поток не гомогенный, в частности газожидкостный, то на регистрируемую
скорость влияют фазовое состояние смеси и структура потока, что затрудняет интерпрета-
цию результатов дебитометрпи.
Если между фазами отсутствует непрерывная граница раздела, то показания деби-
томера отражают перемещения включений отдельных фаз. Если в скважине движется
дисперсная смесь, то показания дебптомера связаны с массовыми скоростями жидкой и
газовой фаз и истинным газосодержанием флюида в стволе.
При исследовании скважпн с целью определения дебита в интервале перфорации
используются три способа: тахометрический, термокондуктивный и акустический.
16 9.1. Тахометрический принцип измерения дебита
Тахометрический принцип измерений дебита основан на зависимости частоты
вращения датчика расходомера (турбинки) от скорости потока газа (жидкости), движуще-
гося в камере датчика. Если плотность газа в процессе исследований не меняется, то зави-
симость частоты вращения практически линейно связана со скоростью потока. Для тахо-
метрических датчиков типа «Метан» значения и и Q связаны с частотой вращения F фор-
мулами:
и = 0,25 F и Q = 0,48-105FPD2/Tz (31.16)
для турбинки первого диапазона скорости и=0,1-Ю,3 м/с и
и = 0,075 F и Q = 0,144-105FPD2/Tz (32.16)
для турбинки второго диапазона скорости u=0,25-rl 0,0 м/с.
Повышения точности дебптов можно достигнуть путем сравнения с суммарным
дебитом, измеренным на поверхности, или совместной обработкой серии замеров, отли-
чающихся скоростями движения скважинного прибора.
822
16.9.2. Термокондуктивный принцип измерения дебита
Принцип работы термокондукдпвного датчика состоит в измерении разност тем-
тератур стенки нагретого датчика и движущегося флюида. Для определения скорости по-
тока с его помощью необходимо знать фазовый и компонентный состав флюида и учиты-
вать структуры потока в стволе скважины. Чаще всего этот датчик используют для выяв-
ления работающих пластов, в том числе интервалов притока жидкости.
16.9.3. Другие методы промысловой геофизики, используемые для контроля
за разработкой залежи
Среди геофизических методов контроля за разработкой залежи ограниченное при-
менение нашли: влагометрпя, плотностометрпя, барометрия, акустические методы и т.д.
Причем влагометрпя и плотностометрпя являются косвенными методами оценки состава
смеси в стволе, подвержены большему влиянию помех и на существующем уровне разра-
ботки являются индикаторами.
16.10. Определение профиля притока флюидов в ствол скважины
Определение профиля притока флюидов в ствол скважпны специалисты по промы-
слово-геофизическим исследованиям считают одним из существенных достижений про-
мысловой геофизики. Пртием результаты этих псследовантп! по изучению профиля при-
тока в дальнейшем используются для определения коэффициентов фильтрационного со-
противления, фильтрационных параметров пласта в пределах фиксированных границ
профиля притока, а также для оценки степени участия отдельных пропластков в разработ-
ке. В принципе, если прп вскрытии продуктивного пласта призабойная зона не сильно за-
грязнена, то по данным геофизики, получаемым в процессе бурения, нетрудно оценить
степень участия каждого пропластка в суммарном притоке флюида.
Как правило, результаты определения профиля пртггока по отношению величин ко-
эффициентов фильтрационного сопротивления, фильтрационных параметров интервалов
притока и степени участия отдельных пропластков интерпретируются неправильно. Ис-
кажение результатов профиля притока связано с незнанием исследователями геометрии
дренируемой зоны и степени участия отдельных, сравнительно низкопронпцаемых про-
пластков в дебите работающих интервалов через их вертикальные проницаемости.
823
Выявление интервалов притока может быть произведено по данным деботометршц
термометрии и шумометртпг. На рис. 4.16 показаны результаты перечисленных выше ме-
тодов. измеренных в реальной скважине. В интервалах притока показания тахометриче-
ского дебитомера растут, термокондуктнвного — падают в направлентш движения флюп-
, да в стволе,и шумомера — увеличиваются. Места поступлеши газа в скважину выделя-
ются также локальным повышением интенсивности шума. Достоверность выявления ин-
тервалов протока возрастает, если совместно обрабатываются результаты измерений на
нескольких режимах работы скважины.
На термограммах приток выделяется по скачку температуры, обусловленному
дроссельным эффектом в пласте и калориметрическим смешиванием в пределах ствола
(кривая 1 рпс.5.16). Если в простаивающей скважине не наблюдаются межпластовые пе-
ретоки, на термограммах, полученных после остановки, фиксируются отрицательные
аномалии, соответствующие работающим толщинам, — следствие дросселирования газа
в пластах при предшествующей эксплуатации (кривая 5 на рпс.5.16). При выявлении ин-
тервалов притока по термограмме ошибки допускаются из-за неучета влияния нестабпли-
зации процессов распределения давления и температуры после смены режима работы
скважины. В частности, после резкого уменьшения интенсивности отбора газа термо-
грамма не сразу приобретает вид, характерный для работы пластов с малым дебитом (кри-
вая 4 рис.5.16), а испытывает влияние предшествующего режима (кривые 2 и 3). Оно мак-
симально в подошве нижнего отдающего пласта. При отборе пласт и подстилающие поро-
ды охлаждаются дросселтгрующим газом. После уменьшения депрессии температура по-
ступающего пз пласта газа возрастает, пласт быстро прогревается. Нижележащий пласт
остается охлажденным в течение нескольких часов (кривые 2, 3). По скачку температуры,
соответствующему верхней границе охлажденного участка, уточняют положение подош-
вы отдающего пласта.
16.10. 1.Выявление интервалов притока жидкости в ствол скважины
и обводнпвшпхся пластов
Для случая, когда жидкость протекает пз самого нижнего из совместно эксплуати-
руемых пластов, интервал притока фиксируется по положительной аномалии дросселиро-
вания (кривые 1 на рис.6.16 и 7.16). Однако даже незначительное присутствие в жидкой
продукщш газовой фазы резко снижает достоверность определения, так как коэффициент
824
Рис. 4.16
Изменение показаний дебитометрии, термометрии и шумометрии в интервале
притока, используемыхдля определения газоотдающих пластов:
1 — с неперекрытым интервалом; 2 — с перекрытым фонтанными трубами интервалом
перфорации.
Рис. 5.16
Распределение температуры газа в работающей скважине в процессе стабилизации
режима эксплуатации
825
Рис. 6.16
Распределение температуры газа в работающей скважине,
вскрывшей многопластовую залежь
Рис. 7.16
Изменение показаний НГК, дебитометрии и термометрии при наличии жидкости в
пределах продуктивного разреза
826
дросселирования для газа на порядок выше, чем для жидкости. Поэтому приток газиро-
ванной смеси чаще всего, как и газа, отличается страдательной аномалией.
Определение интервала поступления газожидкостного потока отмечается на спек-
тре шумов максимумом в области низких частот.
Косвенную информацию о местонахождении работающих пластов можно получить
с помощью измерения давления путем оценки изменения с глубиной плотности флюида в
стволе, по которой судят о распределенад по стволу жидкой фазы. Характер изменения
давления по стволу показан на рис. 6.16, пз которого видно, что в остановленной скважи-
не ствол в пределах перфорированного интервала заполнен водой, а ниже подошвы —
осадком бурового раствора. На кривой изменения давления 2 в действующей скважине
выделяются приуроченные к интервалам притока участки пониженной плотности, связан-
ные с разгазпрованпем поступающей в ствол жидкости. Кривая 2 на рис.7.16 фиксирует
уровень жидкости в интервале пласта III, скопление газожидкостной смеси между пласта-
ми III и IV.
Интервалы поступления воды могут быть выделены по значительному несовпаде-
нию дебитор ш них, определенных по тахометрической и термокондуктивной дебито-
метрпп. Если обводнение пластов сопровождается радиохимическим эффектом, то об-
водняющийся пласт определяется по несоответствию значений гамма-каротажа на теку-
щем и более раннем фоновом замерах. Часть аномалий гамма-каротажа может возникнуть
за счет сорбции внутри колонны радиоактивных веществ, поступающих из обводняющих-
ся пластов. Поэтому данные гамма-каротажа необходимо сопоставлять с данными других
методов, по которым возможно выделение интервалов коллекторов. Однозначным при-
знаком аномалии радпогеохпмического эффекта является несогласованность между ин-
тервалами коллекторов и участками повышенных показаний гамма-каротажа.
При определении интервалов притока жидкости высокопнформатпвной является
серия термограмм при неустановпвшемся режиме работы скважины. Результаты термо-
метршг в процессе освоения скважины компрессированием показаны на рис.8.16, где кри-
вая 1 фоновая, зарегистрированная в заполненной жидкостью неработающей скважине, и
отражает воздействие предшествующих циклов ее освоения. Термограмма 2 получена сра-
зу после подключения компрессора, когда в стволе резко возросло давление и жидкость
начала двигаться вниз, поглощаясь пластом I. В результате нисходящего движения жид-
кости температура в стволе уменьшилась. Термограмма 3 соответствует времени, когда
вследствие снижения уровня жидкости в стволе из пласта I начался приток. Вынос id пла-
ста более теплой жидкости повышает температуру в стволе. Термограмма 4 получена, ко-
827
Масштабы записей
Рис. 8.16
Изменение температуры газа в процессе освоения скважин
828
гда уровень жидкости стабилизировался на уровне башмака НКТ к из пласта I наблюда-
ется устойчивый приток. После отключения компрессора давление в стволе резко падает,
депрессия на пласт увеличивается, что приводтгг к существенному росту температуры по-
ступающей из пласта жидкости. Температура становится выше фоновой (кривая 5). Такое
поведение термограмм показывает, что аномалия температуры в пласте I на заключитель-
ном этапе освоения формируется под воздействием дроссельного эффекта и о наличтш
пртггока жидкости можно говорить уверенно.
16.10. 2. Определение дебитов эксплуатируемых пластов
1. В интервалах, не перекрытых фонтанными трубами, дебиты наиболее достовер-
но определяются по результатам тахометрических измерений, которые обрабатываются со
следующей последовательностью:
— определяются показания датчиков выше продуктивной толщи (обычно в фон-
танных трубах) и в интервалах выше и ниже газоотдающих пластов 4^, fB и fH,
— по формулам (31.16) и (32.16) определяют скорости движения газа в фонтанных
трубах, а также выше и ниже пластов ц^, ив и ин;
— если диаметр потока менее 0,200 м, то в полученные значения скорости вводагг-
ся поправка ст, учитывающая погрешность за перекрытие потока прибором
и'| = и,(1-ст), (33.16)
где ст =d„p / d„; d^ и <4 — соответственно диаметры прибора и потока (внутренний диа-
метр обсадной колонны или фонтанных труб);
— по результатам измерений в фонтанных трубах по формуле (30.16) определяется
суммарный дебит QcyM;
— определяются доли каждого газоотдающего интервала сц в суммарном дебите, а
затем Qj каждого пропластка работающего интервала по формулам
ai = Qi/QCTO = Ги'Е, -инРн1/и!жгЕпа. , (34.16)
ч ^.1 И о И И J/ ИКЛ ilKl ’ > '
где FB, FH и Ржт — площади сечения потока газа в точках обработки выше и ниже интерва-
ла притока и в фонтанных трубах (обсадной колонны, если фонтанные трубы не спуще-
ны).
Если сечение потока не меняется глубиной, а поправка ст невелика, то вместо фор-
мулы (34.16) используется зависимость:
ai = (4-Q/fcSB, (35.16)
829
где fcyM — отсчет по дебптометрпи в кровле продуктивной толщи.
II. Поннтервальные деб1ггы по результатам термометрии оцениваются по формуле:
Qi = QKp(TnoBi-TKpi)/ (T^-ThJ (36.16)
где ТП0Д1 и — соответственно отсчеты по термограмме в подошве и кровле i-ro пласта;
Qkp — дебит у кровли пласта; — температура газа, поступающего из i-ro пласта.
Величину Тга можно оценить (в случае отсутствия информации) по формуле:
Тт = Тг+ЦДР,, * (37.16)
где Тг — отсчет по геотермограмме в середине пласта; D, — коэффициент Джоуля-
Томсона в пластовых условиях; ДР, — депрессия на i-ft пласт.
Если депрессии на совместно эксплуатируемые пласты близки, то величина
ДТ^пд-Tf соответствует аномалии температуры в подошве нижнего пз пластов. В против-
ном случае величина Q, определяется совместным решением уравнений (36.16) и (37.16)
прп условии, что величина ДР, должна быть найдена пз уравнения притока газа к скважи-
не. С учетом вышеизложенного дебит i-ro пласта будет определяться решением уравнения
вида:
ОД [аД+ b,Q7] + QKT™, -TJ(Pra + PJ] = v (^[(T^ -T^P^ + PJ], (38.16)
где POTi и P3i — соответственно пластовое и забойное давления i-ro пласта.
Поннтервальные дебиты малодебитных скважин можно оценить, обрабатывая
термограммы на глубинах между работающими пластами. В основу такой оценки заложе-
на зависимость температуры в скважине от параметров «Ь», пропорционального дебиту.
Порядок обработки термограмм для малодебитных скважин следующий:
— между работающими пластами выбираются интервалы протяженностью не ме-
нее 10-е-20 м.
— в пределах каждого пз интервалов определяется площадь между термограммой
и геотермограммой F и берутся отсчеты по термограмме на границах интервала Tj и Т2;
— поинтервально рассчитывают величину «Ь» по формуле;
b-F/^-T,), (39.16)
по которой с помощью формулы (30.16) определяют расход флюида;
— по величинам Q определяют расход Q,, соответствующий Ему пласту.
Предлагаемая методика оценки должна быть использована в случае, если дебит га-
за не превышает нескольких десятков тыс.м3/сут.
830
16.10. 3. Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов
Фильтрационно-емкостные свойства отдельных пластов рассчитываются по мето-
дам, приведенным в разделе 8, с использованием результатов определения попнтерваль-
ных дебитов по дебитометрип и давления в стволе скважины. Многоппастовые месторож-
дения, вскрытые единым фильтром, при отсутствии площадной гидродинамической связи
между пластами истощаются неравномерно, что приводит к межпластовым перетокам че-
рез ствол скважины.
Характер перетоков зависти? от соотношения пластовых давлений эксплуатируемых
совместно интервалов и режима работы скважины. На рис.9.16 показан характер измене-
ния перетоков от режима эксплуатации скважин. Величина перетока становится макси-
мальной при остановке скважины (кривая 1). При работе скважины с малым дебтп?ом пе-
реток сохраняется, но интенсивность его ,снижается (кривая 2). Увеличив отбор тгз сква-
жины, т.е. существенно снизив забойное давление, можно добиться прекращения работы
поглощающего пласта (кривая 3). Если продолжтпъ увеличение дебита скважины, то при-
ток газа будет иметь место и у поглощающего пропластка (кривая 4),
Аналогичным образом воздействие перетока отражается и на термометрии. Ее пре-
имущество заключается в возможности фиксации незначительных перетоков, а также пе-
ретоков газожидкостной смеси, не надежно определяемых дебитомером. Недостатком
термометрии является неоднозначность интерпретации термограмм при налтппш в разрезе
скважины нескольких газоотдающих и поглощающих пропластков.
При интерпретации термограмм в остановленной скважине необходимо учитывать
возможность влияния предшествующего режима эксплуатации. Влияние будет макси-
мальным непосредственно после остановки скважины и уменьшается со временем. Дли-
тельность простоя скважины, необходимая для исключения влияния эксплуатацшг, зави-
сти? от величины температурных аномалий в действующей скважине, интенсивности пере-
тока. Она может меняться от нескольких часов до нескольких суток и уточняется при ре-
гистрации в скважине сершг термограмм во времени.
На рис. 10.16 показаны сершг термограмм, где термограмма 4 испытывает влияние
предшествующего режима, а тепловое поле перетока стабилизируется только спустя 12
часов (кривые 5,6). Достоверность заключения о перетоке в остановленной скважине су-
щественно выше, если в ней зарегистрированы не единичные замеры, а сершг термограмм,
позволяющих проследтггь характер тгзменения теплового поля во времени.
831
Рис. 9.16
Изменение показаний дебитомера при различных режимах работы скважины,
используемого для определения межпластовых перетоков
Рис. 10.16
Изменение температуры газа, используемого для определения перетока газа в
остановленной скважине
832
Косвенным признаком перетока является характер восстановления давления и
температуры по прекращению эксплуатации, отражающийся на кривых восстановления
давления и температуры. В отсутствш! перетока давление восстанавливается до пластово-
го. Если переток возникает непосредственно после остановки скважины, характер восста-
новления давления качественно не меняется, но давление восстанавливается не до перво-
начального давления, а до некоторой меньшей величины. Ввиду возможного влияния дру-
гих факторов результаты измерений анализируются только в комплексе с данными других
геофизических и гидродинамических исследований.
16.10. 4. Изучение заколонных перетоков
Признаком заколонного перетока являются аномалии температуры на термограм-
мах в неперфорированных интервалах, обусловленные переносом теплоты, движущимся
за колонной флюидом и его дросселированием. Причинами аномалии могут быть и другие
факторы. Поэтому заключение о перетоке должно быть подтверждено данными о наличии
и насыщенгш коллекторов за пределами перфорированной продуктивной толщи, состоя-
шп! цементного камня за колонной и т.д. Для этого используются результаты радиоактив-
ного и акустического каротажа и геолого-промысловых исследований.
Перетоки в действующей скважине ниже работающих пластов выявляются по ано-
малш! температуры в неперфорированных интервалах, характерных для движения газа
внутри колонны. Если канал перетока имеет выход в интервал перфорации, то величина и
форма аномалий меняются в зависимости от депресстш на пласт. Тогда перетоки обнару-
живаются по несовпадению аномалий, полученных при работе скважины с разными деби-
тами.
Тепловое воздействие перетока выше работающих пластов экранируется движени-
ем газа по стволу. Заколонное движение можно обнаружить по уменьшению градиента
температуры, когда скорости газа внутри и за колонной сравнимы, а дебит скважины не
превышает 100 тыс.м3/сут.
Переток в остановленной скважине ниже работающих пластов выявляется на ос-
нове тех же критериев, что и в действующей.
Если после остановки скважины переток прекращается, то связанные с ним анома-
лии температуры уменьшаются по величине со временем. Это позволяет судить о сущест-
833
вовании перетока по несовпадению термограмм, отшиающихся временем простоя сква-
жины, пли термограмм в действующей п остановленной скважинах.
После прекращения эксплуатации ослабевает экранирующее влияние движения
газа по стволу, что повышает возможность выявления по термограммам перетоков выше
перфорированных пластов. Аномалии перетока в этом случае формируются на фоне ме-
няющейся со временем температуры, обусловленной восстановлением естественного теп-
лового режима скважины. Поэтому их очень сложно выявить при анализе одиночной тер-
мограммы. Информативна только серия термограмм, позволяющая выявить переток по
характерным особенностям поведения температуры во времени. Перетоки в неэксплуати-
руемых скважинах выявляются по отличию температуры в стволе от естественной. Во
тгзбежание ошибок при интерпретации термограмм исследования должны выполняться в
скважинах, время простоя которых в несколько раз больше, чем длительность предшест-
вующих технологических операций (промывки, подземного ремонта и т.д.). Это гаранти-
рует установление вне интервалов перетока естественного распределения температуры.
