Анализ процесса разработки месторождений природных газов и его задачи

С начала реализации проекта опытно-промышленной эксплуатации или разработки газового (газоконденсатного) месторождения анализируются получаемая геолого-промысловая ин…

Истинность полученных результатов подвергается сомнению вследствие низкой достоверности исходных данных. Причинами низкой достоверности исходной информации явились следующие факты:

• 1. Исследования проводились только на 4 режимах.
• 2. Исследования проведены непоследовательно, то есть не было выполнено условие последовательного перехода от меньших дебитов к большим и наоборот.
• 3. Получен значительный разброс точек на индикаторной кривой.

Очевидно, что низкая достоверность исходных данных обусловливает невысокую точность полученных результатов.

Значения проводимости, проницаемости и пьезопроводности, полученных при обработке КВД, оказались несколько большими в сравнении с результатами геофизических исследований и анализа керна. Такое различие может быть объяснено протеканием группы процессов в призабойной зоне (самоочищением призабойной зоны) в процессе эксплуатации скважины, либо неточностью проведённых в ходе исследования замеров.

2.3.2 Подсчёт запасов газовой залежи XIIIа пласта

А. Общая характеристика существующих методов определения запасов природного газа.

При разведке и разработке газовых месторождений применяют 2 наиболее распространённых метода подсчёта начальных (балансовых) запасов газа: объемный метод и метод падения давления. В работе рассмотрен объемный метод подсчёта начальных (балансовых) запасов газа.

Объемный метод определения запасов газа является широко распространённым, поскольку им можно пользоваться на любой стадии разведки и разработки месторождения. Основан этот метод на определении давления, газонасыщенности, пористости и геометрических размеров газоносной части пласта, для чего бурится значительное число разведочных скважин с большим отбором керна из продуктивных пластов (в неоднородных, особенно в карбонатных и трещиноватых коллекторах, достоверные параметры, такие как эффективная пористость m, эффективная толщина h пласта или их произведение (коэффициент емкости коллектора), трудно определить).

Запасы газа по падению давления подсчитывают при опытно-промышленной эксплуатации и разработке месторождения. Такой метод подсчета запасов газа более надежный. Основной задачей в этом случае является правильность установления средневзвешенного давления по объему порового пространства и точный учет количества добытого газа.

Для точного определения средневзвешенного давления необходимо знать, как и в объемном методе, распределение коэффициента емкости коллектора m· h по площади пласта.

Необходимо отметить, что как первый, так и второй метод позволяют определить начальные балансовые запасы газа. Извлекаемые же запасы газа — это запасы, которые можно извлечь до достижения экономически рентабельного отбора из месторождения. Определяются они конечным коэффициентом газоотдачи.

Б. Определения запасов газа объёмным методом Запасы, то есть объем газа, находящегося в пласте, при реализации данного метода определяется исходя из геометрии порового пространства и характеристики газа.

Для элемента объема пласта dV согласно уравнению состояния реального газа имеем:

(2.16).

Или.

(2.17).

где dQ_з — запас газа в элементе газоносного пласта объёмом dV, приведённый к стандартным условиям, р — пластовое давление, МПа; Т — пластовая температура, К; z — коэффициент сверхсжимаемости при пластовых давлении и температуре для данного состава газа; m — пористость; б — коэффициент газонасыщенности; dЩ — объём порового пространства элемента пласта dV.

Для обычных газоносных пластов в общем случае параметры m, p, T, z, б переменные как по мощности, так и по площади залежи.

Запасы газа определяются путём интегрирования уравнения (1) в пределах 0 — Q_з и 0 — V:

. (2.18).

Интегрирование по объёму можно заменить интегрированием по площади F газоносной части пласта и по эффективной толщине h пласта:

. (2.19).

Здесь dF и dh — соответственно площадь и эффективная толщина элемента dV газоносного пласта.

Методика определения запасов газа по формуле (2.19) состоит в следующем. Для каждой скважины сначала определяем удельные запасы по следующей формуле:

(2.20).

где i — число продуктивных пропластков в скважине.