Ошибки наиболее часты в глинистых пластах, кавернах, интервалах поглощения, где вос-
становление нарушенного естественного теплового режима происходит аномально мед-
ленно (от 10 суток до двух лет). Кроме того, нужно также учитывать, что локальные на-
рушения естественной температуры в пластах возможны вследствие их эксплуатацш! со-
седними скважинами.
Недостатком термометрии является невозможность отличить перетоки, происхо-
дящие в период исследовании, и перетоки, существовавшие ранее, но прекратившиеся к
моменту7 проведения термометрии. Достоверность заключений по термометрии возраста-
ет, если наблюдения в скважине проводятся периодически и динамику тгзмененпя темпе-
ратурных аномалий можно связать с техно логическими параметрами залежи. Например,
наблюдается связь величины аномалии с колебаниями давления в пласте для хранения га-
за в период закачки и отбора.
16.10. 5. Изучение дефектов в конструкции скважин
Изменение проходного сечения труб вызывает аномалии на термограммах, измене-
ниях давления и дебитограммах, Эти аномалии используются для выявления нарушений в
конструкции скважин. Особенно часто встречаются случаи нарушения конструкции сква-
жин, происходящие в период падающей добычи газа, когда пластовое давление становит-
834
ся значительно ниже пщродпнакпгческого давления пласта. На рис. 11.16 показаны осо-
бенности изменения кривых газодинамических параметров в интервалах изменения про-
ходного сеченти по глубине (местах установки пакера, расположены башмака фонтанных
труб).
Показания дебптомера изменяются обратно пропорционально квадрату диаметра
потока, резко возрастая прп сужении проходного сеченти (кривые 1,4). Причина измене-
ния температуры связана с нагревом газа прп его сжатии при входе в сужены (кривые 2,
5).
На кривых изменены давлены фиксируется локальный рост давлены при входе в
сужены за счет перекрытия части проходного сечены прискважинным прибором с гру-
зами и повышены градиента давлены в интервалах возрастания скорости потока газа
(кривые 3,6).
Перечисленные особенности изменены фиксируемых параметров проявляются бо-
лее существенно с ростом дебита газа. Влияйте конструкцтпт скважинного оборудования
фиксируется также на диаграмме нейтронного гамма-каротажа (кривая 7).
16.11. Газогпдродинампческие методы контроля за разработкой залежи
Методами подземной газогидродинампки, трубкой гидравлики и газовой динамики
контролируются характеры изменены пластового и забойного (устьевого) давлений; по-
тери давлены в стволе, шлейфах (коллекторах) и элементах УКПГ; режим работы сква-
жин, конструкция скважпн; образование и характер изменены депрессионных воронок,
изменение коэффшщентов фильтрационного сопротивления в процессе разработки,
свойств газа, нефти, конденсата и воды, необходимость ингибирования скважин и т.д. Ос-
новой газогндродинамическпх методов контроля за отдельными параметрами разработки
являются уравнены: состояны газа, материального баланса, движены флюида по трубам
и фпльтрацгш в пористой среде.
Точность контролируемых параметров разработки методами подземной и трубкой
гидрогазодинампки значительно выше точности промыслово-геофизических методов.
Объемы работ, выполняемых по контролю за разработкой методами гидрогазодинампки,
гораздо больше, чем работы по контролю методам! геофизики. Эти работы менее трудо-
емкие, чем геофизические работы по контролю за разработкой.
835
Масштабы записей
Рис. 11.16
Изменение показаний глубинного расходомера, термометра, манометра
и НГК в интервалах сужения проходного сечения ствола (местах установок
пакера, клапанов и т.д.)
836
Однако, как было отмечено выше, впды и частота выполнения работы по контролю
за разработкой методами гпдрогазодпнамики не должны быть неоправданно большими, и
эти работы должны быть необходимыми и достаточными для данного месторождения.
Объемы газогпдродпнампческпх методов контроля за разработкой должны быть строго
обоснованы в зависимости от особенностей проектируемого месторождения.
Перечисленные выше параметры, конгролтфуемые методами подземной и трубкой
гидрогазодпнампкп, представляют интерес только после анализа и обобщения получен-
ных результатов. Частично эти параметры могут быть прогнозированы достаточно точно
расчетным путем в зависимости от изменения пластового давления во времени. Поэтому
контроль таких параметров, например коэффициентов фильтрационного сопротивления,
свойств газа, дебита скважин, изменения температуры и т.д., должен носить эпизодиче-
ский характер.
Проектировщик обязан указать конкретную методику определения каждого пара-
метра в зависимости от требуемой точности его определения, экологичности и трудоем-
кости метода. Он должен избежать по возможности контроля параметра с помощью глу-
бинных измерений. По возможности установить по каждому контролируемому параметру
погрешности прп отказе от трудоемких и опасных работ, связанных со спуском глубин-
ных приборов и комплексов.
Во избежание повторения материала по методам определения параметров пластов
и скважин, изложенного в разделах 7 и 8 по подготовке исходных данных для проектиро-
вания, в данной главе не приводятся формулы для определения давлений, температур, де-
битов и других параметров методами гидрогазодпнампкп. Здесь следует только отметить
то, что некоторые контролируемые в процессе разработки параметры газогидродпнампче-
скимп методами могут быть с очень высокой точностью определены численно.
Информация о программах по численному определению некоторых параметров да-
на в работе [25].
16.12. Использование данных эксплуатации месторождения для
контроля за его разработкой
Одним пз основных источников информации являются ежедневные замеры, произ-
водимые на промысле пообъектно, т.е. на скважинах, пунктах замера давления, дебита, на
установках по подготовке газа, на регенерационных установках, на ДКС и т.д. Эти дан-
ные являются основополагающими для контроля за: режимом работы скважин, систем
сбора и подготовки газа, годовыми отборами по скважинам, зонам, дренируемым сква-
837
жинами отдельных УКПГ, режимом работы технологических линий по подготовке газа,
конденсата и нефти, выходом примесей и конденсата; текущими запасами по отдельным
скважинам и участкам залежи и т.д. На основе ежедневных замеров давлений, температур
и дебитов (газа, нефти, конденсата и воды), проводимых в эксплуатационных (нагнета-
тельных) скважинах, уровня жидкости в пьезометрических скважинах (замеры проводятся
периодически) оцениваются продвижение воды в залежь, зональные и межпластовые пе-
ретоки, техническое состояние скважин. Придавая первостепенное значение информации,
получаемой ежедневно по отдельным звеньям системы «скважина-газопровод», проекти-
ровщик должен обоснованно рекомендовать перечень параметров, фиксируемых еже-
дневно.
838
Глава 17. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ПО ОХРАНЕ
НЕДР II ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
17.1. Общие положения
Современные экологические требования, предъявляемые к проектам разработки
газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождении, существенно зависят от осо-
бенностей проектируемого объекта, включающего в себя географическое местонахожде-
ние залежи, метеорологические условия в районе ее расположения, тип залежи, состав до-
бываемой продукции, наличие других продуктивных объектов по глубине, наличие насе-
ленных пунктов и инфраструктур в районе расположения месторождения и другие показа-
тели.
В целом эти требования подразделяются на:
1. Требования по охране недр, включающие в себя необходимость рационального
использования прщюдных ресурсов, максимальное извлечение всех полезных компонен-
тов и утилизации ’(обратная закачка) добываемой пластовой воды.
2. Требования по охране окружающей среды, включающие в себя охрану атмо-
сферного воздуха, земли, водной среды, лесного хозяйства, животного мира и т.д.
Степень рационального использования природных ресурсов и охраны окружающей
среды зависит от качества выполняемых проектов разработки месторождения и обустрой-
ства промысла. Качество выполняемых проектов зависит от: выбранных методов и техно-
логий извлечения, сбора и подготовки газа, конденсата, нефти и воды прп проектирова-
нип, темпа отбора газа и нефти, системы разработки, методов и технологий исследования
и контроля за разработкой месторождения.
Порочная практика разработки газоконденсатных и газонефтеконденсатных место-
рождений на истощение является общим признаком проектов разработки таких месторо-
ждении, и при этом несоблюдение требований Госкомприроды по охране недр приводит к
потерям конденсата в пласте до 50% от балансовых его запасов.
С позиции охраны недр является недопустимой разработка газонефтеконденсатных
месторождений, т.е. газоконденсатных месторождений с нефтяной оторочкой на истоще-
ние, которая приводит к потерям конденсата и нефти. Причем даже одновременная разра-
ботка нефтяной оторочки и газоконденсатной части залежи не приводит к приемлемому
коэффициенту нефтеотдачи оторочки. Как правило, нефтяные оторочки имеют незначи-
тельную толщину, и поэтому при их вскрытии вертикальными стволами дебиты скважпн
839
по нефти оказываются небольшими, а конечные коэффициенты нефтеотдачи очень низ-
кими (всего несколько процентов). Возможность увеличения коэффициента нефтеотдачи
нефтяных оторочек путем освоения их системой горизонтальных скважин также ограни-
чена из-за трудности поддержания пластового давления в оторочке. Обычно на таких ме-
сторождениях закачиваемые газ, вода пли любая другая фаза уходят в верхнюю газона-
сыщенную часть залежи.
Предложенные к настоящему времени различные технологии, позволяющие повы-
сить коэффициент нефтеотдачи оторочки, в основном не используются из-за дороговизны
этих технологий и отсутствия уверенности в успешности внедряемых технологий.
Вопросы охраны недр должны быть рассмотрены не только с позиции потерь кон-
денсата в пласте в результате разработки месторождения на истощение и потерь нефти в
результате опережающей разработки газоконденсатной части залежи на истощение, но и с
позиции полноты извлечения газа и использования других ценных компонентов в составе
добываемого газа. Полнота извлечения запасов газа должна быть установлена проектом
разработки с учетом геологических особенностей залежи и ее технологии освоения,
вскрытия пласта скважинами, распределения отборов газа по пропласткам и по площади и
многих других факторов. С некачественным проектом разработки связан низкий коэффи-
циент газоотдачи (около 60%) Ленинградского месторождения Краснодарского края. В
результате неправильного вскрытия газоносного пласта преждевременно обводнились
многие скважины Оренбургского газоконденсатного месторождения.
Одной из причин снижения коэффициента конденсатоотдачп пласта являются пе-
ретоки газа из неразбуренной части залежи к зоне с депрессионной воронкой и из низко-
проницаемых пропластков в высокопронпцаемые в процессе разработки. Эти вопросы
должны быть рассмотрены в проектах и доказана неизбежность таких перетоков, и, не-
смотря на это, рентабельность такого варианта по сравнению с другими, но с меньшими
перетоками газа.
К охране недр должны быть отнесены технологии исследования и освоения сква-
жин перед вводом в эксплуатацию, а также исследования, предусмотренные программой
работ по контролю за разработкой месторождения. При массовом исследовантш скважин
методом установившихся отборов ежегодно, как это предусмотрено проектом разработки
месторождений Уренгойское, Ямбургское и др., выпускается в атмосферу (сжигается) до
0,3% от годового отбора газа по этим месторождениям. Поэтому при планировантш работ
по контролю за разработкой проектировщик обязан доказать необходимость проведения
такого количества исследовантш методом установившихся отборов и пути замены таких
840
исследований другими видами, позволяющими получить аналогичную информацию по
скважинам (например, метод использования данных эксплуатации скважин для определе-
ния коэффициентов фильтрационного сопротивления или метод использования кривых
стабилизаций давления и дебита при пуске скважины в эксплуатацию на одном единст-
венном режиме), вместо пяти режимов прп исследовантш скважпн методом установив-
шихся отборов.
С позиции охраны окружающей среды в проектах разработки месторождения и
обустройства промысла должны быть использованы такие конструктивные решения и
технолопш, которые к настоящему времени являются наиболее экологически чистыми, с
полным использованием существующих инфраструктур района расположения месторож-
дения.
В частности, в проекте разработки газовых и газонефтяных месторождений степень
эколопиеской чистоты может быть достигнута путем:
— создания линейных коммуникаций с минимальной шириной полосы отчуждения
(как правило, вдоль дорог);
— компактного размещения скважины, например, кустового размещения сква-
жин;
— вертикальной компоновки оборудования, в особенности в морских условиях и
тундре. Одним из возможных вариантов такого компактного оборудования является по-
вышение производительности скважин, систем сбора и подготовки газа на промысле;
— создания условий для локализации результатов аварий в случае разлттва продук-
цтш;
— замены вертикальных скважпн более производительными горизонтальными
скважинами и т.д.
Влияние на окружающую среду оказывают:
— расположение скважин различного назначения;
— бурение скважин,
— освоение и исследование скважин, режимы работ скважин;
— система обвязки скважин с установками по комплексной подготовке газа;
— установки по комплексной промысловой подготовке газа;
— установки по регенеращш гшгибиторов;
— дожимные компрессорные станции и промбаза и др. объекты промысла.
841
Ниже рассмотрены основные процессы и параметры, влияющие на экологию ок-
ружающей среды, по перечисленным пунктам.
1. Влияние расположения скважин, определяемое проектом разработки, на окру-
жающую среду связано с необходимостью строительства дорог, линии электропередач
пли использования двигателей для выработки электроэнергшг, площадки для бурового
оборудования, перевозом и установкой буровой вышки, числом скважин, разбуриваемых
тгз данной площади, и другими параметрами. Поэтому при размещении скважин на струк-
туре следует максимально использовать имеющиеся объекты, не требующие дополни-
тельного отчуждения земельного участка для выполнения перечисленных выше операций.
Однако при этом рациональность выбранного варианта размещения скважин не должна
носить второстепенный характер. Если тгз-за необходимости охраны окружающей среды
размещение скважин становится неэффективным с точки зрения разработки залежи, то в
проекте должны быть предусмотрены мероприятия, отвечающие требованиям законов об
охране окружающей среды [ббтб9], и соответствующие материальные затраты для обес-
печения эколопгческой чистоты добывающего предприятия.
2. Влияние бурения скважин, технология которого определяется проектом разра-
ботки, на окружающую среду связано с выбором раствора для проходки, изоляцией под-
земных вод, негерметичностью скважин, растеплением вечномерзлых пород, продуктами
разбуривания и хозяйственно-бытовыми стоками. В проекте в зависимости от состава и
свойств разбуриваемых по глубине пород должен быть выбран раствор наиболее экологи-
чески нейтральный для данного геологического разреза. Для обеспечения герметичности
скважин все колонны технтгческие, промежуточные и обсадные должны быть цементиро-
ваны до устья. Хозяйственно-бытовые отходы и стоки должны быть накоплены и перио-
дически вывезены и захоронены. Продукты разбуривания — шламы должны быть накоп-
лены в накопителях. Используемые при бурение полимеры, химические реагенты, цемент,
порошок, глины должны храниться в специально построенных помещениях, исключаю-
щих возможность соприкосновения их с водой. Отработанные в процессе бурения насоса-
ми, дтгзельнымп агрегатами масла должны быть накоплены в специальных емкостях и ис-
пользованы при необходимости в качестве промысловой жидкости при вскрытии продук-
тивного интервала. При химгческих добавках к глинистым растворам должны быть ис-
пользованы нетокстгчные пли хотя бы менее токыгчные добавки. Марка вещества для хи-
мтгческой обработки глинистого раствора должна быть выбрана специалистом по буровым
растворам, исходя пз свойств и состава разбуриваемых пород.
842
По окончании бурения скважин должна быть произведена рекультивация земель,
использованных при бурении, оставляя при этом только подъездную дорогу к устью
скважины и площадки вокруг арматуры. Обвязку скважпн следует выполнить вдоль
подъездной дороги к скважине.
3. ОЙвоенпе и исследование скважин влияют на окружающую среду из-за выпуска
газа по факельной линии и его сжигания. В процессе освоения глинистый раствор, остав-
ленный в стволе после перфорации (иногда после окончания бурения скважины с откры-
тым стволом, как на Оренбургском месторождении), заменяется водой, при которой сква-
жина начинает фонтанирование. Замена раствора водой производится через емкости для
бурового раствора, затем вода, а позднее вода с газом направляются в амбар. После пере-
хода на чистый газ продукция скважины сжигается. Как правило, освоение скважины и ее
продувка осуществляются при больших дебигах (депрессиях на пласт) в течение длитель-
ного времени (иногда до 72 часов). Продувка скважины первые 2-3 часа оправдана тем,
что при этом очищается призабойная зона от остатков бурового раствора. Однако продув-
ка в течение длительного времени недопустима с точки зрения загрязнения атмосферы
продуктам! сгорания, особенно тогда, когда в составе газа содержатся сероводород или
ртуть, как на месторождении Гронинген. Поэтому следует установить регламент на про-
должительность продувки при освоении новых скважин и скважпн, в которых проводи-
лись ремонтно-гцюфплактпческие работы. Продолжительность процесса продувки долж-
на ограничиваться стабилизацией забойного давления. Время стабилизации для скважин
сеноманских залежей месторождений севера Тюменской области составляет около 30
мин. При более длительных периодах стабилизации забойного (устьевого) давления про-
цесс продувок следует остановить тогда, когда темп снижения давления очень низок, а
продолжительность полной стабилизации весьма велика, как это имело место на одном из
месторождений Якутии.
Таким образом, в проекте должна быть обоснована и указана продолжительность
освоения новых скважпн, а также скважпн, в которых были произведены ремонтно-
интенспфпкацпонные работы.
В проекте следует рекомендовать оптимальное количество исследовательских ра-
бот, необходимых для контроля за разработкой. С точки зрения охраны окружающей сре-
ды чем меньше исследований скважин с выпуском газа в атмосферу, тем лучше экологи-
ческая обстановка. Однако в любом случае имеется необходимый объем обязательных ис-
следовательских работ, без которых невозможен контроль за разработкой. Независимо от
характеристики залежи, обязательными являются первичные исследования новых сква-
843
жнн для обоснования режима их работы. Периодическая проверка результатов исследова-
нтш в процессе разработки должна быть установлена, исходя из изменчивости параметров
пластов по площади залежи. Число скважин, подвергаемых проверке, должно быть уста-
новлено, исходя тгз геологических особенностей залежи. При сравнительно блтгзких пара-
метрах скважпн и пх кустовом размещении целесообразно проверочные исследования в
имеющихся скважинах проводить выборочно, но не более одной скважины тгз куста. В
дальнейшем прп сравнительно устойчивых параметрах скважин следует проверочные ис-
следования проводить не по каждому кусту, а выборочно, только в отдельных кустах.
Для охраны окружающей среды важно не только рекомендовать оптимальное чис-
ло контрольных исследований, но и при этом эти исследования выполнтпь ускоренными
методами, например, экспресс-методом. Если исследования проводятся с целью опреде-
ления фильтрационных параметров пласта, то следует заменить стационарные методы ис-
следовантгя нестационарными.
Перечисленные выше рекомендации по исследованию скважин и по их освоению
позволят существенно снизить загрязнения атмосферы в районе расположения месторож-
дения.
4. Влияние системы обвязки скважин с УКПГ относится к охране окружающей
среды с позиции максимального использования возможности сохранения земельного уча-
стка, где расположены объекты промысла, в естественном состоянии. В определенной
степени положительно решается этот вопрос при кустовом размещении скважин, где до 9
скважпн куста, расположенных друг от друга на расстоянтш около 40 м, обвязываются
общим коллектором, соединяющим пх с УКПГ. Принятая лучевая система обвязки сква-
жин на месторождениях севера Тюменской области яв.ляется с точки зрентгя охраны окру-
жающей среды достаточно удачной. Более компактное расположение и обвязка скважпн
имеют место прп освоентш морских месторождений нефти и газа, а также расположение
(блочно-групповое) и обвязка скважин Советабадского месторождения Туркмении.
5. На охрану окружающей среды существенное влияние оказывают принципы под-
готовки газа и размещения УКПГ на промысле. Однако принцип подготовки газа не зави-
сти- от воли проектировщика, а диктуется содержанием добываемой продукции, метеоро-
логическими условиями района расположения месторождения. Для каждого из трех глав-
ных способов промысловой подготовки газа существуют определенные требования, без
соблюденття которых невозможна поставка кондиционного газа. К этим способам промы-
словой подготовки газа относятся: нтгзкотемпературная сепарация газа, абсорбционный и
адсорбционный способы подготовки. Достаточно часто при низкотемпературной сепара-
844
цгаг газа в условиях отсутствия возможности получения необходимой низкой температу-
ры сепарации одновременно с НТС используют и абсорбционный способ как заключи-
тельный этап подготовки газа. В таких условиях требования к экологической чистоте про-
цесса подготовки газа практически удваиваются. Прп наличие сероводорода в составе до-
бываемого газа промысловая подготовка является только предварительным этапом, обес-
печивающим только отделение газа от углеводородного и водного конденсата и от твер-
дых примесей.
ОСТ на газ, подаваемый в магистральный газопровод, достигается только после за-
водской подготовки газа на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ), как это происходит при
подготовке газа к транспорту на Оренбургском, Карачаганакском и Астраханском место-
рождениях. Прп этом требования к экологической чистоте дополняются дополнительны-
ми и весьма существенными поправками. Такие проекты для прохождения экологической
экспертизы должны быть дополнены специальным разделом по так называемой «степени
риска» прп освоении таких месторождений.
Такой раздел был выполнен в проекте разработки Астраханского газоконденсатно-
го месторождения в виде отдельной темы. Глубина проработки этого раздела проекта Ас-
траханского месторождения, выполненного в 1995 г., отвечала современным требованиям,
предъявляемым Госкомпртгродой к проектам разработки месторождений природных серо-
водородсодержащпх газов. Однако основными недостаткам! этого раздела проекта явля-
лись принятые при прогнозированш! степени риска разработки Астраханского месторож-
дения коэффициенты по надежности всей системы «скважина—магистральный газопро-
вод». Отсутствие опыта длительной разработки аналогичных месторождений принудило
авторов проекта в большинстве случаев использовать параметры, пригодные для газов, не
содержащих сероводород.
Необходимость использования НТС, абсорбционного и адсорбционного способов
связана с наличием конденсата в газе и глубокой осушкой газа. Последняя в свою очередь
связана с температурными условиями транспортировки газа. Для получения достаточно
низкой температуры точки росы газа, транспортируемого с севера Тюменской области, с
учетом отсутствия в газе тяжелых компонентов углеводородов на месторождениях Урен-
гойское, Ямбургское, Медвежье и др. использованы абсорбционный (в основном) и ад-
сорбционный способы осушки газа.
б. Практически прп всех способах подготовки газа на промысле возникает необхо-
димость использования ингибиторов гпдратообразования, солеотложенпя и коррозии, а
также твердых или жидких поглотителей влаги — водного конденсата. Как правило, ис-
845
пользованные сорбенты и ингибиторы восстанавливаются на установках по регенеращш.
Основным способом регенерацтш является физическое разделение влаги и сорбентов пу-
тем подогрева с последующим охлаждением и разделением полученной продукции на уг-
леводородные и водные конденсаты и на восстановленные ингибиторы и сорбенты.
Процесс восстановления ингибиторов осуществляется централизованно или по от-
дельным УКПГ. Количество вредных выбросов в атмосферу, отчужденной земли и утили-
зируемой продукцтш завпстгт от содержания влаги в газе, коррозионно-активных компо-
нентов, возможности обводнения скважин пластовой водой и добываемого количества га-
за. Проектировщик должен обеспечить необходимую кондицию добываемого количества
газа при минимальных затратах средств, применяя прп этом различную технологию под-
готовки газа с ингибиторами, экологически более чистыми, менее токсичными и с мень-
шими потерями прп подогреве. С этой позпцгш принятая система осушки газа сеноман-
ской залежи месторождений севера Тюменской области выбрана неудачно, так как ис-
пользуемый на этих месторождениях абсорбент ДЭГ (диэтиленгликоль) обладает большей
летучестью при подогреве и меньшей температурой точки росы, чем триэтиленгликоль.
При аналогичных условиях в большинстве газодобывающих стран используют в качестве
абсорбента триэтнленгликоль.
7. Дожимные компрессорные станщш так же, как и другие объекты промысла, яв-
ляются источником загрязнения окружающей среды. Наиболее существенным узлом ДКС,
являющимся источником выбросов вредных веществ, являются выхлопные трубы турбо-
агрегатов, свечи пуска п свеча факела, через которую стравливается пропан-бутановая
фракцги при остановке агрегата.
17 .2. Основные источники выбросов веществ, загрязняющих атмосферу
по объектам
В принципе не существует технолопш, позволяющей освоить газовые и газонефтя-
ные месторождения без нанесения ущерба окружающей среде. Но размеры могут быть
сведены к минимуму путем правильного выбора методов и средств прп проектировании
разработки и обустройстве газовых it газонефтяных месторождений.
Как было отмечено выше, источниками загрязнения окружающей среды являются
скважпны, газосборные сети, установки по подготовке газа, дожимные компрессорные
станщш, газоперерабатывающие заводы и промбазы. Причем частично загрязнение окру-
846
жающей среды является производственной необходимостью, и оно неизбежно. К таковым
относятся: монтаж п бурение скважин, при которых требуются транспортировка бурового
оборудования, площадка для бурения, использование бурового раствора; исследование и
освоение скважин после выхода их тгз бурения, что связано с выпуском газа (сжиганием
газа) в атмосферу; строительство шлейфов и внутрипромысловых коллекторов, прп кото-
рых необходима транспорттгровка труб, прокладка траншей, опрессовка труб; строитель-
ство УКПГ и ДКС и т.д. Все перечисленные работы отдельных звеньев общего комплекса
промысла связаны с отчуждением земель, строительством дорог, выпуском газа в атмо-
сферу, нанесением ущерба фауне и флоре местности, использованием водных ресурсов и
другими явлениями, загрязняющими окружающую среду.
Источниками загрязнения атмосферного воздуха являются:
— технологические выбросы газа и продуктов его сгорания в процессе эксплуата-
ции скважин;
— выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, используемых при бурентш
скважин.
— вытяжные вентпляцггонные установки технологических корпусов, продувочных
линий установок;
— продукты сгорания дымовых труб печей регенерации ингибиторов, абсорбентов,
подогревателей установок и резервуаров запасов воды (в северных условиях);
— продукты сгорания турбоагрегатов ДКС;
— факелы д.ля сжигания газа пз технологических установок прп опорожнении ап-
паратов перед ремонтными работами и аварийных ситуациях на УКПГ,
— продукты сгорания котельных агрегатов и установок для сжигания бытовых от-
ходов.
Кроме продуктов сгорания, в атмосферу выпускаются летучая зола, окислы серы,
хлористый водород, фтористый водород, окись углерода и окислы азота. Наряду с этим,
из-за негерметичности соединительных узлов по всей системе «скважина—магистраль-
ный газопровод» в атмосферу выпускается углеводородный газ, содержащий различные, в
том числе п вредные компоненты.
Для предотвращения или уменьшения выбросов вредных веществ в атмосферу в
проектах разработки месторождения и обустройства промысла должны быть предусмот-
рены мероприятия согласно нормативным документам. В частности, согласно регламенту
для предотвращения попадания газа в атмосферу и в производственные помещения проек-
том обустройства должна предусматриваться полная герметизация всего оборудования.
847
Запорные арматуры, используемые для транспорта газа, конденсата, нефти, метанола и
диэтиленгликоля, должны соответствовать первому классу герметичности. Выбор обо-
рудования должен производиться с учетом взрывопожароопасности и токсичности до-
бываемой продукции. За исключением фланцевых соединений все соединения должны
быть сварными. Все аппараты, работающие под давлением, должны быть оснащены
предохранительными клапанами, позволяющими выброс газа на факел при нарушении
режима их работы по давлению. Основная система «автоматического регулирования
производственных процессов должна обеспечить отключение отдельных узлов техноло-
гических линий при предавартгйных ситуациях. Опорожнение технологических аппара-
тов должно производится в герметичную дренажную систему без попадания жидкости
на территорию.
Во всех помещениях должно быть предусмотрено оборудование датчиков, контро-
лирующих концентрацию взрывоопасных газов и паров конденсата, и обеспечение систе-
мой вентиляции и кондиционирования воздуха в помещениях. Накопления вредных и
взрывоопасных вещертв существенно зависят от метеорологических условий. Выбрасы-
ваемые вредные вещества в атмосферу и их рассеивание зависят от направлении (средне-
статического) ветра в районе расположения промысловых сооружении и газоперерабаты-
вающих заводов. Для этой цели в районах расположения промысловых объектов, связан-
ных с выбросами вредных веществ и взрывоопасных смесей, должно контролироваться
содержание этих веществ в воздухе. Особенно это важно в случае залповых выбросов,
связанных с авариями или работами, предусмотренными по регламенту. При этом меры
безопасности должны быть усилены и проконтролированы. К мерам безопасности при
проведении работ по выпуску газа в атмосферу относятся: приостановка пусковых работ
на аппаратах и запрещение въезда в опасную зону средств транспорта и персонала, не свя-
занных с проведением работ.
Контроль за состоянием загрязнения атмосферы осуществляется на производст-
венных площадках и в санитарно-защитной зоне путем проверки работы отдельных аппа-
ратов на нормальном режиме и соответствия атмосферного воздуха нормам ПДК. Преду-
смотренные проектами разработки месторождения и обустройства промысла работы по
контролю должны быть согласованы с санэпидстанцией и другими государственными уч-
реждениями. Согласованию подлежат: план работы лаборатории по изучению состояши
атмосферного воздуха, график и места отбора проб (3-5 проб) воздуха, количество запла-
нированных технологических выбросов вредных веществ и методы проведения анализа
этих проб. Эти методы изложены в кн. «Сборник методик по определению концентраций
848
загрязняющих веществ в промьшшенных выбросах в атмосферу» (М. Госкомгпдромет.
1986). Результаты анализов проб направляются в управление предприятия; СЭС и в дру-
гие контролирующие организации.
17 .3. Основные истопники загрязнения поверхностных и подземных вод
Вода в производстве газа, конденсата и нефти используется для хозяйственно-
бытовых, производственных нужд и пожаротушения. В частности, вода используется для
гидроиспытанпя газопроводов, освоения скважпн, соляно-кислотной обработки призабой-
ной зоны пласта, гидроразрыва пласта, глушения скважин перед ремонтно-
профилактическимп работам! на установках по комплексной подготовке газа, дожимных
компрессорных станщш и т.д. Используемая вода в дальнейшем утилизируется. В зависи-
мости от состава и назначения на газонефтедобывающих предприятиях создается раз-
дельная система канализации воды для бытовых и производственных нужд. Бытовые сто-
ки от различных объектов: административных зданий, помещений на площадках УКПГ,
промузлов и т.д. отводятся в приемные резервуары канализационных насосных станщш и
перекачиваются на очистные сооружения биоочистки. Эти сооружения, как правило, раз-
мещены на площадках промбаз. Далее эта вода вместе с очищенными производственными
стоками закачивается в поглощающий пласт.
Производственные, дождевые и талые воды с площадок УКПГ, ДКС и промбаз по-
ступают самотеком в канализационные насосные станции производственных стоков, а от-
туда направляются на установки закачки в пласт, предварительно очищаются, а затем за-
качиваются в пласт. Технология очистки вод должна быть выбрана проектировщиком в
зависимости от количества и состава производственных стоков и других источников по-
ступления вод (дождевые и т.д.). После полной очистки сточных вод от мехпримесей со-
держание их не должно превышать 8 мг/л. После очистки сточная вода должна обеззара-
живаться жидким хлором и гипохлоридом натрия.
Если эта вода используется для закачки в продуктивные пласты, то во избежание
кальматацпи призабойной зоны она подвергается дополнительной очистке, в результате
которой содержание мехпримесей доводится до 0,023 г/л, а нефтепродуктов — до 0,015
г/л. Такие очистительные сооружения достаточно сложны и включают в себя несколько
блоков.
849
Для обратной закачки производственных и других стоков (после соответствующей
очистки) в проекте должен быть выбран водонапорный горизонт. Такне горизонты долж-
ны обладать большим объемом и приемистостью. Причем содержание воды в этих гори-
зонтах должно быть близко к содержанию закачиваемой. Следует подчеркнуть, что при
обводнении скважин колггчество закачиваемой воды значительно увеличивается. Эта вода
по содержанию практически соответствует пластовой, если в скважине не ингибируется и
выделяется в каплеотбойниках (сепараторах) перед подачей газа в абсорбционные или ад-
сорбционные установки.
Одним тгз важных вопросов, касающихся охраны окружающей среды, является ох-
рана естественных водных ресурсов и их рациональное использование. Согласно реко-
мендациям ВНПИГАЗа [74] для охраны водных ресурсов и их рационального использова-
ния необходимо;
— установить зону санитарной охраны;
— предусмотреть циклическое использование воды;
— использовать агрегаты воздушного охлаждения вместо водяного;
— использовать вместо воды дизтопливо в качестве теплоносителя;
— учитывать расходы воды в местах подключенти к внешним источникам водо-
снабжения;
— предусмотреть подогрев воды в резервуарах до 22,4°С для обеспеченти безава-
рийной работы водопроводной системы,
— установить на водоводах незамерзающую арматуру;
— предусмотреть теппотгзоляцпю и электрообогрев трубопроводов;
— использовать двухниточные системы водоводов;
— для предотвращения загрязнения почвы и водных объектов использовать уста-
новки сжигания твердых бытовых отходов;
— протгзводтпъ укрепление берегов водных бассейнов и рек с применением синте-
тических материалов прп строительстве газопроводов.
В принципе эти требованти не всегда приемлемы. Например, использование двух-
ниточных систем водоводов не оправданно, и оно должно быть заменено более эффектив-
ным, но в то же время надежным способом водоснабжения.
850
17. 4. Основные причины нарушения земельного покрова и рекомендации
по рекультивации таких земель
Нарушение естественного состояния земельного покрова связано с необходимо-
стью разбуривания нефтегазоносной площади разведочными, эксплуатационными, на-
блюдательными, пьезометрическими и нагнетательными скважинами; строительства до-
рог, линий электропередач, газопроводов, конденсатопроводов, водопроводов, площадок
для установок по подготовке газа, дожимных компрессорных станций, хозяйственно-
бытовых помещений и т.д. Большинство этих объектов строится для длительного исполь-
зования в процессе разработки. Но имеются объекты временного характера, например,
транспортировка и монтаж буровой установки и процесс бурения носят временный харак-
тер, и по окончангп! бурения земли, отведенные для бурового станка, должны быть вос-
становлены — рекультивированы. Рекультивация земель осуществляется в два этапа: тех-
ьпгческпй и биологический. На техническом этапе рекультивации производятся планиров-
ка нарушенного участка привозным грунтом толщиной около 10 см; уборка и складирова-
ние в специально отведенных местах строительного мусора; подготовка торфопесчаной
смеси в соотношеншг 3:1 и нанесение этой смеси на нарушенные участки толщиной 0,2 м.
Аналогичная работа должна быть выполнена и на выработанных карьерах. При этом не-
обходимы перемещение и захоронение бытового мусора; снятие плодородного слоя почвы
с площадей выполажпванпя; выполажпвание откосов карьера и планировка территории до
естественных отметок; нанесение плодородного слоя из временных отвалов на рекульти-
вируемую площадь, подготовка торфа и песка в карьере и нанесение пх толщиной, ука-
занной выше, а затем внесение минеральных удобрений и посев многолетних трав.
Биологический этап рекультивации осуществляется с целью формирования расти-
тельного покрова. Прп этом следует исходить из особенностей растительного покрова,
характерного для данного региона. Согласно нормативным документам на биологическом
этапе необходимо внести удобрения: азотные — 100 кг/га, калийные — 80 кг/га и фос-
форные — 80 кг/га, а также химический мелиорант — известь — 50 кг/га. Создаваемая
рекультивацией площадь должна обеспечить соответствующие водно-физические свойст-
ва почв для нормального развития растений.
Как правило, в процессе освоения месторождения и строительства объектов, а так-
же процессе эксплуатацш! этих объектов образуются отходы производства, загрязняющие
почву. Для предотвращения загрязнения необходимо создать площадку для складирова-
ния и сжигания таких отходов. Как правило, такие площадки размещаются в районе рас-
851
положения УКПГ. Площадки для утилизации отходов по своим параметрам должны обес-
печить охрану окружающей атмосферы, почвы, поверхностных и подземных вод.
17. 5. Основные причины нарушения естественного состояния растительного
мира и рекомендации по его сохранению
«
Отвод земельного участка под строительство разлтпгных объектов промысла и вы-
бросы вредных веществ являются основными причинами нарушения физиологического
состояния растительного мира. Ущерб, наносимый строительством объектов промысла
растительному миру, зависит от особенностей района расположения нефтегазовых место-
рождении. Наиболее ощутимый ущерб растительному миру наносится в заболоченных
местах тундры. Для этих регионов (большинство месторождений газа и нефти находятся
на этих регионах) характерны ранимость и медленный темп восстановления растительно-
го мира. Причем.в отличие от участков земель, отведенных для строительства объектов
длительного пользования, нарушение естественного состояния растительного мира носит
более масштабный характер. Для нарушения состояния растительного мира на северных
территориях достаточно бессистемного движения по территории вездеходного транспорта
в летнее время.
Растительный мир этих регионов нарушается в результате выброса в атмосферу
окислов азота.
Для уменьшения ущерба, наносимого растительному миру, необходимо:
— создать растительный покров на нарушенных площадях;
— сократить отчуждаемые земли путем оптимального проектного размещения
объектов промысла;
— уменьшить количество вредных выбросов, нарушающих физиологическую дея-
тельность растительного мира через атмосферу и в результате просачивания в почву.
Эти и другие мероприятия по сохранению естественного растительного мира
должны регулярно контролироваться согласно рекомендациям проектов разработки ме-
сторождения и обустройства промысла.
852
17. 6. Основные причины нанесения ущерба животному миру и рекомендации
по устранению
Освоение нефтегазовых месторождений наносит существенный ущерб животному
миру и фауне района их расположен™. Этот ущерб становится более существенным, если
месторождение расположено на малонаселенных территориях России. Нарушение жизне-
деятельности животного мтгра и фауны в целом связано с появлением людей в местах их
постоянного обитания, нарушением экологической ситуации этих мест, незаконным ис-
треблением животного мира людьми, ухудшением условий питания животных в результа-
те отчужден™ земель, строительством дорог, нарушением условий для естественного
роста растительного мтцза и др. Появление людей, нарушение эколопиеской обстановки
в местах обитания животного мщза приводит к сокращению численности отдельных видов
животных, которые не адаптируются к новым условиям.
Технологические процессы, происходящие при добыче газа и нефти, оказывают
отрицательное влияние на популяцию различных животных и птиц. Появление людей, со-
бак, рыбаков с вездеходами и моторными лодками приводит к снижению численности
весьма редких видов животных, приспособленных к жггзнедеятельности только в данном
регионе, в результате уничтожения мест их обитания.