Удельные запасы газа, приходящиеся на каждую скважину, наносят на карту и, соединяя линиями точки с одинаковыми значениями, получают карту удельных запасов газа. По этой карте определяются площади, соответствующие каждому значению. Запасы газа для пласта в целом определяются по формуле:

. (2.21).

В нашем случае, поскольку пласт вскрыт одной скважиной, формула для подсчёта запасов газа значительно упростится:

(2.22).

(млн. м³).

В данной формуле использованы средние значения соответствующих параметров. Исходные геолого-промысловые данные, необходимые для проведения расчёта, представлены в таблице 2.2. Балансовые запасы газа газовой залежи XIII^а пласта, определённые по формуле (2.22) составили 35,3 млн. м³.

2.3.3 Борьба с осложнениями на месторождении Заречное

А. Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин месторождения.

Одним из осложняющих факторов при эксплуатации газовых скважин является коррозия оборудования, интенсивность которой зависит от наличия углекислого газа и сероводорода, входящих в состав добываемого газа. Так при парциальном давлении углекислого газа выше 0,2 МПа появляется опасность коррозии скважинного и промыслового оборудования. Содержание углекислого газа, также как и сероводорода, в природном газе месторождения Заречное отсутствует.

Ещё одним осложняющим фактором при эксплуатации газовых скважин является образование гидратов от пласта до потребителя. С целью предотвращения отложений гидратов в поток подаётся ингибитор, в качестве которого используется метанол. Для подачи метанола в трубное и затрубное пространство на устье скважин устанавливаются метанольницы объёмом 0,05 м³. Подача метанола в скважину осуществляется путём барботажа за счёт превышения гидростатического уровня над точкой ввода.

При рассмотрении равновесных кривых образования гидратов установлено, что при относительной плотности газа 0,58, температурах и давлениях, полученных при гидродинамических исследованиях от пласта до магистрального газопровода, будет происходить гидратообразование.

Требуемое количество метанола для предотвращения гидратообразования определяется исходя из влагосодержания газа в пластовых условиях, на устье и далее. Расчёт количества ингибитора, необходимого для предотвращения образования гидратов в стволе скважины, приведён в следующем параграфе.

При сложившихся условиях эксплуатации месторождений Анивского района обводнение скважин происходит быстро, по мере роста обводнённости необходимо установить технологический регламент на продувку скважин с целью удаления жидкости с забоя, что предотвратит образование гидратных пробок в процессе эксплуатации скважин.

Основными методами борьбы с гидратами являются снижение давления в скважине (проведение продувок скважин) и повышение температуры.

Б. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников газовых скважин месторождения Заречное Б.1 Расчёт лифта газовых скважин Конструкция фонтанного подъёмника принимается исходя из диаметра эксплуатационной колонны, глубины залегания продуктивных горизонтов, ожидаемых дебитов скважин, возможности проведения ремонтных работ и предупреждения осложнений при эксплуатации скважин с минимальными затратами.

Главным критерием выбора фонтанного подъёмника является обеспечение выноса жидкости и твёрдых частиц, содержащихся в продукции скважин.

Вынос твёрдых и жидких частиц зависит от скорости v₀ газового потока у башмака фонтанных труб. Для надёжности выноса частиц необходимо создать скорость v₀ = 1,2v_кр, где v_кр — критическая скорость, при которой твёрдые или жидкие частицы находятся во взвешенном состоянии.

Для твёрдых частиц критическая скорость зависит от режима движения и диаметра выносимых частиц. Режим течения определяется числом Рейнольдса:

(2.23).

или критерием Архимеда:

. (2.24).

При ламинарном режиме Re < 2 или Ar < 36, переходном 2 < Re < 500 или 36 < Ar 500 и Ar > 83 000. Критические скорости v_кр для каждого режима рассчитываются следующим образом. При ламинарном режиме критическая скорость найдётся из формулы:

; (2.25).

при переходном режиме:

; (2.26).

при турбулентном режиме:

(2.27).