Для сохранения животного мира проектами разработки и обустройства месторож-
дения должны быть предусмотрены мероприятия, позволяющие:
— псключтпь сброс загрязненных веществ и нефтепродуктов в водоемы;
— хранить отходы прозгзводства на специальных площадках;
— тгзолтцзовать склады ГСМ, химреагентов, ингибиторов, сорбентов и т.д. от
внешней среды;
— создать переход коммуникаций через водные барьеры по эстакадам соответст-
вующей высоты;
— снизить шумовые эффекты на объектах протгзводства.
Прп обустройстве промысла, если месторождение распложено на пути мигращш
местных животных, необходимо обеспечить условия для прохождения животных по тер-
ритории промысла и прилегающих районов. Кроме технических решений проекта по со-
хранению животного мтфа, необходимы мероприятия органтгзационного характера, на-
пример, запретить охоту на животных, птиц и ловлю рыб особых сортов, использование
моторных лодок, органггзовать наблюдение за жизнью животных и т.д.
853
ПЛ. Обеспечение сохранности геологической среды
Сохранность геологической среды связана с изменением условий прп строительст-
ве объектов промысла для многолетнемерзлых грунтов, процессами получения и образо-
вания при этом сезонных и многолетных бугров и площадей пучения, а также процессами
овражной эрозии, протекающими в основном на участках, прилегающих к речным доли-
f *
нам, и другими процессами, происходящими на территориях разрабатываемых нефтегазо-
вых месторождении.
Особую опасность при строительстве представляют процессы пучения. Образован-
ные при этом бугры и площади пучения характерны для водоразделов, пх склонов и долин
рек. Сезонные пучения образуются в основном на заболоченных участках, в результате
которых рельеф местности приобретает кочковатую форм}7. Причем количество и размеры
пучков по годам зависят от предзимней влажности и температуры воздуха.
На территории промысла и прилегающих районов в результате вмешательства че-
ловека происходит заболачивание территории. Одной го основных причин заболашгвания
является изменение гидрогеологического и температурного режимов местности и исполь-
зование транспортных систем на начальном этапе освоения месторождения на террито-
рии месторождения.
Для снижения изменений геологической среды необходимо предусмотреть в про-
екте вариант разработки и обустройства с
— минимальной площадью для объектов;
— соблюдением природоохранных норм и правил.
В частности, к мероприятиям для сохранения геологической среды относятся:
— строительство промышленных и жилых зданий выполнять с проветриваемыми
подпольями,-путем устройства подсыпок, обеспечения эффективности работы подполий
за счет систем автоматизированного регулщювания теплового режима грунтов оснований,
применения малозаглубленных фундаментов на площадках и т.д.;
— надземные прокладки трубопроводов на сваях п строительство их в зимнее вре-
мя без нарушения надпочвенного покрова в полосе трассы трубопроводов и устройство
термоустановок у свай—опор на участках снежных заносов;
— использование непучпнпстых грунтов, укрепление откосов от размыва поли-
мерными смолами, организация поверхностного стока, предотвращающего застой поверх-
ностных вод на поверхности подсыпки и т.д.
854
Глава 18. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
18.1. Общие положения
Технико-экономические показатели разработки газовых и газонефтяных месторож-
дений зависят от емкостных и фильтрационных параметров пластов, запасов газа и нефти,
системы разработки залежи, составов и свойств газа, конденсата и нефти, конструкции
скважин, типа скважин (горизонтальная или вертикальная), числа и особенностей экс-
плуатационных объектов, размещения скважпн, технолопиеского режима их эксплуата-
ции, устойчивости коллекторов, термобарическпх параметров газа и нефти в пласте, со-
держания конденсата в газе, системы сбора и подготовки газа, темпа отбора газа и нефти,
глубины залегания залежи и еще от многих других факторов.
Задача оптпмпзащш разработки газовых и газонефтяных месторождений относится
к задачам многовариантным, и однозначный ответ на вопрос о том, какой вариант являет-
ся оптимальным, практически не существует. Это связано с критериями, по которым
ищется оптимальный вариант разработки. Таких критериев имеется множество, среди них
следует особенно подчеркнуть:
— одновременность разработки газовой, точнее газоконденсатной шапки и нефтя-
ной оторочки, составы добываемых продукций,
— конечные коэффициенты газонефтеконденсатоотдачи пластов;
— глубина переработки газа, конденсата и нефти;
— темпы отбора газа (конденсата) и нефти и связанные с ними обустройства про-
мысла и переработки газа, конденсата и нефти прп наличии в их составах кислых компо-
нентов;
— учет необходимости в поставках промышленности в соответствующих количе-
ствах отдельных компонентов газа, конденсата и нефти, например, серы, этана, ШФЛУ и
т.д.;
— учет срока пригодности отдельных звеньев системы «пласт-газопровод» при ог-
рангиенном годовом отборе газа и нефти тгз месторождения. Например, скважин, системы
сбора и подготовки газа на таких месторождениях, как Астраханское;
— учетпропгворечпя между коэффициентом конденсатоотдачп и экономическими
показателями при разработке месторождений с поддержанием пластового давления путем
обратной закачки отсепарированного газа и т.д.
855
Согласно законам Российской Федерации об охране недр разработка газовых it га-
зонефтяных месторождений должна обеспечить максимально возможный коэффициент
извлечения газа, конденсата и нефти. Это означает, что при сравнительно большом со-
держании конденсата в газе и при практически любой толщине оторочки необходимо
обеспечить максимальную газоконденсатонефтеотдачу залежи. Максимальная конденса-
тоотдача газоконденсатных и газонефтяных месторождений возможна только при разра-
ботке таких месторождений с поддержанием пластового давления, причем желательно пу-
тем обратной закачки отсепарированного газа. Поддержать пластовое давление газокон-
денсатной залежи закачкой воды или водных растворов полимеров практически невоз-
можно тгз-за избирательного движения закачиваемой воды в газовом пласте и огромных
объемов воды, требуемой для сохранения давления на начальном уровне. Как правило, в
существующих проектах разработки газовых и газонефтяных месторождений для поддер-
жания давления в нефтяной оторочке не рассматриваются варианты с использованием по-
лимерных растворов и не сопоставляются экономические показатели разработки залежи
при различных составах закачиваемых агентов в пласт и связанных с ними коэффициен-
тов нефтеотдачи. Часто добыча нефти тгз оторочки прикрывается добычей конденсата, по-
ступающего вместе с газом к скважине в результате прорыва к забою газа через перфори-
рованный нефтенасыщенный интервал.
К настоящему времени в системе ОАО «Газпром» разработка газонефтяных место-
рождений не регламентирована. Полностью отсутствуют регламентирующие документы
на получение исходной информации по газонефтяным и нефтяным морским месторожде-
ниям, находящимся в ведении ОАО «Газпром», освоение которых без наклонных и гори-
зонтальных скважин практически невозможно.
Низкие толщины нефтяных оторочек и расположение нефтяных месторождений в
шельфовой зоне делают невозможным и нецелесообразным применение вертикальных
скважин для освоения таких месторождений.
В настоящее время не разработаны методы получения информации, необходимой
для проектирования многоготастовых неоднородных месторождений с применением гори-
зонтальных скважин. Практически нет ни одной пубшжацтп!, посвященной продуктивно-
сти горизонтальной нефтяной скважины, вскрывшей неоднородный пласт на месторожде-
нии без газовой шапки, когда пластовое давление равно или очень близко к давлению на-
сыщения нефти газом.
856
Не существует ни единой методики, посвященной устойчивости работы горизон-
тальной нефтяной скважины, вскрывшей нефтяную оторочку с верхним газом и подош-
венной водой, т.е. скважины, вскрывшей двухконтактную нефтяную залежь.
Весьма существенной является методическая обеспеченность раздела проекта раз-
работки, посвященная технико-экономическим показателям разработки. Часто даже в
рамках одной проектной органпзащгп разные специалисты-экономисты придерживаются
различных принципов установления экономических показателей разработки месторожде-
ния из-за принятия ими различных критериальных основ. В системе ОАО «Газпром» не
регламентированы методические основы определения технпко-экономтиеских показате-
лей разработки газовых и газонефтяных месторождений..
Отмеченное выше современное состояние технико-экономического обоснования
проектов разработки газовых и газоконденсатных месторождений в целом несущественно
отличается от теоретических основ обоснования этих показателей при социалистическом
способе хозяйствования, хотя страна перешла на капиталистические экономические от-
ношения между производителем и потребителем. Социалистический принцип взаимоот-
ношений являлся главной причиной того, что до настоящего времени в Росстш ни одно
газоконденсатное месторождение, независимо от содержания конденсата в газе, не разра-
батывалось с поддержанием пластового давления, что привело к потерям сотен миллио-
нов тонн конденсата в пласте.
К настоящему времени регламентирована ОАО «Газпром» только методика опре-
деления технико-экономических показателей разработки газоконденсатных месторож-
дений при различных способах пх разработки [45]. Для определения технико-
экономических показателей разработки газонефтяных месторождений такие методиче-
ские указания не разработаны. При отсутствии соответствующих утвержденных руково-
дящих документов экономические показатели разработки определяются в разных проек-
тах по-разному.
18.2. Выбор основного варианта разработки, рекомендуемого для реализации
Технико-экономические показатели разработки устанавливаются по всем рассмот-
ренным в проекте вариантам. Результаты, полученные при этом, сравниваются с результа-
там! базового варианта. Выбор базового варианта зависит в основном от проектировщика.
Так, например, при разработке газоконденсатных месторождений в качестве базового ва-
857
рианта можно принять вариант разраоотки месторождения оез поддержания пластового
давления, при котором потери конденсата будут максимальными. В то же время при этом
варианте не потребуется строительство компрессорных станщш для обратной закачки газа
в пласт, не бурятся нагнетательные скважины для закачки газа, не строятся внутрппромы-
словые трубопроводы для обвязки компрессорных агрегатов с нагнетательными скважи-
нами, не расходуются деньги на приобретение оборудования для повышения давления от-
сепарпрованного газа, на материалы, на эксплуатационные расходы и т.д. Можно согла-
ситься в целом с общими принципами оценки целесообразности прггменения способа под-
держания пластового давления сухим газом, прп котором дополнительная добыча конден-
сата составит 25—35% по сравнению с добычей его при разработке залежи на истощение.
Никогда и ни при каких способах разработки газоконденсатного месторождения невоз-
можна 100-процентная добыча конденсата, т.е. С$+, содержащегося в составе пластового
газа. Это связано, как минимум, с двумя основными причинами
1. Запасы самого газа извлекаются неполностью, и коэффициент газоотдачи пласта
составляет от 0,80 до 0,95. Естественно, что остающийся в пласте газ содержит конденсат.
2. Для сравнительно полного извлечения конденсата необходимо примерно 2-гЗ
объема сухого газа закачивать в пласт, т.е. примерно 2-3 цикла отбора-закачки запасов га-
за. Такие объемы закачки требуют больших затрат, что не всегда оправданно, если содер-
жание конденсата в газе небольшое.
Понятие «оптимальный вариант разработки» включает в себя не истинную сущ-
ность варианта, а в большинстве случаев диктуется заказчиком. Естественно, что проек-
тировщик в состоянии, используя геолого-математические модели, найти оптимальный
вариант разработки газовых и газонефтяных месторождений. Такой вариант должен
учесть необходимость максимального извлечения всех ценных компонентов, обеспечить
сравнительно высокие темпы разработки месторождения, использовать имеющиеся ком-
муникации в районе расположения месторождения, ресурсы соседних и ближайших ме-
сторождений и т.д. Однако, как правило, заказчик исходтгг пз его реальных возможностей
по разбуриванию месторождения, реализации добываемой продукции, наличия газопро-
водов, перекачивающих агрегатов и других факторов, влияющих на темпы освоения ме-
сторождения. Так, например, прп реальной возможности увеличения годового отбора газа
тгз Астраханского месторождения по его запасам годовые отборы установлены меньше,
чем на любом другом месторождении, что связано с болышгм содержанием сероводорода
в газе и отсутствием потребителя на серу.
858
Заказной вариант разработки месторождения часто является не самым экономиче-
ским вариантом. Он, как правило, орпентгфован на разработку газовой шапки на истоще-
ние, т.е. на максимальные потери конденсата в пласте. Большинство нефтяных оторочек
принято рассматривать как побочный, второстепенный объект, хотя первоочередным яв-
ляется решение вопроса о максимально возможной добыче нефти. Запасы конденсата и
нефти должны прежде всего предопределить схему и последовательность разработки га-
зонефтяного месторождения.
Очень существенным является рассмотрение вариантов разработки не только исхо-
дя из годового отбора газа и нефти пз залежи или из отдельных ее объектов, но и рассмот-
рение вариантов с различными величинами депрессий.на пласт или дебитов. Эти парамет-
ры предопределяют число и размещение скважин и влияют на расходы на сбор газа и неф-
ти на промысле, на образования депрессионных воронок, на сроки ввода ДКС и на другие
показатели.
Следует подчеркнуть, что проектгфовщик обязан установить в проекте наилучший
по всем показателям вариант, показать эти результаты заказчику и сравнить заказной ва-
риант со своим научно обоснованным вариантом и отметить положительные и отрица-
тельные стороны заказного варианта.
При сравнительно близких технико-экономических показателях двух и более вари-
антов проекттфовщпк должен рекомендовать вариант, который является технологически
менее опасным и с более устойчивым показателем с позиции обводнения скважин, проры-
ва верхнего газа через нефтеносный интервал, величины депресспонной воронки и т.д.
Качество и количество представленных проекпфовщпку исходных данных очень
часто является основной причиной внесения коррективов в первоначально рекомендо-
ванный оптимальный вариант, в результате которых экономические показатели оказы-
ваются не самыми лучшими. Среди основных причин, ухудшающих экономические по-
казатели рекомендованного варианта, следует выделить точность использованных прп
проекттфовантш запасов, зональную активность вторжения в газовую залежь воды, по-
явление существенных структурных и тектонических изменений в процессе доразведки
месторождения.
Часто оптимальные экономические показатели разработки ухудшаются по чисто
техническим причинам, например, несвоевременным вводом в эксплуатацию новых уча-
стков залежи, дожимных компрессорных станций, обводнением значительного числа
скважин в результате нарушения проектного режима эксплуатации. На показатели разра-
859
ботки влияет отсутствие потребителя на проектную ве.шппму отбора газа тгз месторожде-
ния.
Перечисленные выше и другие причины являются характерными для разработки
газовых и газонефтяных месторождении, и на каждом месторожденгпг в процессе его ос-
воения возникает большое число изменений, не учтенных в проекте. Поэтому любой са-
мый точный прогноз показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений
оказывается в той пли иной мере непригодным и требующим внесения коррективов.
18.3. Методические основы определения экономических показателей
разработки газовых и газоконденсатных месторождений
Согласно утвержденным методтиеским указаниям ВНППГАЗа [45] основой мето-
дик экономической оценки и выбора способа разработки является выбор критерия оценки
и методов определения параметров этого критерия.
Выбор способа разработки осуществляется путем определения сравнительной эф-
фективности рассмотренных вариантов. Прп таком подходе к выбору способа неверные
решения по рекомендуемому варианту могут быть только в случае, если в проекте рас-
смотрены не все наиболее приемлемые варианты разработки залежи. При таком подходе
выбора способа разработки (так же, как и в любом другом способе) должны быть учтены
величины годовых отборов газа и конденсата, а при разработке газонефтяных месторож-
дении — и нефти, продолжительность разработки залежи, разновременность затрат на
разработку и другие факторы. Показателями для выбора способа разработки должны яв-
ляться коэффициенты извлечения углеводородного сырья. В проектах разработки газовых
и газоконденсатных месторождении, осуществляемых на газодобывающих предприятиях,
в основу экономических расчетов заложены критерии, обеспечивающие максимальный
эффект при минимальных затратах без изменения запланированных объемов добычи и
сроков пх поставки потребителю. Заданный отбор из месторождения по газу, конденсату и
нефти, если залежь газонефтяная, обуславливает необходимость поиска в основном тех-
нологических вариантов, улучшающих экономические показатели разработки. При задан-
ном отборе оптимум определяется не объемом добычи углеводородов (следовательно, и
числа и расположения скважпн, схемы сбора и подготовки газа и т.д.), а путем поиска ре-
жимов эксилуатащпг, выбора соответствующей конструкцшг скважин, схем пх обвязки,
сроков ввода в разработку отдельных участков залежи и других технических и технологи-
860
ческих факторов. Поэтому при заданном отборе тгз месторождения, как правило, все эко-
номические расчеты направлены на минимум затрат. Если заказчик требует от проекти-
ровщика установить оптимальный уровень добычи газа, конденсата и нефти, то задача
экономических расчетов сводится к получению максимального эффекта от разработки
данного месторождения. Максимальный эффект от разработки газового месторождения
устанавливается не только оптимальным уровнем добычи, но и технологическими и
фильтрационными процессами, происходящими в системе «пласт-газопровод». При раз-
работке газоконденсатных месторождений такой эффект существенно зависит от количе-
ства добываемого конденсата, величины потерь конденсата в пласте и затрат на способ
поддержания пластового давления. Согласно методическим основам, предлагаемым
ВНИИГАЗом, для оценки максимум эффекта от выбранного способа разработки необхо-
дима стоимостная оценка в денежном выражении добываемого продукта, в частности
конденсата с учетом удельных затрат на добыч}7 данной продукции. Такая оценка может
быть достоверной прп известных запасах и коэффициентах извлечения конденсата и неф-
ти (при наличии нефтяной оторочки).
Экономическая эффективность разработки газовых и газонефтяных месторождений
в целом оценивается, исходя пз так называемых замыкающих затрат на топливо и энер-
гию. Эти затраты зависят от вида топлива и получаемой энергии, от местонахождения ис-
точника топлива или энергии, от транспортных затрат, от затрат на добычу данного вида
топлива, например, газа, конденсата и нефти.
Эти факторы в совокупности могут довести затраты на добычу и транспортировку
газа для отдаленных и труднодоступных регионов до уровня, когда экономические пока-
затели использования газа могут быть неприемлемыми для данного региона по сравнению
с показателями использования угля или электроэнергии. Поэтому экономические показа-
тели разработки газовых и газонефтяных месторождений оцениваются, точнее, сравнива-
ются с показателями затрат на те виды топлива, которые обходятся дешевле в данном ре-
гионе. Замыкающие затраты, по которым оценивается эффективность разработки газовых
и газонефтяных месторождений, устанавливаются на перспективу по газу, нефти, углю,
мазуту, атомной энерпш по отдельным регионам с учетом ожидаемого роста на добычу
или выработку этих видов топлива, исходя ггз условной их добычи, например, исходя из
увеличения глубины залегания месторождений угля, газа, нефти и т.д.
В экономических методах оценки эффективности разработки газоконденсатных
месторождений ВНШ1ГАЗ справедливо считает, что если для повышения конденсатоот-
дачи пласта используется обратная закачка отсепарированного газа, то при этом коэффи-
861
циент газоотдачи не изменяется, но применение этого метода приводит к отсрочке дооычи
газа, что является прхгчиноп повышения уровня добычи газа на других месторождениях
или же ввода в разработку новых газовых месторождении. К настоящему времени в сис-
теме ОАО «Газпром» приняты отраслевые замыкающие затраты. Применение отраслевых
замыкающих затрат предусматривает сравнение затрат на добычу газа в данном регионе с
затратами на добычу и транспорт газа севера Тюменской области, так как основные ре-
сурсы газа сосредоточены на этих месторождениях.
Экономическая эффективность разработки любого газового, газоконденсатного
или газонефтяного месторождения связана с большими капиталовложениями. Объемы ка-
питаловложении зависят от принятой системы и способа разработки месторождений. По-
следний особенно касается газоконденсатных и газонефтяных месторождений, если эти
месторождения разрабатываются с обратной закачкой сухого газа или отбором только
нефти и поддержанием пластового давления закачкой воды или водных растворов поли-
меров в нефтяную оторочку. Прп этом происходит частичное «замораживание» капитало-
вложении в разработку используемой полностью по окончании процесса обратной закач-
ки или по окончании процесса разработки нефтяной оторочки. Если газонефтяное место-
рождение разрабатывается с одновременным отбором нефти и газа, то коэффициенты
нефте- и конденсатоотдачп залежи существенно снижаются. Замораживание вложенного
капитала на 10-S-20 лет исключает возможность использования этого капитала на других
объектах и получения от этого капитала нормативного эффекта. Это означает, что при
разработке газоконденсатных и газонефтяных месторождений с опережающим капвложе-
нием экономтиескпй эффект от разработки должен быть установлен с учетом временного
фактора. В методическую основу оценки экономических показателей разработки газовых
и газоконденсатных месторождении ВНИИГАЗом заложен временной фактор использо-
вания имеющегося капитала. В методике эконокпгческпх расчетов показателей разработки
учитывается разновременность в осуществлены! капитальных и эксплуатационных затрат
за весь период разработки залежи. Эти предпосылки были приняты в качестве критериев
экономической оценки способов разработки газоконденсатных месторождений с поддер-
жанием и без поддержания пластового давления. Основными показателями эффективно-
сти выбранного способа разработки будут удельные затраты на добычу конденсата. Опре-
деление удельных затрат на добычу газа, конденсата и нефти (при наличии оторочки)
встречает трудности, вызванные условностью разделения затрат между газом, конденса-
том и нефтью. Прямые расходы, связанные с поддержанием пластового давления, исклю-
чительно из-за конденсата также отчасти используются по аналогии процесса закачки для
862
щбычи газа. Поэтому принято затраты на добычу газа и конденсата, а при одновременном
отборе нефти и на добычу нефти разносить пропорционально потенциальной добыче этих
тродуктов. В принципе такое разделение затрат не вполне корректно, хотя предложить
5олее реальный подход по разнесению затрат с учетом всей сложности решаемой задачи
трактически невозможно.
Согласно методике ВНГШГАЗа [45] критерий экономической оценки способов
разработки определяется по формуле:
3 = s(PK.t + Pr.t-3t)Rt, (1.18)
о
'де Pr.t, PK t— добыча—реализация газа и конденсата в ctoiimocthom выражении в t-ом ro-
ly разработки месторождений; 3t — затраты на добычу в t-ом году; Rt — коэффициент
/чета фактора времени, т.е. коэффициент дисконтирования; Т — общая продолжитель-
юсть разработки месторождения.
Если обозначить стоимости единиц продукции, т.е. газа и конденсата, через Рг и Рк,
> количество реализованного газа и конденсата через Qrt и QK t, то получим:
Prt = Pr-Qrt И PKt = Рг-Qrt. (2.18)
Стоимостная оценка единицы добываемого конденсата Рк определяется на основе
смыкающих затрат народнохозяйственного уровня на нефть и основные нефтепродукты:
Рк = Об- Рб + ад-Рд + ам- Рм . (3.18)
ще as, а,, и ам — доли бензиновой, дггзельной и тяжелой фракций в составе добываемого
сонденсата; Рб, Рд и Рм — замыкающие затраты на бензин, дизтопливо и мазут.
Значение Рк приближенно может быть определено по формуле:
РК = 2РН-РМ, (4.18)
'де Ря и Рм — соответственно замыкающие затраты на нефть и на мазут.
Стоимостная оценка единицы добываемого газа Рг тгз проектируемого месторожде-
П1Я может быть установлена, как было отмечено выше, на основе отраслевых замыкаю-
цих затрат на газ. Значение Рг определяется по формуле:
РГ = 3ОЗ-3Т, (5.18)
ще 3ОЗ — удельные приведенные затраты на добычу и транспорт северо-тюменского газа,
с.е. замыкающие затраты на газ в районе потребления газа проектируемого месторожде-
тия; Зт — удельные приведенные затраты на транспорт газа из рассматриваемого место-
рождения до района потребления.
Значение коэффициента дисконтирования определяется по формуле:
863
Rt=l/(1 + E)f, (6.18)
где E — коэффициент учета разновременности осуществления затрат и получения про-
дукции; t— порядковый номер года разработки месторождения. Величину Е согласно ти-
повой методике принимают равной Е=0,08.
Для экономической оценки показателей разработки необходимо определить пока-
затель затрат на добычу газа и конденсата 3t на основании возникающих затрат. Показа-
тель затрат состоит го общих затрат, учитывающих капитальные и текущие — материаль-
ные, трудовые затраты, и определяется по формуле:
3t = Kt+IIt, (7.18)
где Kt и Ht — соответственно капиталовложения в t-ом году и эксплуатационные затраты
без отчислений на реновацию в t-ом году.
С учетом дисконтированты суммарные затраты на добычу за весь срок разработки
месторожденты определяются по формуле:
3=£(К+иХ(1 + Е)-‘ . (8.18)
о
Тогда критерий экономической оценки способа разработки будет определяться по
формуле:
э= £рг^гД(1 + еГ +SPK,tQK,t(l + E)-t - £(К+И\(1+Е)-' . (9.18)
1 1 о
Прп постоянных Рг и Рк в процессе разработки формула (9.18) примет вид:
Э= PrSQrt(l + E)-‘ +PKf QK,t(l + E)-t - £(К + И)4(1 + Е)-1 . (10.18)
1 1 о
Определяемая по формуле (10.18) величина характеризует эффект от добычи газа и
конденсата за весь срок разработки месторождения.
Приведенный выше метод определения суммарного эффекта от добычи газа и кон-
денсата не учитывает возможность дополнительной добычи конденсата путем поддержа-
ния пластового давления обратной закачкой отсепарированного газа. Приведенный метод
может быть успешно применен и на газовом месторождении, в газе которого отсутствуют
тяжелые углеводороды Cs+. Тогда в формулах (1.18)-5-(10.18) слагаемые, связанные с кон-
денсатом, приравниваются к нулю.
Если газоконденсатное месторождение разрабатывается с поддержанием пластово-
го давленти путем обратной закачки сухого газа, то необходимо определить относитель-
ный эффект от этого процесса ДЭ (а возможно, и относительный ущерб от применения
этого способа разработки) по формуле:
864
ДЭ = Эп - Эи = £РгД • AQr>t (1 + Е)-‘ + £PK>t AQK>t(1 + Е)~‘ - £ Д(К + И\ (1 + Е)"‘ .(11 -18)
1 1 О
где AQK, t и AQr, t— разницы в t-ом году между добычей-реализацией конденсата и газа при
поддержании пластового давления и разработкой месторождения на истощение; A(K+H)t
— разнгща'в t-ом году' в затратах на добычу с поддержанием давления по сравнению с
разработкой на истощение. Следует подчеркнуть, что в формуле (11.18) суммарная дис-
контированная разность добычи газа и аналогичная разность затрат будут иметь отрица-
тельные значения из-за специфики процесса обратной закачки газа и связаны с отсрочкой
реализации добываемого газа.
Показателем экономической эффективности способа добычи конденсата с поддер-
жанием пластового давления сухим газом могут быть и удельные затраты на дополни-
тельную добычу конденсата:
3
•^доп
1д(К+И\(1+Е)-' -SAQrt
_ о 1
(1-Е)-' I |AQKt(l + E)-f
(12.18)
Если значение Здоп будет меньше Рк, то это означает, что обратная закачка газа как
способ разработки газоконденсатного месторождения эффективна. Значения капитало-
вложений по годам Kt и эксплуатационных расходов IIt определяются по нормативным
данным.
Прп расчетах капиталовложений на добычу' конденсата и газа необходимо учесть
все затраты, связанные с основным производством и вспомогательными объектами произ-
водства. Причем капиталовложения на различные объекты, если они не связаны с обрат-
ной закачкой газа, не должны быть включены в расчеты при определении величины отно-
сительного эффекта ДЭ.
Величину Kt можно определить по формуле:
К ДПэС^э АЛ-нт'^н “t- AQr fVo +AQKt-VK + AllyfVyt~ Д11нка АЦцка t ‘^дка-^ ДЛ-п f Vn, (13.18)
где Дп3[, Дпн1 — соответственно ввод в t-ом году эксплуатационных и нагнетательных
скважин; v3, vH— нормативы капиталовложений, зависящие от числа эксплуатационных и
нагнетательных скважин; AQrt, AQKt — разницы в t-ом году между добычей-реализацией
газа и конденсата при поддержании пластового давления обратной закачкой сухого газа и
разработкой месторождения на истощение; v0 и vK — годовые отборы газа и конденсата;
ДПу-t — ввод установок по подготовке газа; vy— количество установок подготовки газа;
Дпнка t и ДЛдк а t — ввод в t-ом году нагнетательных и дожимных компрессорных агрегатов;
vH!ta и vSKa — количество нагнетательных и дожимных компрессорных агрегатов; Дпт—
ввод промыслов и vn— количество промыслов.
865
Значение эксплуатационных расходов IIt определяется по формуле:
lit PmQfI + Рзп рнка Л нка t Рдка 1^дка аФ( + prQnt +аФь (14.18)
где lit—количество эксплуатационных и нагнетательных скважпн в t-ом году,
Инка, Идка— соответственно количество нагнетательных и дожимных компрессорных агре-
гатов в t-ом году; Ф t — стоимость основных фондов без компрессорных станций на конец
года; Ф{ — стоимость основных фондов на конец t-ro года; а — средняя норма реновации;
а — норматив накладных расходов — капитальный и текущий ремонт объектов промыс-
ла; обслуживание оборудования, транспортные расходы и т.д.; рг— отраслевая стоимост-
ная оценка газа; Qn t— закачка постороннего газа в t-ом году; рм, рзп, рнка и рдка — норма-
тив расходов соответственно на материалы, топливо и энергию, зарплату', а также экс-
плуатационно-нагнетательных и доаммных компрессорных агрегатов без реновации.
Авторы изложенного метода считают, что формулы (13.18) и (14.18) могут быть
использованы и прп расчетах затрат на разработку месторождения, на истощение, прини-
мая прп этих расчетах затраты на нагнетательные скважины, нагнетательные компрессор-
ные агрегаты, закачку постороннего газа и все другое, связанное с обратной закачкой газа,
равными нулю. Следует подчеркнуть, что прп расчете эксплуатационных расходов по
формуле (14.18) расход газа на собственные нужды компрессорных станций оценивается
как безвозвратные потери по замыкающим затратам народнохозяйственного уровня и
должен быть учтен прп обосновании укрупненного норматива затрат на эксплуатацию
КС.
Авторы метода считают, что для выбора способа разработки газоконденсатного
месторождения некоторые показатели разработки с поддержанием и без поддержания
пластового давления должны быть одинаковыми. В частности, динамика годовых отборов
с поддержанием пластового давления в периоды нарастающей и падающей добычи на ре-
жиме истощения должна быть одинаковой, сравнение способов разработки должно произ-
водиться за полный срок пх реалпзацгпг Целесообразность разработки месторождения,
как было отмечено выше, с обратной закачкой отсепарированного газа зависит от многих
геолого-технолопиескпх параметров. Способ разработки месторождения с поддержанием
пластового давления нецелесообразен, если содержание конденсата в газе невелико, неза-
висимо от запасов газа на проектируемом месторождегппг, так как на таких месторожде-
ниях потерн конденсата в пласте небольшие. Поэтому проектировщик перед выбором
способа разработки должен хотя бы приближенными аналитическими или графическими
методами оценить потери конденсата в пласте согласно разделу б настоящего руковод-
ства. Как было отмечено выше (см. формулы (1.18) -г(10.18)), суммарные затраты на до-
866
оьгчу газа и конденсата должны оыть разнесены на каждую продукцию, т.е. на газ и на
конденсат. Причем если месторождение разрабатывается с поддержанием пластового дав-
ления, то разнесение затрат должно быть на прямые и косвенные. Под прямыми в данном
случае будут считаться затраты на добычу конденсата, связанные со строительством ком-
прессорных станций для нагнетания газа в пласт, на бурение нагнетательных скважин, их
обвязку с КС и т.д. К косвенным затратам могут быть отнесены затраты в случае сум-
марной добычи газа и конденсата по завершению цикла закачки пли затраты, влияющие
на производительность эксплуатационных скважин. За величину потенциально возмож-
ной суммарной добычи могут быть приняты геологические запасы газа и конденсата. При
таком подходе косвенные затраты, относимые на добычу конденсата Ок, могут быть опре-
делены по формуле:
a4C = GK/(GK+Gr), (15.18)
где GK и Gr — соответственно запасы конденсата и газа. Для газа косвенные затраты От
при известном ак будут определяться пз равенства:
<^=1-Ок. (16.18)
Принятые в [45] условия о том, что с/т и ак по всем способам разработки одинаковы
и постоянны по годам разработки, связаны с величинами запасов и методикой определе-
ния «г и Or. В реальных условиях такое допущение искажает истинные удельные затраты
на добычу газа и конденсата по годам. Поэтому методика определения От и должна
быть усовершенствована.
Сумму затрат, относимую на каждый продукт добычи, предлагается определить по
формуле [45]:
3i = 3in + 3K-ai, (17.18)
где 3in— прямые затраты на добычу i-ro продукта, Зк— косвенные затраты, а, — коэффи-
циент для косвенных затрат на добычу i-ro продукта.
Если месторождение разрабатывается на истощение, то к прямым затратам отно-
сятся: затраты на конденсатосборные коллекторы, установки стабилизации конденсата,
насосные станцгш для конденсата, емкости для конденсата и т.д., которые связаны с до-
бычей, подготовкой и транспортом конденсата на промысле. К прямым затратам на добы-
чу газа относятся промысловые газосборные коллектора, ДКС и т.д.
Стоимость основных фондов и эксплуатационных расходов на добычу газа и кон-
денсата — формула (17.18) —конкретизируется следующими зависимостями:
OKt=aK[ct-OnKt-Onrt] +Фпкр, (18.18)
867
Ort = Ot -Фк,; (19.18)
IIK,= aK[Ht-HnKt-Hnrt] + Ит; (20.18)
IIrt = IIt -IIKt, (21.18)
где Фк t ii Фг.(—соответственно стоимость основных фондов по добыче конденсата и газа
в t-ом году. Ф[—общая стоимость основных фондов по добыче газа и конденсата в t-ом
году; ФЙЕ1 п Фпг t — соответственно стоимость прямых основных фондов по добыче кон-
денсата п газа в t-ом году. IIKt и IIrt — эксплуатационные расходы на добычу конденсата и
газа в t-ом году; IIt — общие эксплуатационные расходы на добычу газа и конденсата в
t-ом году; IInK t ii IInr t— прямые эксплуатационные расходы на добычу конденсата и газа в
t-ом году.
Прямые основные фонды и эксплуатационные расходы определяются с помощью
зависимостей:
Фпы Hy.tVy.K+QK.tVK, (22.18)
Фпг l Пу-tVy.r + Пдка-гУдка, (23.18)
11пк, = Фкг(а+а); (24.18)
IInr.t — Фы (« + а). (25.18)
где пу t— число установок в t-ом году, nflKa.t—кошгчество дожимных компрессорных агре-
гатов в t-ом году; vyK и vyr— стоимость конденсатосборных и газосборных коллекторов в
расчете на одну УКПГ; vK— стоимость установки стабилизации конденсата и других объ-
ектов в расчете на 1т добываемого конденсата; vflK— стоимость одного компрессорного
агрегата; QKt—отбор нестабильного конденсата в t-ом году, а—норматив накладных рас-
ходов на капитальный и текущий ремонты, обслуживание, транспортные расходы и т.д.;
а—средняя норма реновации.
Естественно, что при разработке с обратной закачкой — отсепарированного газа
все затраты периода поддержания пластового давления как накопленные в виде основных
фондов, так и текущие затраты на эксплуатацию месторождения полностью должны быть
отнесены на конденсат, так как в этот период разработки реализуется только конденсат.
Следовательно, для этого периода будем иметь:
ФК1=Ф{ и IIKt=IIt. (26.18)
В дальнейшем затраты на доразработку месторождения на истощение распределя-
ются между1 газом и конденсатом, и для этого периода справедливы формулы
(18.18)ч-(21.18).
868
В ряде случаев способ разработки газоконденсатного месторождения путем обрат-
ной закачки газа реализуется не полностью, т.е. вместе с конденсатом реализуется и часть
добываемого газа. В таких случаях затраты периода частичной обратной закачки газа рас-
пределяются между добываемым конденсатом и газом. Согласно методическим указаниям
[45] в этот период распределение прямых затрат на конденсат (см. формулы
(18.18)-ь(25.18)) включает в себя затраты и накопленные, и текущие по нагнетательным
скважинам и нагнетательным компрессорным станциям, а также часть косвенных затрат в
доле, кратной отношению годовой закачки газа к его годовому отбору. Поэтому вместо
формул (18.18) и (20.18) следует использовать следующие формулы:
Фпк-t-Фппд1 4"®Kyt4"4)t[®t ~ Фппд-t Фку-t Фпг-t ]:" (26.18)
Ппк t [Фк t~ Фкс-t] 4" Пикс! 4" <Pt[IIt — О, (Фк t — Фнкс t) "Инке t] 4” IIpt Фк1 / Фь (2 /. 18)
где ФПпд t— стоимость основных фондов объектов по поддержанию пластового давленти в
t-ом году, определяемая по формуле:
Фппд-t Псн t*VCH 4“ 11Ниа t'VHKa ’ (28.18)
Фкуг— стоимость основных фондов объектов по сбору и стабилизацтпт конденсата, опре-
деляемая формулой:
ФКУ1= пу rVyK+ QKfVK, (29.18)
Фикс t—стоимость основных фондов нагнетательной компрессорной станции; Г1НКс t—экс-
плуатационные расходы по нагнетательной компрессорной станции в t-ом году, ncHt—ко-
личество нагнетательных скважин в t-ом году, —количество УКПГ в Пом году, ript—
реновацты в t-ом году.
Значения прямых затрат на конденсат, определяемых по формулам (26.18) и
(27.18), подставляются в (18.18) и (20.18), а затраты на газ по формулам (19.18), (21.18).
(23.18) и (25.18). Далее определяются удельные затраты на добычу газа и конденсата для
каждого года разработки путем отнесешы годовых затрат на фактическую добычу:
фуд.к-t= Фй/QkI И Пуд .Kt= IIKt 'Qrt, ‘ (30.18)
Фуд.ы ~ Фг../Qr.t 11 Пуд r.t = Игг /Qr.t, (31.18)
где Фудг t и Фудк t— фондоемкости добычи газа и конденсата в t-ом году; Иудк-t и —
себестоимости добычи конденсата и газа в t-ом году.
В ряде случаев, когда производят сравнительные расчеты с другими видами топли-
ва, необходимы средние себестоимости добываемых продуктов, т.е. конденсата и газа.