где d — диаметр твёрдой частицы; с_ч и с_г — плотность соответственно твёрдых частиц и газа при давлении и температуре у башмака фонтанных труб; м — коэффициент динамической вязкости газа при давлении и температуре у башмака фонтанных труб.

Порядок расчёта диаметра колонны фонтанных труб следующий. При известных плотности и диаметре твёрдых частиц определяют критерий Архимеда. Определив режим течения, рассчитывают критическую скорость по соответствующей формуле.

(м/с).

Из уравнения притока к скважине по заданному дебиту определяется забойное давление:

(2.28).

(МПа) Далее определяется диаметр фонтанной колонны D:

(2.29).

где р_пл, р_з и р_ат — соответственно пластовое, забойное и атмосферное давление; Q — дебит газа, A и B — коэффициенты фильтрационных сопротивлений; Т_з и Т_ст — соответственно забойная и стандартная температуры, z_з — коэффициент сжимаемости газа при забойном давлении и температуре.

(м) Полученное значение D=20 мм округляем до ближайшего стандартного значения внутреннего диаметра фонтанных труб. Принимаем D=48 мм.

В. Расчёт количества ингибитора гидратообразования.

В общем виде норма расхода метанола на технологический процесс определяется по уравнению материального баланса:

(2.30).

где Н_ж — составляющая нормы расхода реагента, распределяющегося в жидкую фазу; Н_г — то же, в газовую фазу; Н_к — тоже, в углеводородный конденсат.

1. Расчёт составляющей нормы расхода метанола, распределяющегося в жидкой фазе.

Составляющая норма расхода реагента, распределяющегося в жидкую фазу, рассчитывается по уравнению:

(2.31).

где Н_ж — составляющая нормы расхода метанола, распределяющегося в жидкую фазу; ДW — количество влаги, обрабатываемой реагентом; С₁ — концентрация свежего (регенерированного) реагента (по массе); С₂ — концентрация отработанного (насыщенного) реагента (по массе).

Количество воды, выделяющееся из газа при его движении, то есть то количество воды, которое должно быть обработано реагентом рассчитывается по формуле:

(2.32).

(кг/тыс. м³).

где W₁ — влагосодержание газа в начальной точке защищаемого участка; W₂ — влагосодержание газа в конечной точке защищаемого участка, соответствующее температуре точки росы по влаге, необходимой для безгидратного режима обработки газа.

Если на месторождении наблюдается вынос пластовой воды, то значение начального влагосодержания W₁ должно складываться из равновесного количества влаги и экспериментально определённого количества выносимой пластовой воды.

Концентрация отработанного ингибитора С₂ является минимально необходимой концентрацией, достаточной для поддержания величины Дt, обеспечивающей безгидратный режим обработки газа. Промежуточная величина Дt — степень необходимого понижения температуры — есть разность между равновесной температурой гидратообразования и температурой газа в конце защищаемого участка t₂, то есть определяется выражением:

. (2.33).

(⁰С) Далее определяется концентрация отработанного ингибитора C₂:

(2.34).

(кг/тыс. м³).

где М — молекулярный вес ингибитора; К — константа, определяемая экспериментально. Для метанола К = 1295; М = 32 г/моль. Начальную концентрацию метанола С₁ определяют по паспортным данным на реагент, либо по данным с установок регенерации. Принимаем начальную концентрацию метанола 97%.

2. Расчёт количества реагентов в газовой фазе.

Составляющая нормы расхода метанола, переходящего в газовую фазу, зависит в первом приближении только от температуры и давления и определяется по уравнению:

(2.35).

где б — коэффициент распределения метанола, то есть отношение содержания метанола в газе, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости.

(кг/тыс. м³).

3. Расчёт составляющей нормы расхода реагентов в углеводородном конденсате.

Поскольку содержание углеводородного конденсата в продукции скважины № 1-бис месторождения Заречное практически равно нулю, значение составляющей нормы расхода метанола в углеводородном конденсате примем равной нулю. Тогда уравнение (2.30) для расчёта нормы метанола на технологический процесс примет вид:

(кг/тыс. м³).