Средняя за период разработки себестоимость добываемой продукщш может быть опреде-
869
лена по формуле:
Икср=£ийДрй И Игср=|илД(2Л. (32.18)
Средняя за этот же период фондоемкость добываемых продукций определяется по форму-
лам:
фк.ср = И Фг.ср = £ФЛ//|рЛ. (33.18)
Полученные выше экономические показатели прп различных способах разработки
газоконденсатных месторождении должны быть охарактеризованы с позиции хозяйствен-
ной деятельности предприятия. Для этого необходимо рассчитать хозрасчетные показате-
ли, т.е. себестоимость, прибыль и рентабельность предприятия. Такие показатели опреде-
ляются на основании действующих оптовых цен на добываемые продукты. Оптовые цены,
как правило, меняются в процессе разработки месторождения, и эти изменения пли тен-
денции к изменению должны быть учтены при оценке хозяйственной деятельности пред-
приятия. Прп оценке хозяйственной деятельности предприятия необходимо учесть воз-
мещение затрат на геологоразведочные работы и амортизационные отчисления. Естест-
венно, что чистая прибыль предприятия зависит от налоговых отчислений на аренду пло-
щади месторождения, на пользование природными ресурсами, от отчислений на социаль-
ные нужды и т.д.
Прибыль от реашгзацпп газа и конденсата на каждый год определяется по формуле:
nt = Цг-Qrt+Цк-QKt - Ct, (34.18)
где nt— прибыль от реашгзацгпг газа и конденсата в t-ом году; Цг, Цк—соответственно оп-
товые цены предприятия на газ и конденсат; Ct— эксплуатационные расходы в t-ом году.
Рентабельность предприятия определяется путем деления прибыли Ц на стоимость
промыпшенно-проггзводственных основных фондов в t-ом году, т.е.
ЕР = ПЖ (35.18)
Предприятие считается рентабельным, если соблюдается условие:
Ер > Ерн, (36.18)
где Ерн—нормативный показатель рентабельности, который принят в размере Ерн=0,15.
При определенных условиях прп действующих ценах на проггзводпмые продукты и
затратах на освоение месторождения предприятие может оказаться нерентабельным. Та-
ким будет предприятие, если содержание конденсата в газе невелико и способом разра-
ботки выбрана разработка залежи с обратной закачкой сухого газа в пласт. В таких случа-
ях нужно оценить цену на конденсат, обеспечивающую рентабельность предприятия.
870
Цена на конденсат может быть определена формулой:
IIrt=[Ct + ЕрнФД/QKt. (37.18)
Если месторождение разрабатывается на истощение, то цена на газ и конденсат оп-
ределяется по формулам:
IIrt= [C’rt + EpHOrt]/Qrt и Пк4 = [CKt + EpHOKt]/QKt, (38.18)
где CK t и Cr t— себестоимости годовой добычи конденсата и газа в t-ом году.
Приведенная выше методика расчета экономических показателей разработки газо-
конденсатных месторождении позволяет установить способ разработки залежи и направ-
лена в основном на целесообразность применения способа поддержания пластового дав-
ления путем обратной закачки отсепарпрованного газа . Не оспаривая в целом принятые в
[45] общие принципы расчета экономических показателей разработки газоконденсатных
месторождений с поддержанием пластового давления путем обратной закачки газа, отме-
тим следующее:
1. Данная методика может быть использована и для экономических оценок показа-
телей разработки, и для газовых месторождений путем ввода соответствующих поправок
на расчетные формулы.
2. Предложенная методика непригодна для экономических оценок показателей
разработки прп покомпонентной реализации добываемого газа, этана, ШФЛУ, гелия, се-
ры.
3. Используемые нормативные и другие показатели либо устаревшие, либо не учи-
тывают возможности различных вариантов реализации добываемого продукта. Сущест-
вующие внутренние и мировые цены на газ, конденсат, нефть, гелий, этан и на другие
компоненты могут практически предопределить рентабельность предприятия в зависимо-
сти от реализации.
4. Предложенная методика практически исключает возможность добычи только
конденсата, допуская при этом, что на имеющиеся запасы газа данного месторождения
нет потребителя. Тогда разработка месторождения с применением метода обратной закач-
ки отсепарщюванного газа и с использованием высокодебитных эксплуатационных и на-
гнетательных горизонтальных скважин может оказаться высокорентабельной.
5. Предложенная методика не приспособлена для оценки экономических показате-
лей разработки газонефтяных месторождений.
871
18.4. Определение экономических показателей разработки газонефтяного
месторождения прп наличии в составе газа, конденсата и гелия
Экономическая оценка вариантов разработки газонефтяного месторождения с уче-
том наличия конденсата и гелия в газе может быть произведена в соответствии с «Мето-
дическими рекомендациями по комплексной оценке эффективности мероприятий, на-
правленных на ускорение научно-технического прогресса в нефтяной промышленности»
РД 39-01/06-0001-89. В соответствии с данными методическими рекомендациями эконо-
мический эффект за расчетный период определяется по формуле:
3t = Pt-3t, (39.18)
где 3t— экономический эффект за расчетный период; Pt— стоимостная оценка результа-
тов реализащпг за этот же период; 3t— стоимостная оценка затрат за расчетный период.
Величину Pt можно определить по формуле:
tK tK
Pt=ZPt=Z
ГН
Цц-Qit
(1 + ЕнГр
(40.18)
где tH и tK — начальный и конечный год расчетного периода; Ц; t — цена i-ro продукта в
году t; Qi t — объем производства i-ro продукта в t-ом году; Ен — норматив щл [ведения
разновременных затрат и результатов, численно принимаемый равным нормативу эффек-
тивности капитальных вложений Ен=0,1. Отметим, что в методических указаниях, приня-
тых ОАО «Газпром», величина Е установлена 0,08 (см. формулу (6.18)); tp— расчетный
год, к которому7 осуществляется приведение разновременных затрат и результатов.
Стоимостная оценка затрат 3t осуществляется следующим образом:
1к И, *К К, *К Л,
3t=y-----------+У--------*----У-------1—, (41.18)
С(1 + ЕНГ₽ ы(1 + ЕнГ₽ t(l + EHH '
где IIt— текущие издержки при производстве продукции в t-ом году без амортизационных
отчислений на реновацию; Kt— единовременные затраты (капиталовложения) при произ-
водстве продукции в t-ом году; JIt—остаточная стоимость (ликвидационное сальдо) ос-
новных фондов, выбывших в t-ом году.
Критерием выбора варианта разработки является максимальное значение экономи-
ческого эффекта. Для экономической оценки различных вариантов разработки с извлече-
нием газа, конденсата, нефти и гелия были использованы следующие нормативные пока-
затели:
— прп прогнозной оценке инвестиций (капитальных вложений) были использова-
ны «Разработки методического и информационного обеспечения прогнозирования капи-
872
тальных вложении и эксплуатационных затрат в подотраслях газовой промышленности на
период до 2010 г.» (ВНИПИГаздобыча));
— индивидуальные нормативы удельных капитальных вложений на нефтепромы-
словое строительство (ГИПРОВостокнефть, 1990 г.);
— фактические технико-экономические показатели Оренбургского гелиевого заво-
да в 1992 г.;
Экономические показатели разработки установлены в ценах 1993 года, и пересчет
на новые цены должен быть проведен, исходя из инфляции за 1994-1997 гг. и изменения
цен на газ, нефть, конденсат и гелтпг на внутреннем и внешнем рынках. При определении
экономических показателей на весь срок разработки были использованы прогнозные
оценки уровня цен прп капитальном строительстве по ОАО «Газпром» и ОАО «НК «Рос-
нефть» на период 1992-1995 гг.
Объем инвестиций определяется в соответствии со схемой обустройства месторо-
ждения по следующим позициям;
— бурение скважпн, сбор и транспорт нефти и газа, подготовка нефти и газа; за-
воднение, промводоснабженпе, промканалпзация, электроснабжение, автоматизация и
связь, производственные базы, автодороги, прочие объекты и затраты.
Нормативы удельных капитальных вложений в разработку месторождения приве-
дены в таблгще 1.18. Эти нормативы зависят от местонахождения месторождения, геоло-
гической особенности залежи, географических и метеорологических условии и т.д. По-
этому эти нормативы будут несколько иные в зависимости от перечисленных выше фак-
торов. Для рассматриваемого объекта нормативные удельные капитальные вложения в
1993 г. составляли те величины, которые приведены в таблгще 1.18.
Эксплуатационные затраты рассчитаны по следующим позициям:
— амортизационные отчисления, заработная плата, расходы на поддержание пла-
стового давления, общепроизводственные расходы, плата за недра, отчисления в страхо-
вой и дорожный фонды, прочие расходы.
По эксплуатационным затратам приняты следующие нормативы, которые приведе-
ны в таблице 2.18.
Выручка от реализации продукции рассчитывалась в ценах по состоянию на
01.06.1993 г. В частности, они составляли: нефть — 20000 руб./т, газ— 1500 руб/1000 м3,
конденсат —15000 руб./т и гелий — 450; 2000 и 10000 руб./м3.
873
Таблица 1.13
№№ п/п Объекты обустройства Удельные нормативы
1. Стоимость бурения 1 м, тыс. руб. вертикальная скважина горизонтальная скважина 90 180
2. Сбор, транспорт нефти и газа, млн. руб. на 1 новую скважину 16,7
3. Электроснабжение, млн. руб/скв. 3,1
4. Автоматизация и связь, млн. руб./скв. 2,5
5. Производственные базы, млн. руб./скв. 6,5
б. Прочие объекты и затраты, млн. руб./скв. 4,9
7 Подготовка нефти и газа, тыс. руб./1 m нефть 0,42
8. Заводнение, производоснабженпе, промканалггзация, тыс. руб./1 т. жидк. 0,224
9. Автодороги, млн. руб./1 км
Таблица 2.18
AaN’a п/п Объекты обустройства Удельные нормативы
1. Заработная плата, тыс.руб/скв. 3000
2 Расходы на ППД с закачкой воды, руб./м3 50
3. Общепроизводственные расходы, тыс. руб./скв. 1900
4. Платы за недра. % от выручки 8 -
5. Ремонтный фонд, % от стоимости основных фондов 4
б. Страховой и дорожный фонды, % от выручки 1,5
1 Прочие затраты, % от выручки 5
874
В случае разработки газоносной части залежи на режиме истощения были опреде-
лены объемы инвестиций по следующим позициям:
1. Капитальные вложения в добычу газа составляли: стоимость скважин — 160
млн. руб/скв.; строительство шлейфов — 2,0 млн.руб/км; строительство УКПГ — 20,0
млн.руб., производительность 6 млрд.м3/год и 10 млн.руб. при производительности 2
млрд.м3/год; строительство дорог — 26,9 млн.руб/км; прочие вложенти — 30% от капи-
тальных вложений.
2. Капитальные вложенти на строительство гелиевого завода: 1200 млн.руб на объ-
ем переработки газа в мпрд.м3/год и 500 млн. руб на объем переработки газа 2
мпрд.м3/год.
3. Эксплуатационные расходы определены по следующим позициям: — в добычу:
амортизационные отчисления х, материальные затраты — 5% от общих затрат, заработ-
ная плата с начислениями 3 млн.руб/скв.; отчисление на геологоразведочные работы —
10% от выручки; плата за недра —8% от выручки; страховой и дорожный фонды — 1,4%
от выручки; ремонтный фонд—4% от стоимости основных фондов и прочие затраты —
5% от выручки.
4. В производстве гелия: себестоимость 1 м3 гелия была установлена на уровне
данного показателя на Оренбургском гелиевом заводе по данным 1992 г. и скорректиро-
вана на цены 1993 г.
Производство гелия, т.е. себестоимость гелия, получаемого на Оренбургском ге-
лиевом заводе прп содержании его в газе 0,055%, значительно выше, чем себестоимость
на проектируемом месторождении, так как содержание гелия в газе рассматриваемого ме-
сторожденпя примерно в 8 раз выше. Поэтому себестоимость гелти на проектируемом ме-
сторождении будет существенно ниже, чем гелий ОГЗ. Цены на реализацию газа, конден-
сата и гелия были приняты такие же, как и при разработке нефтяной оторочки, т.е. сле-
дующие: газ— 1500 руб./ЮОО м3, конденсат — 13000 руб./m и гелий — 450, 2000 и 10000
руб./м3. Естественно, 'что три разработке только газоносной части залежи на истощение
экономически более эффективным оказался вариант с годовым отбором газа 6 млрд.
м3/год и реализацией гелия по ценам 2000 и 10000 руб./м3.
Цена на 1 т конденсата в размере 15000 руб. внутренняя и неверная, так как тонна
конденсата реализуется на 25% ниже цены сырой нефти (20000 руб./т).
875
18.5. Анализ экономических показателей вариантов разработки
газонефтяного месторождения
В поисках оптимального варианта разработки газонефтяной залежи были рассмот-
рены следующие основные варианты:
1. Разработка газонефтяного месторождения как чисто газового с учетом наличия
конденсата и гелия в газе. •
2. Разработка месторождения как газонефтяного без учета возможного влияния по-
дошвенной воды (одно контактное месторождение с ГНК).
3. Разработка месторождения с учетом влияния верхнего газа и подошвенной воды
(двухконтактное месторождение с ГНК и ВНК).
4. Разработка месторождения с учетом наличия газовой шапки и подошвенной во-
ды, а также изменения по площади залежи газонефтеводонасыщенных толщин.
5. Разработка месторождения системой горизонтальных скважин. Принцип выбора
основных вариантов разработки основывался на возможности реализации добываемой
продукции с учетом типа залежи, техники и технолог!ni добычи, бурения и переработки
газа, а также геологических особенностей газонефтеводоносных интервалов по всей пло-
щади месторождения. Выбранный объект является класстгческим примером для выявления
способа разработки с учетом налита га конденсата и гелия в газе и маломощной нефтяной
оторочки.
В общей сложности рассмотрены 43 наиболее приемлемых варианта. Эти варианты
позволяют оценить добывные возможности газонефтяного месторождения прп разработке
на истощение и с поддержанием пластового давления путем закачки газа пли воды через
вертикальные или горизонтальные скважины. Они учитывают неоднородность пласта по
проницаемости в вертикальном и горизонтальном направлениях. Они позволяют учесть
влияние непроницаемого экрана для предотвращения прорыва газа или подошвенной во-
ды к нефтяной зоне у забоя скважин. По этим вариантам можно оценить влияние интерва-
ла перфорацшг на дебит нефти, величины депрессшт на пласт на коэффициент нефтеотда-
чи и на дебпт нефти в процессе разработки. Рассмотренные варианты позволяют оценить
плотность сетки и толщины нефте- газо- и водонасыщенных интервалов на коэффициент
нефти и газоотдачи пласта. По этим вариантам можно установить преимущество исполь-
зования горизонтальных скважтш при разработке газонефтяных пластов. Разшгчные раз-
меры использованных при расчетах элементов пласта практически не исключают возмож-
ность сопоставления коэффициентов нефтеотдачи. Выполненные расчеты позволяют
876
выбрать оптимальное сочетание подвариантов в случае, когда толщина нефтяной отороч-
ки и число контактов на месторождении являются переменными по площади залежи.
Проведенные расчеты различных вариантов позволяют определить темпы и сроки
разработки месторождения и выбрать оптимальный способ освоения залежи. На основа-
нии выполненных исследований можно утверждать, 'что:
1. Прп проектировании разработки газонефтяных месторождений должны быть ис-
пользованы составленные программы численного расчета показателей разработки таких
залежей.
2. Использованы теоретические основы проектирования таких залежей с примене-
нием горизонтальных скважин.
3. Проведен обширный объем расчетов на примере конкретной залежи, в продук-
ции которой содержатся нефть, газ, конденсат и гелий.
4. Использованы предложенные способы вовлечения в разработку отдельных час-
тей газонефтяной залежи с учетом числа контактов и толщины оторочки.
Наиболее приемлемый способ разработки рассматриваемого месторождения опре-
делен экономическими расчетами, и по этому варианту’ даны рекомендации. Основные
технико-экономические показатели всех рассмотренных вариантов при проектпровангш
таких месторожденти! должны быть представлены в виде таблиц и графиков в приложе-
нии к проекту.
Экономические показатели разработки в рассматриваемом примере были опреде-
лены для всех перестеленных выше 43 вариантов. По объему эти показатели оказались
весьма громоздкими. Поэтому ниже приводятся показатели наиболее эффективных вари-
антов. Эти показатели получены для одного элемента залежи. Размеры элемента, запасы
нефти, газа, конденсата и гелия в элементе приняты как наиболее часто встречаемые на
практике. Коэффициенты извлечения нефти и газа установлены в зависимости от пара-
метра анпзотрошш, числа и типа скважин, режима залежи, вскрытия пласта и т.д.
Расчеты показали, что наиболее эффективными вариантами являются те, которые
практически исключают связь подошвенной воды с оторочкой. Извлечение дополнитель-
ного количества конденсата прп разработке залежи с поддержанием пластового давления
практически не влияет на экономические показатели. Это связано с незначительным на-
чальным содержанием конденсата в газе рассматриваемого месторождения (около 20
г/м3). Для месторождений с большим начальным содержанием конденсата дополнительно
извлекаемый конденсат за счет поддержания давления может существенно влиять на эко-
номические показатели. При определении экономических показателей детально не рас-
877
считаны доходы от реализации попутных продуктов, получаемых в процессе извлечения
гелия (этан, пропан-бутан, жпдкш! азот и кислород). Оценка показывает, что реализация
этих продуктов может увеличить доход предприятия до 6%. Следует подчеркнуть, что ис-
пользование горизонтальных скважпн в рассматриваемом примере не улучшило экономи-
ческие показатели, так как:
— стоимость горизонтальных скважпн была принята в два раза выше стоимости
вертикальных (в мире эт стоимости равны 1,1-1,5 стоимости вертикальных);
— не учтены экономия материальных и трудовых ресурсов при пспользованшг го-
ризонтальных скважин за счет снижения числа обвязок, шлейфов и т.д.;
— число элементов при использовании горизонтальных скважпн примерно в 1,5
раза меньше, чем прп разработке залежи системой вертикальных скважин,
— коэффициент извлечения нефти прп пспользованш! горизонтальных скважин на
Зз-5% больше, чем прп разработке залежи вертикальными скважинами.
Суммарный доход состоит из доходов от реализации газа, конденсата, гелия и неф-
пт Поэтому за рассмотренный отрезок времени чем больше коэффициенты их извлече-
ния, тем выше доход от реалпзацт получаемых продуктов.
Системой размещения скважпн определяется число эксплуатационных и нагнета-
тельных скважпн. В частности, при семпточечной системе на 2 эксплуатационные сква-
жины приходится одна нагнетательная, а прп девятиточечной системе на 3 эксплуатаци-
онные скважины приходится одна нагнетательная. Для получения влияния системы раз-
мещения скважины на экономические показатели были проведены расчеты по всем пере-
численным выше вариантам для 7- п 9-точечной системы.
Рассматривался и вариант разработки только газовой шапки с реализацией конден-
сата и геши при годовых отборах 2 млрд, м3 в год (только на местные нужды) и 5% от за-
пасов газа газовой шапки. Расчеты показали на эффективность разработки (без оценки
ущерба от потерь нефти нефтяной оторочки). Причем из рассмотренных двух вариантов
отбора только газа выгодным оказался вариант 5% газа в год от его запасов.
Влияние числа и размещения нагнетательных и эксплуатационных скважин было
изучено на примере трех вариантов. Расчеты показали, что переход от 9-точечной систе-
мы к 7-точечной существенно влияет на эффективность разработки. Разница в доходах,
щлкодящихся на один элемент прп отпускной цене на гелий 2000 руб./м3 (1,92$/м3), со-
ставляет AD®340,0 млн.руб.
Следует отметить, что весьма существенным фактором, влияющим на эффектив-
ность разработки, является отпускная цена гелия. Экономтиеские показатели были опре-
878
делены для трех отпускных цен на гелий: 450 руб./м3 (действующая к началу 1993 г.);
2000 руб./м3, мировая цена (1,92 доллара) и ожидаемая розничная цена 10000 руб./м3). Для
этих различных цен на гелий экономические показатели разработки даны по нескольким
наиболее выгодным вариантам. В частности, по варианту отбора только газа доходы со-
ставляют соответственно 103 млн.руб., 284609 млн.руб. и 1752954 млн.руб., а по вариан-
там с одновременным отбором газа и нефти с поддержанием пластового давления закач-
кой воды — от 624 до 1266 млн.руб. Таким образом, эффективность .разработки газонеф-
тяной залежи зависит от комплекса факторов, среди которых наиболее существенными
являются годовые отборы продукщпг, параметры пласта, система размещения скважин и
реализация добываемой продукцгат
879
19. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1 . Абасов М.Т., Кулиев А.М. Методы гидродинамических расчетов разработки многопла-
стовых месторождений нефти и газа. Баку, изд. Элм. 1976.
2 . Автоматизированная регистрация и обработка материалов ГИС—Контроль в системе
“ГЕККОН-4.0” — Авт. М.И К'ременецкип, А.И.Ппатов, II.A. Кульгавый и др.
М.Инспггут Геофизики прп ГАНГ им.И.М. Губкина, 1995.
3 . Азиз X, Сеттарп Э. Математическое моделирование пластовых систем. М. Недра, 1982.
4 . Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. М. Химия. 1971.
5 . Алиев З.С. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. М.
ООП ГАНГ им. И.М.Губкина. 1992. Часть I и II.
6 . Алиев З.С. Обоснование и выбор метода и проектирование разработки газонефтяных
месторождений с учетом наличия конденсата и гелия в добываемом газе на примере
Среднеботуобинского месторождения. М. ГАНГ им. И.М.Губкина. 1993.
7 . Алиев З.С., Андреев О.Ф. Методика расчета основных показателей при проектирова-
нии разработки газовых месторожденти. Газовое дело. М., ВНПГЮЭНГ, 1970, вып.2.
8 . Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых
скважин. М., Недра. 1978.
9 Алиев З.С., Сомов Б.Е., Карагаев Ж.Г. и др. “Создание научных основ и геолого-
математической модели газовых и газоконденсатных залежей в нпзкопроницаемых и
низкопорпстых неоднородных пластах для определения степени участия их в разработ-
ке и увеличения ресурсов газа в разрабатываемых месторождениях”. Отчет по теме 378-
95/501 с РАО “Газпром” Госрегистр. № 02.9.60 008028, М. ГАНГ им.И.М.Губкина,
1996, в 2-х томах.
10 .Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин,
вскрывших газовые и газонефтяные пласты. М., Недра. 1995.
11 .Андреев О.Ф. Обоснование оптимального расположения скважин на газовых месторо-
ждениях севера Тюменской области. НТ. обз. М. ВНИИЭГазпром. 1975.
12 .Андреев О.Ф., Грон М.И., Темин Л.С. и др. Опыт разработки месторождения Медве-
жье. Обз.информ. М. ВНИИЭГазпром. 1980, вып.2.
13 .Альбом номограмм и палеток для интерпретации промыслово-геофизических данных.
М. Недра. 1984.
880
14 .Афанасьев А.В., Зиновьева Л.А. Опыт разработки нефтегазовых залежей. М. Недра.
1980.
15 .Басниев К.С. Разработка месторождений природных газов, содержащих неуглеводо-
родные компоненты. М. Недра. 1986.
16 .Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М.
Недра. 1980.
17 .Беньямпновпч О.А. Производство и использование гелия в США. Обз.информ. М.
ВНИПЭГазпром. 1983,вып.4.
18 .Берго Б.Г. и др. Производство гелия. Обз.информ. М. ВНИПЭГазпром. 1983, вьш.8.
19 .Борисов Ю.П. и др. Разработка нефтяных месторождений горизонтальными и многоза-
бойными скважинами. М. Недра. 1964.
20 .Бруспловск1п"г А.П., Юфпн П.А. Автомодельное решение задачи неизотермической не-
стационарной многокомпонентной фильтрации с фазовыми переходами Э.И. М.
ВНИПЭГазпром. 1985.
21. Вендельштейн Б.Ю., Резванов Р.А. Геофизические методы определения параметров
нефтегазовых коллекторов. М., Недра, 1976.
22.В одный кодекс РСФСР. Закон РСФСР от 30 июня 1972.
23 .Гавура В.Е., Исаичев В.В., Курбанов А.К. и др. Современные методы и системы разра-
ботки газонефтяных залежей. М. ВНИИОЭНГ. 1994.
24 .Геофизические методы исследования скважпн. Справочник геофизика (под ред. Б.М.
Запорожца), М. Недра. 1983.
25 .Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Руководство по исследованию скважин.
М. Наука. 1995.
26 .Гриценко А.И., Ермилов О.М., Зотов Г.А. и др. Технолопи разработки крупных газо-
вых месторожденшй. М., Недра. 1990.
27 .Гуревпч Г.Р. и др. Разработка газоконденсатных месторождений с применением сапк-
лпнг-процесса. М.ВНПИОЭНГ. 1970.
28 .Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. М. Недра. 1985.
29 .Дегтярев Б.В. и др. Борьба с гидратами газовых скважин в районах Севера. М. Недра,
1969.
ЗО.Е рмплов О.М. и др. Разработка крупных газовых месторожденшг в неоднородных кол-
лекторах. М. Недра. 1987.
31.Е рмилов О.М., Алиев З.С., Ремизов В.В. и др. Эксплуатация газовых скважин. М. Нау-
ка. 1995.
881
32.Жданова Н.В., Халиф А Л. Осушка природных газов. М. Недра. 1975.
33.Желтов Ю.В. Возможные способы разработки нефтегазовых и нефтегазоконденсатных
месторождений. Тр. ПГиРГП. М. Наука. 1978.
34.Желтов Ю.В., Розенберг М.Д. О фппьтрацшг многокомпонентных систем. НТ. со. по
добыче нефти. ВНИННефть. М. Гостоптехиздат. 1962, выл. 18.
35.Желтов Ю.В. и др. Разработка и эксппуатацти нефтегазоконденсатных месторождений.
М. Недра. 1979.
Зб.Закиров С.Н. Теорги и проектирование разработки газовых и газоконденсатных место-
. рождении. М. Недра. 1988.
37.3акпров С.Н., Шмыгля О.П. Некоторые вопросы анализа разработки газовых месторо-
ждений НТ обз. М. ВННПЭГазпром. 1971.
38.Закиров С.Н. и др. Прогнозтгрованпе и регулирование разработки газовых месторожде-
ний. М. Недра. 1984.
39.3акиров С.Н. и др. Теорти водонапорного режима газовых месторождений. М. Недра.
1976.
40.Закиров С.Н., Сомов Б.Е., Гордон В.Я. и др. Многомерная и многокомпонентная
фильтрация. М. Недра. 1988.
41.Закиров С.Н. и др. Прогнозирование разработки газовых месторождении с использова-
нием трехмерных моделей пластов. М. ВННПЭГазпром. 1986.
42.3акиров С.Н., Закиров II.С. Новый подход к разработке нефтегазовых месторождений.
ПРЦ Газпром. М. 1996.
43.Земельный кодекс РСФСР. Закон РСФСР от 1 июля 1991 г.
44.3отов Г.А., Динков А.В., Черных В.А. Эксплуатация скважпн в неустойчивых коллек-
торах. М. Недра. 1987
45.Зотов Г.А. и др. Методические указания по применению инженерных методов расчета
технологических и технико-экономических показателей разработки газоконденсатных
месторождений при различных способах пх разработки. М. ВНИИГаз. 1988.
46 .Импульсный нейтронный каротаж. Методические указания по проведению измерений
и интерпретацшг результатов. Авт. Басин Я.Н. и др. МУ 41-06-026-83 Мпнгео СССР,
ВНИИЯГ. 1984.
47 .Инструкция по комплексному- исследованию газовых и газоконденсатных пластов и
скважин. М. Недра. 1980 (под ред. Г.А.Зотова, З.С. Алиева).
48 .Интерпретация геофизических исследований скважпн. Справочник геофизика (под ред.
В.М.Добрынина) М. Недра. 1987.
882
49 .Кемпбел Д.М. Очистка и переработка природных газов, (пер. с английского). М. Недра.
1977.
50 .Коноплев Ю.В. и др. Геофизические методы контроля разработки нефтяных месторож-
дений. М. Недра. 1986.
51 .Коротаев Ю.П. Комплексная разведка и разработка газовых месторождений. М. Недра.
1968.
52 .Лапук Б.Б. Теоретические основы разработка газовых месторождении. М. Гостоптехяз-
дат. 1948.
53 .Лапук Б.Б. и др. Комплексное решение проблемы разработки группы газовых и газо-
конденсатных месторождений. М. Недра. 1970.
54 .Лесной кодекс РСФСР. Закон РСФСР от 8 августа 1978.
55 .Марчук Т.П. Методы вычислительной математики. М. Наука. 1980.
56 .Масленников В.В., Ремизов В.В. Системный геофизический контроль разработки
крупных газовых месторождений. М. Недра. 1993.
57 .Методические указания по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и
конденсата. М. ВНИГНП. 1983.
58 .Минский Е.М. О конструкции высокодебитных газовых скважин. Тр. ВНИИГаза. М.
Гостоптехзгздат 1953.
59 .Минский Е.М. и др. Разработка газового месторождения системой неравномерно рас-
положенных скважин. Тр. ВНИИГаза. М. Недра. 1964, выл. 36/44.
бО .Мтфзаджанзаде А.Х. и др. Разработка газоконденсатных месторождений. М. Недра.
1967.
61 .Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Методика определения забойного давле-
ния в наклонных и горизонтальных скважинах. М. ИРЦ РАО Газпром. 1997
62 .Никитин Б.А., Басниев К.С., Алиев З.С. и др. Разработка аналитических и численных
методов определения производительности гортгзонтальных нефтяных скважин и пара-
метров вскрытых ими неоднородных многослойных пластов. Докл. конфер.
С-Петербург. 1997.
63 .Никитина II.Е., Исмайлова Х.И., Мошнина А.Ф. и др. Абсорбенты, их свойства и при-
менение в процессе тонкой очистки гелия. М. ВНИИЭГазпром. 1977.
64 .Николаевский В.Н. и др. Движение углеводородных смесей в пористой среде. М. Не-
дра. 1968.
65 .0 плате за землю. Закон РСФСР от 11 ноября 1991 г.
66 .0 недрах. Закон РСФСР от 4 мая 1992 г.
883
67.06 охране атмосферного воздуха. Закон РСФСР от 14 июля 1992 г.
68.06 охране и использовании животного мира. Закон РСФСР от 7 июля 1982 г.
69.06 охране окружающей природной среды. Закон РСФСР от 3 марта 1992 г.
70.0 санитарно-эптщемиолопгческом благополучии населения. Закон РСФСР от 19 апреля
1991 г.
71.05 экономической экспертизе. Закон РФ от 30 ноября 1995 г.
72 .Петренко В.П. и др. Особенности эксплуатации газоконденсатных месторождений прп
водонапорном режиме. М. ЦННПТЭНефтегаз. 1965.
73 .Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений (под ред.
В.П.Бпбилурова и др ). М. Недра. 1971.
74 .Проект разработки сеноманской залежи Уренгойского месторождения. М. ВНИПГаз.
1995.
75 .Рассохин Г.В. Разработка газовых месторождений на завершающей стадтщ. М. Недра.
1978.
76 ,Ремизов В.В., Алиев З.С., Ермилов О.М. и др. Исследование влияния обвязки в общий
коллектор горизонтальных газовых и газоконденсатных скважпн на режим пх эксплуа-
тации. НТ со. ПРИ РАО Газпром. 1996. вып.4-5.
77 .Ремизов В.В., Алиев З.С., Ермилов О.М. Определение влияния конструкции горизон-
тальных скважин на равномерность дренирования газовых и газоконденсатных зале-
жей.
78 .Розенберг М.Д. и др. Многофазная, многокомпонентная фильтрация при добыче нефти
и газа. М. Недра. 1976.
79 .Руководство по методике проектирования разработки газовых месторождений. Разделы
I-IV М.БТН ВШШГаза. 1963.
80 .Руководство по применению промыслово-геофизпческпх методов контроля за разра-
боткой нефтяных месторождений. М. Недра. 1978.
81 .Сомов Б.Е. Численные методы и применение ЭВМ в теории разработки месторождений
природных газов. М. ООП ГАНГ им.Н.М.Губкина. 1985.
82 .Совершенствование классификации ресурсов и запасов нефти и газа. Авт. Лисовский
Н.Н. и др. М. "Нефть и газ”. 1994.
83 .Справочное руководство. Проектирование разработки нефтяных месторождений и до-
быча нефти. В 2-х томах (под ред. Ш.К.Гимату'динова). М. Недра. 1983.
884
84 .Черных В.А. Теоретические основы разработки газовых месторождении горизонталь-
ными скважинами. Диссертация на сопс. ученой степени докт. техн. наук. М. ВНИИгаз.
2000.
85 .Шпрковскип А.П. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторож-
дений. М. Недра. 1987.
8б .Шмыгля П.Т. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. М. Недра. 1967.
87 .Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных нефтяных скважин.
Сб.НТ достиженги и передовой опыт, рекомендуемые для внедренти в газовой про-
мышленности. М. ВННПЭГазпром, вып.2. 1992.
88 . Babu D.K. Odeh A.S. Productivity of a lioiizontal Well SPE 1830, 1988.
89 .Giger F.M. Reduction du number de Puits Par L utilisation de Forages Homzontaux/ Revue
De L’instrtut Fr Du Petrole V 38, № 3, 1983.
90 .Joshi S.D. Horizontal Well Technology, 1990.
91 .Renard G.I., Dupug I.M. Influence of Formation Damage on the flow Efficiency of Horizon-
tal Wells. Paper SPE 19414, 1990.
92 .Rose W. Theoretical generalizing Leading to the evaluation of relative permeability. Trans.
AIME V. 186, 1949.
885
СОДЕРЖАНИЕ
ПРЕДИСЛОВИЕ..........................................................3
1. ВВЕДЕНИЕ..........................................................5
2. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ ПРОЕКТА РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗО-
КОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ..........................................12
2.1. Основные недостатки временного регламента по решаемым
при проектировании проблемам.........................................15
2.2. Степень обоснованности объема текста, рисунков и таблиц проекта
разработки по регламенту.............................................18
3. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ...................................26
3.1. География района расположения месторождения....................26
3.2. Краткая характеристика газонефтеносного района, сведения о
наличии газовых и нефтяных месторождений.
Перспективы нефтегазоносности....................................28
3.3. Газонефтепроводная сеть.
Расстояние до существующих нефтегазопроводов.........................30
3.4. Возможные потребители газа.....................................30
4. ИСХОДНЫЕ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ДАННЫЕ..............................33
4.1. Краткие сведения о геологической и геофизической изученности и разведке
месторождения с учетом количества пробуренных скважин и их технической
характеристики......................................................33
4.2. Краткая стратиграфия с указанием выявленных и перспективных
продуктивных горизонтов..............................................36
4.3. Тектоника месторождения и ее возможное влияние на разработку.,.41
4.4. Условия и сроки проводки скважин и геолого-техническое состояние
разведочных скважин...................................................45
4.5. Результаты опробования и исследования скважин, данные о притоке
флюидов и устойчивости призабойных зон.............................. 47
4.6. Краткая физико-литологическая характеристика продуктивных горизонтов,
данные о распределении коэффициентов пористости, проницаемости,
газонефтеводонасыщенности по разрезу и по площади месторождения.
Общие и эффективные толщины газонефтеводонасыщенных пластов......48
4.6.1. Данные о пористости продуктивного разреза.................. 50
4.6.2. Данные о проницаемости продуктивного разреза.................51
4.6.3. Данные о газонефтеводонасыщенности продуктивного разреза.....55
4.6.4. Общие и эффективные толщины газонефтеводонасыщенных пластов...56
4.7. Пластовое давление и температура...............................58
4.8. Составы газа, конденсата и нефти с указанием содержания сопутствующих
компонентов (сероводорода, гелия и т.д.). Для газоконденсатных месторождений
— изотермы конденсации, фазовое состояние смеси. Групповой и фракционный
составы конденсата и нефти..........................................58
4.9. Гидрогеологическая характеристика и режим залежи. Данные о составе и
свойствах пластовой воды, границы водоносного бассейна. Положение
газоводяного (газонефтяного и водонефтяного при наличии нефтяной
оторочки) контакта...................................................60
4.10. Тип месторождения.............................................71
4.11. Система разработки месторождения..............................74
4.12. Рекомендации по доразведке месторождения......................76
886
5. МЕТОДЫ ПОЛУЧЕНИЯ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ ОЦЕНКИ ЗАПАСОВ
ГАЗА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ...............................78
5.1.Ос новные свойства газа, используемые при проектировании разработки
газовых и газоконденсатных месторождений..............................80
5.1.1. Определение типа залежи углеводородов..........................81
5.1.2. Критические и приведенные параметры газа.......................86
5.1.3. Плотность газа.................................................89
5.1.4. Коэффициент сверхсжимаемости газа............................ 89
5.1.5. Вязкость газа................................................ 93
5.1.6. Теплоемкость газов............................................100
5.1.7. Коэффициент адиабатического расширения газа — Джоуля-Томсона..105
5.1.8. Теплопроводность газа.........................................109
5.1.9. Влагосодержание газа..........................................115
5.1.10. Гидраты природных газов................................... 125
5.2. Свойства нефти..................................................130
5.2.1. Плотность нефти...............................................130
5.2.2. Плотность нефти с растворенным в ней газом....................132
5.2.3. Молекулярная масса нефтей.....................................134
5.2.4. Вязкость нефти................................................135
5.2.5. Теплоемкость нефти............................................138
5.2.6. Теплопроводность нефти........................................139
5.2.7. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент.......................139
5.2.8. Растворимость газов в нефти...................................141
5.3. Свойства пластовой воды.........................................141
5.3.1. Плотность воды................................................141
5.3.2. Вязкость пластовых вод........................................145
5.3.3. Сжимаемость пластовых вод.................................... 145
5.3.4. Растворимость природных газов в воде..........................147
5.3.5. Тепловое расширение воды......................................149
5.3.6. Объемный коэффициент пластовой воды...........................153
5.4. Свойства гелия..................................................157
6. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ, СВЯЗАННЫЕ С ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ
ХАРАКТЕРИСТИКОЙ И СПОСОБЫ ИХ ПОЛУЧЕНИЯ ДЛЯ
ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ............................161
6.1. Исходные данные о газоконденсатной характеристике залежи, получаемые
промысловыми исследованиями..........................................164
6.2. Получение исходных данных о газоконденсатной характеристике залежи
лабораторными исследованиями пластового газа.........................168
6.3. Приближенные методы определения газоконденсатной характеристики
залежи............................./.................................177
6.3.1. Определение группового состава конденсата.....................186
6.3.2. Определение содержания конденсата в газе......................188
6.3.2.1. Определение содержания конденсата в газе при известных N, Pri, Тг|.188
6.3.2.2. Определение содержания конденсата в газе при известных N, А и Рш...190
6.3.3. Определение давления начала конденсации Р|1к..................190
6.3.4. Определение коэффициента извлечения конденсата Кн.............190
6.3.5. Определение выхода конденсата при различных давлениях и температурах
сепарации............................................................192
6.3.5.1. Определение выхода конденсата qK при содержании конденсата
в газе С5+<60 • 10’6м3/м3.............................................194
887
6.3.5.2. Определение выхода конденсата qK при содержании в газе в
диапазоне 40 < qK <280 10-6м3/м3...................................195
6.4. Приближенные аналитические методы оценки газоконденсатной
характеристики залежи................................................196
7. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ТЕРМОБАРИЧЕСКИХ ПАРАМЕТРОВ ГАЗА.......................199
7.1. Методы определения давления......................................199
7.1.1. Определение пластового давления................................200
7.1.2. Определение забойного давления вертикальных скважин............201
7.1.3. Определение забойного давления вертикальных газовых скважин
различных конструкций................................................ 209
7.2. Определение забойного давления в наклонных и горизонтальных
скважинах............................................................213
7.2.1. Определение забойного давления наклонной скважины..............213
7.2.2. Определение забойного давления в горизонтальных скважинах различных
конструкций........................................................ 217
7.2. 2.1. Определение забойного давления скважины с большим радиусом кривизны,
не оборудованной фонтанными трубами в горизонтальной части ствола....219
7.2. 2.2. Определение забойного давления скважины с большим радиусом кривизны
и частично оборудованной фонтанными трубами горизонтального ствола....221
7.2. 2.3. Определение забойного давления скважины с малым радиусом кривизны
при наличии и отсутствии фонтанных труб в горизонтальной части ствола.227
7.Т Учет потерь давления в забойных оборудованиях при определении забойного
давления..............................................................229
7.4. Методы определения температуры газа................................231
7.4.1. Распределение температуры газа в пласте при фильтрации в пористой среде....231
7.4.2. Распределение температуры газа по стволу работающей скважины...239
7.4.3. Распределение температуры газа при его движении по шлейфу
(коллектору) до УКПГ................................................ 242
7.5. Прогноз изменения температуры газа в процессе разработки залежи..245
8. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ
ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ..............................249
8.1. Исходные данные, получаемые при газогидродинамических исследованниях
скважин............................................................ 250
8.2. Исследование вертикальных скважин методом установившихся отборов для
определения коэффициентов фильтрационного сопротивления.............. 252
8.2.1. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии дренируемой
зоны и свойств газа от давления при различных режимах работы скважин.255
8.2.2. Необходимость учета изменения параметров пласта, геометрии дренируемой
зоны и свойств газа от давления в процессе разработки залежи....... 258
8.3. Исследование горизонтальных скважин методом установившихся отборов
для определения коэффициентов фильтрационного сопротивления..........263
8.4. Исследование горизонтальных нефтяных скважин.......................266
8.5. Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации.........272
8.5.1. Определение параметров пласта по КВ Д..........................273
8.5.2. Оценка тектонических особенностей залежи в зоне влияния исследуемой
скважины..............................................................282
8.5.3. Оценка параметра анизотропии продуктивного пласта по КВД.........284
8.5.4. Использование кривых стабилизации давления и дебита для определения
параметров пласта и коэффициентов а и б..............................285
888
9. ЗАПАСЫ ГАЗА, ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ И ОЦЕНКА ИХ ДОСТОВЕРНОСТИ ПРИ
ПРОЕКТИРОВАНИИ....................................................289
9.1. Методы подсчета запасов газа, применяемые для оценки запасов при
проектировании разработки газовых месторождений.....................292
9.1.1. Объемный метод подсчета запасов газа........................ 292
9.1.2. Метод падения пластового давления, используемого при подсчете запасов
газа.................................................................296
9.2. Учет продвижения воды в газовую залежь при подсчете запасов газа методом
падения пластового давления и упруговодонапорном режиме залежи.......299
9.3. Учет подъема подошвенной воды в газовую залежь при подсчете запасов газа
методом падения пластового давления и упруговодонапорном режиме залежи.306
9.4. Метод использования геолого-математических моделей для подсчета
извлекаемых запасов газа*...........................................313
9.4.1. Теоретические основы метода использования геолого-математического
моделирования залежи для подсчета запасов газа.........................314
9.4.2. Требования к исходным данным для подсчета запасов газа различными
методами...............................................................319
9.4.3. Исходные данные, необходимые при подсчете запасов газа с использованием
геолого-математических моделей.........................................320
9.4.4. Технология подсчета запасов газа с использованием геолого-математических
моделей залежи массивного и пластового типов...........................324
9.5. Категорнйность запасов газа, применяемых при различных методах подсчета,
и ее приемлемость при использовании геолого-математических моделей
месторождений.......................................................361
10. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ
СКВАЖИН ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И
ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ....................................365
10.1. Общие замечания...............................................365
10.2. Основные принципы выбора технологических режимов работы проектных
скважин при проектировании разработки залежи...................... 369
10.3. Рекомендации для выбора критериев технологических режимов работы
скважин при проектировании..........................................370
10.4. Обоснование технологического режима работы скважин в условиях
деформации призабойной зоны и разрушения пласта.....................381
10.5. Обоснование технологического режима работы проектных скважин
в условиях возможного образования песчаных пробок...................387
10.5.1. Вертикальные скважины.......................................387
10.5.2. Горизонтальные скважины.................................... 392
10.5.3. Удаление из горизонтального ствола примесей, поступающих к скважине в
условиях разрушения призабойной зоны................................397
10.6. Обоснование технологического режима работы скважин при возможности
их обводнения подошвенной водой.....................................400
10.6.1. Вертикальные скважины..................................... 400
10.6.1.1. Учет изменения параметров пористой среды, флюидов и положения
ГВК при прогнозировании предельных безводных дебитов проектных
скважин...........................................................410
10.6.1.2. Рекомендации по повышению предельного безводного дебита проектных
скважин..............................................................415
889
10.6.1.3. Определение величины оптимального вскрытия пласта на стадии
проектирования разработки..............................................416
10.6.1.4. Изменение оптимальной величины вскрытия пласта в процессе
разработки залежи......................................................417
10.6.1.5. Увеличение предельного безводного дебита газовых скважин путем
создания искусственных непроницаемых перегородок..................... 419
10.6.2. Горизонтальные скважины........................................421
10.7. Температурный технологический режим эксплуатации скважин.........425
10.7.1.Оценка возможности образования гидратов в призабойной зоне пласта..428
10.7.2. Оценка возможности образования гидратов в стволе скважин..........430
10.7.2.1. Оценка возможности образования гидратов в стволе при отсутствии
в разрезе многолетней мерзлоты..........................................430
10.7.2.2. Оценка возможности образования гидратов в стволе при наличии
в разрезе многолетней мерзлоты..........................................432
10.7.2.3. Оценка возможности образования гидратов в стволе наклонных скважин...435
10.7.3. Снятие ограничения дебита скважин при возможности образования
гидратов...............................................................437
10.8. Технологический режим эксплуатации газовых скважин при наличии
в составе газа коррозионно-активных компонентов........................442
10.8.1 .Влияние углекислого газа на процесс коррозии......................443
10.8.2. Влияние-сероводорода на процесс коррозии.......................444
10.8.3. Влияние пластовой воды на коррозию.............................446
10.8.4. Влияние скорости потока на интенсивность коррозии..............446
10.8.5. Установление технологического режима эксплуатации скважин
при наличии в газе коррозионно-активных компонентов.....................448
10.8.6. Влияние атомарной ртути на технологический режим эксплуатации газовых
скважин.................................................................452
11.ПРИБЛИЖЕННЫЕ МЕТОДЫ РАСЧЕТА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ
ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ СПОСОБАХ ИХ РАЗРАБОТКИ.....................457
11.1. Оценка предложений приближенной методики прогнозирования
показателей разработки.................................................459
11.1.1 .По величине пластового давления................................461
11.1.2. По величине коэффициентов фильтрационного сопротивления аср и Ьср.462
11.1.3. По величине забойного давления.................................464
11.1.4. По величине температуры газа...................................465
11.2. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки
газовых и газоконденсатных месторождений при газовом режиме и естественном
истощении..............................................................466
11.3. Обоснование годового отбора газа Q (t) из месторождения..........477
11.4. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки
газовых и газоконденсатных месторождений при газовом режиме
в период падающей добычи газа........................................486
11.5. Приближенный метод прогнозирования основных показателей разработки
газовых и газоконденсатных месторождений при упруговодонапорном режиме
залежи в периоды нарастающей и постоянной добычи газа................ 488
11.5.1.Определение QB(t) при круговой форме залежи........................491
11.5.2.Определение QB(t) при полосообразной форме залежи.....................497
11.6. Приближенное определение основных показателей разработки
890
газовых месторождений при упруговодонапорном режиме залежи в период
падающей добычи газа...............................................499
11.7. Использование “средней” скважины при приближенном методе
прогнозирования основных показателей разработки....................507
12. ЧИСЛЕННЫЕ МЕТОДЫ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ
РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПУТЕМ
ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ГЕОЛОГО-МАТЕМАТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ЗАЛЕЖИ
ИЛИ ЕЕ ФРАГМЕНТОВ.................................................522
12.1. Общие положения................................................522
12.2. Перечень исходных данных для численного прогнозирования показателей
разработки газовых и газонефтяных месторождений......................525
12.3. Методические основы численного прогнозирования показателей разработки
с использованием геолого-математических моделей залежи или ее фрагментов.530
12.4. Алгоритм численного решения неустановившейся фильтрации газа
к скважине...........................................................537
12.5. Особенности численного решения двухмерных задач фильтрации упругой
жидкости..............................................................540
12.6. Теоретические основы численного решения трехмерной однофазной
фильтрации газа в пористой среде......................................546
12.7. Теоретические основы численного решения трехмерной двухфазной
фильтрации в пористой среде при прогнозировании разработки газовых
месторождений с подвижным контактом газ-вода..........................551
12.8. Теоретические основы численного решения трехмерной трехфазной
фильтрации в пористой среде при прогнозировании разработки газонефтяных
месторождений с учетом продвижения нефти и воды......................553
12.9. Учет нелинейности закона фильтрации газа при численном методе
прогнозирования основных показателей разработки газонефтяных
месторождений........................................................556
12.10. Комплексная геолого-математическая модель численного прогнозирования
показателей разработки газовых и газонефтяных месторождений..........559
12.11. Создание геолого-математической модели месторождения..........562
12.12. Прогнозирование показателей разработки газонефтяного месторождения
численным методом системой вертикальных скважин......................564
12.12.1. Влияние вскрытия оторочки на дебит вертикальной скважины....565
12.12.2. Влияние изменения формы и размеров границы раздела и
газонефтенасыщенности пласта на дебит нефтяных скважин..................570
12.12.3. Прогноз дебита нефти и газа при одновременном притоке их к забою
с различной нефтенасыщенной толщиной..................................571
12.12.4. Обоснование способа эксплуатации скважин газонефтяного
месторождения..........................................................575
12.13 Прогнозирование показателей разработки газонефтяного месторождения
численным методом с учетом наличия конденсата и гелия в составе
добываемого газа........................................................582
12.13.1. Основные показатели разработки газонефтяного месторождения
при различных системах разработки.....................................589
12.13.1.1. Разработка залежи как газовой отбором только газа из газовой
шапки 589
12.13.1.2. Разработка залежи как газонефтяной с использованием двухфазной
модели с поддержанием пластового давления и на истощение..............589
891
12.13.1.3. Разработка залежи как газонефтяной с использованием трехфазной и
трехмерной модели с поддержанием пластового давления и на истощение..593
12.14. Прогнозирование показателей разработки фрагмента газонефтяной залежи
численным методом с использованием горизонтальной скважины...........601
13. ВСКРЫТИЕ, РАЗМЕЩЕНИЕ СКВАЖИН И ОБОСНОВАНИЕ
ИХ КОНСТРУКЦИИ.......................................................622
13.1. Вскрытие пласта вертикальными скважинами.........................622
13.2. Вскрытие продуктивного разреза горизонтальным стволом............631
13.3. Вскрытие многослойных неоднородных залежей горизонтальными
скважинами...........................................................636
13.4. Выбор конструкции скважин........................................642
13.4.1. Выбор диаметра эксплуатационной колонны........................644
13.4.2. Выбор диаметра и глубины спуска фонтанных труб.................648
13.4.3. Выбор диаметра фонтанных труб в вертикальных.горизонтальных
скважинах.............................;..............................650
13.5. Размещение скважин...............................................656
13.5.1. Размещение газовых скважин.....................................656
13.5.2. Выбор расстояния между скважинами.............,................663
13.6. Размещение скважин на газовых месторождениях севера Тюменской
области.............................................................665
13.7. Размещение горизонтальных газовых скважин........................669
13.8. Размещение наблюдательных и пьезометрических скважин.............673
14. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ГАЗА И
НЕФТИ НА ПРОМЫСЛЕ....................................................675
14.1. Общие положения..................................................675
М.2. Выбор схемы сбора и подготовки скважинных продукций...............677
14.3. Основные способы подготовки газа, газоконденсатной смеси и нефти
на газовых и газонефтяных месторождениях.............................680
14.3.1. Условия выбора низкотемпературной сепарации....................681
14.3.2. Определение основных параметров теплообменника.................686
14.3.3. Условия выбора абсорбционного способа подготовки газа..........690
14.3.4. Регенерация гликолей при абсорбционном способе подготовки газа.697
14.3.5. Условие выбора адсорбционного способа подготовки газа..........699
14.3.6. Заводская подготовка газа......................................703
14.3.7. Подготовка продукции скважин газонефтяных месторождений........709
15. АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ........................................................712
15.1. Общие положения..................................................712
15.2. Анализ показателей разработки месторождения, прогнозированных
приближенным методом проектирования..................................714
15.3. Анализ результатов, полученных после проектирования по геологическому
строению залежи......................................................717
15.4. Анализ составов и свойств газа, конденсата и нефти при наличии
оторочки.............................................................720
15.5. Анализ гидрогеологической характеристики водоносного бассейна....723
15.6. Анализ достоверности принятых при проектировании разработки залежи
запасов газа, конденсата и нефти.;...................................726
15.7. Анализ результатов стандартных и специальных исследований скважин
с позиции определения коэффициентов фильтрационного сопротивления,
параметров пласта и режима их эксплуатации.............................734
892
15.7.1. Анализ результатов исследований, проведенных для определения
коэффициентов фильтрационного сопротивления.............................734
15.7.2. Анализ результатов исследования скважин для обоснования режимов
их эксплуатации.........................................................742
15.8. Анализ текущего состояния фонда скважин, числа и срока их ввода
в эксплуатацию, конструкции.............................................746
15.8.1. Анализ текущего состояния фонда скважин..........................746'
15.8.2. Состояние герметичности скважин................................. 747
15.9. Анализ изменения пластового давления...............................749
15.9.1. Характер изменения пластового давления при приближенном методе его
прогнозирования.........................................................749
15.9.2. Использование блочных моделей участков месторождений для
достоверного анализа характера изменения пластового давления............754
15.9.3. Анализ поведения пластового давления при разработке месторождения
горизонтальными скважинами..............................................756
15.9.4. Анализ изменения забойного и устьевого давлений вертикальных и
горизонтальных скважин..................................................761
15.10. Анализ годовых отборов из месторождения..........................766
15.11. Анализ состояния обводнения месторождения........................769
15.12. Анализ состояния системы сбора и подготовки газа....,............774
15.12.1. Анализ состояния сбора газа....................................776
15.12.2. Анализ работы принятой схемы подготовки газа...................778
15.12.2.1. Анализ работы системы подготовки газа методом НТС............779
15.12.2.2. Анализ работы системы подготовки газа методом абсорбции....:.78О
15.12.2.3. Анализ работы системы подготовки газа методом адсорбции......781
15.12.3. Анализ совместной работы промысловых установок и головных
сооружений..............................................................782
15.12.4. Анализ мощности отдельных технологических линий при осушке газа
методами НТС, абсорбции и адсорбции и их узлов..........................783
15.12.5. Анализ работы системы ингибирования скважин для предотвращения
гидратообразования, коррозии и солеотложений............................784
15.13. Анализ показателей разработки при использовании численных методов
прогнозирования.........................................................786
16. КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ...........................................................790
16.1. Общие положения.................................................. 790
16.2. Периодичность контроля за показателями разработки месторождений...792
16.3. Осуществление оперативного контроля за разработкой месторождений..798
16.4. Использование промыслово-геофизических методов для контроля за
разработкой.............................................................800
16.5. Физические основы геофизических методов исследования скважин.....,803
16.5.1. Гамма-каротаж (ГК)..............................................804
16.5.2. Стационарный нейтронный каротаж (СНК)...........................805
16.5.3. Импульсный нейтронный каротаж (ИНК).............................806
16.6. Контроль за обводнением залежи с использованием методов ядерной
геофизики...............................................................809
16.7. Определение коэффициентов текущей и остаточной газонасыщенностей..812
16.7.1. Определение коэффициента газонасыщенности Sr по данным СНК......814
16.7.2. Определение коэффициента газонасыщенности Sr по данным ИНК......817
893
16.8. Термометрия........................................................821
16.9. Дебитометрия.......................................................821
16.9.1. Тахометрический принцип измерения дебита.........................822
16.9.2. Термокондуктивный принцип измерения дебита.......................823
16.9.3. Другие методы промысловой геофизики, используемые для контроля за
разработкой залежи.................................................823
16.10. Определение профиля притока флюидов в ствол скважины..............823
16.10.1. Выявление интервалов притока жидкости в ствол скважины
и обводнявшихся пластов............................................824
16.10.2. Определение дебитов эксплуатируемых пла'стов.................. 829
16.10.3. Определение фильтрационно-емкостных свойств коллекторов.........831
16,10.4. Изучение заколонных перетоков...................................833
16.10.5. Изучение дефектов в конструкции скважин.........................834
16.11. Газогидродинамические методы контроля за разработкой залежи.......835
16.12. Использование данных эксплуатации месторождения для контроля за его
разработкой........................................................837
17. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПРОЕКТОВ РАЗРАБОТКИ ПО ОХРАНЕ
НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ........................................... 839
17.1. Общие положения....................................................839
17.2. Основные источники выбросов веществ, загрязняющих атмосферу по
объектам...........................................................846
17.3. Основные источники загрязнения поверхностных и подземных вод.......849
17.4. Основные причины нарушения земельного покрова и рекомендации по
рекультивации таких земель..........................................851
17.5. Основные причины нарушения естественного состояния растительного
мира и рекомендации по его сохранению...............................852
17.6. Основные причины нанесения ущерба животному миру и рекомендации
по устранению......................................................853
17.7. Обеспечение сохранности геологической среды........................854
18. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ
ГАЗОВЫХ И ГАЗОНЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ...............................855
18.1. Общие положения....................................................855
18.2. Выбор основного варианта разработки, рекомендуемого для реализации.857
18.3. Методические основы определения экономических показателей разработки
газовых и газоконденсатных месторождений...........................860
18.4. Определение экономических показателей разработки газонефтяного
месторождения при наличии в составе газа конденсата и гелия........872
18.5. Анализ экономических показателей вариантов разработки газонефтяного
месторождения......................................................876
19. СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ.....................................880
20. СОДЕРЖАНИЕ...........................................................886
894
З.С. Алиев, В.В. Бондаренко
Руководство
по проектированию разработки газовых
и газонефтяных месторождений
Подписано в печать 6.05.2002.
Формат 60x84’ . Печать офсетная. Объем 56 п.л.
Тираж 1500 экз. Заказ № 883.
Издательство «Печорское время».
169600, Республика Коми, г. Печора, ул. Островского, 71.
Лицензия КР № 0041 от 20.05.98 г.