Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов
Подождите немного. Документ загружается.
xY/////////////////.
i
SV/////////////////A
XV/////////////////77.
SV//////////////////77.
Ш//////////У7/////777777/.
W////////////////////////////.
У/////////////////////////////.
//////////////////////////////.
f
и
'trdirw
'пеог
пэттс эпньоштиэо
Таблица 5.29
Динамика
остаточных
объемов
свободного
низконапорного
газа
в
период
закачки азота в пласт
Годы
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Текущие
до за-
качки
азота в
пласт
100,0
90,2
81,8
74,2
67,4
61,5
56,2
51,7
47,8
44,4
41,3
38,8
36,3
запасы
газа, млрд. м
3
суммар-
ная
за-
качка
азота в
пласт
0,36
0,90
1,60
2,50
3,50
4,60
5,80
7,00
8,30
9,50
10,80
12,00
13,30
всего
в
период
закачки
азота в
пласт
100,4
91,1
83,4
76,7
70,9
66,1
62,0
58,7
56,1
53,9
52,1
50,8
49,6
Остаточные объемы низконапорного газа в пери-
од закачки
защем-
ленный
газ
5,9
6,3
6,5
6,6
6,5
6,4
6,3
6,1
5,9
5,7
5,5
5,4
5,1
азота в пласт, млрд. м"
свободный
газ
Всего
94,5
84,8
77,0
70,2
64,5
59,7
55,7
52.7
50,2
48,2
46,6
45,5
44,5
метан
94,2
84,1
75,9
68,7
62,6
57,4
52,9
49,4
46,4
44,0
41,8
41,2
38,7
5 том
числе
азот
0,3
0,7
1,1
1.5
1,9
2,3
2,8
3,3
3,8
4,3
4,8
5,3
5,8
%
азота
в
сво-
бодном
газе
0,3
0,8
1,4
2,1
2,9
3,9
5,0
6,2
7,6
8,9
10,3
11,6
13,0
в
обводненной зоне пласта (а^ = 0,25+0,4) с 5,85 до 2,4 % от началь-
ных геологических запасов;
в
свободном состоянии (<Хо = 0,75) с 0,65 до 0,2 % от начальных геоло-
гических запасов.
Сводные технологические показатели разработки экспериментального
участка приведены в табл. 5.31.
Сопоставление
технологий
добычи
низконапорного
газа (тради-
ционной
и с
закачкой
азота в
пласт)
Проведенные расчеты добычи низконапорного газа для эксперимен-
тального участка на завершающей стадии разработки по традиционной
технологии на истощение и по рекомендуемой технологии с закачкой азо-
та в пласт позволяют сопоставить количественные результаты добычи низ-
конапорного
газа и оценить технологическую эффективность рекомендуе-
мой
технологии.
Результаты сравнения приведены в табл. 5.32.
Проведенный
анализ показывает, что рекомендуемая технология до-
бычи низконапорного газа с закачкой азота в пласт по сравнению с тра-
диционной
технологией доразработки на "истощение" позволяет:
продлить
период
подачи газа в магистральный газопровод — на 5 лет;
доразработки — на 7 лет;
увеличить
газоотдачу
на
дальний транспорт — на 3,8 % от начальных геологических запасов;
конечную - на 3,9 % от начальных геологических запасов;
достичь
газоотдачи
на
дальний транспорт — 95,5 % от начальных геологических запа-
сов;
конечной
— 97,4 % от начальных геологических запасов;
622
Таблица
5.30
Динамика
удельного расхода азота на добычу низконапорного газа в период закачки (1-13 годы)
Годы
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
Суммар-
ный
объем
закачки
азота,
млрд.
м
3
0,36
0,90
1,60
2,50
3,50
4,60
5,80
7,00
8,30
9,50
10,80
12,00
13,30
защемленного газа
свободное
объем,
без
за-
качки
N
2
5,9
6,5
7,0
7,6
8,1
8,7
9,3
9,8
10,4
11,0
11,5
12,1
12,6
млрд.
м
3
с
за-
качкой
N
2
5.9
6,3
6,5
6,6
6,5
6,4
6,3
6,1
5,9
5,7
5,5
5,4
5,1
Удельный расход азота
на
дополнительную добычу
, переведенного
в
состояние
дополн.
добыча,
млрд.
м
3
0,0
0,2
0,5
1,0
1,6
2,3
3,0
3,7
4,5
5,3
6,0
6,7
7,5
УД-
расход
0,0
4,5
3,2
2,5
2,2
го
1,9
1,9
1,8
1,8
1,8
1,8
1,8
свободного
(без
защемленного газа,
переведенного
в
свободное состояние)
объем,
без
за-
качки
N
2
94,1
83,7
74,8
66,6
59,3
52,8
46,9
41,9
37,4
33,4
29.8
26,7
23,7
«лрд.
м
3
с
за-
качкой
N
2
94,5
84,8
77,0
70.2
64,5
59,7
55,7
52,7
50,2
48,2
46,6
45,5
44,5
дополн.
добыча,
млрд.
м
3
0,4
1,1
2,2
3,6
5,2
6,9
8.8
10,8
12,8
14,8
16
18,8
20,8
УА-
расход
1,0
0,8
0,7
0,7
0,7
0,7
0,7
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
0,6
газа, MVN.
3
свободного и защемленного
газа,
пе-
реведенного в свободное состояние
объем,
без
за-
качки
N
2
100,0
90,2
81,8
74,2
67,4
61,5
56,2
51,7
47,8
44,4
41,3
38,8
36,3
млрд.
м
3
с
за-
качкой
N
2
100,4
91,1
83,4
76,7
70,9
66,1
62,0
58,7
56,1
53,9
52,1
50,8
49,6
дополн.
добыча,
млрд.
м
3
0,4
0,9
1,6
2,5
3,5
4,6
5,8
7,0
8,3
9,5
10,8
12,0
13,3
УД-
расход
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1.0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1,0
1UU
95
90
| so
b
5
70
65
60
М,5% ^Г
5 лет ^
97.Г/.
I
7 лет
• У
70 72 74 76 18 20 22 24 26
Время
разработки,
годы
Рис.
5.76. Добыча
низконапорного
газа.
Коэффициент
газоотдачи
на
дальний транспорт 91,7%' 95,5%"
Конечное
пластовое дав-
ние,
МПа:
в
зоне дренирования 0,83 0,82
среднее по залежи 1,68 1,67
Давление на устье, МПа 0,50 0,50
Давление на входе в ДКС,
МПа
0,49 0,49
Период
доразработки, лет 18 23
Коэффициент
конечной
газоотдачи
Пластовое давление, заб-
расывания,
МПа:
в
зоне дренирования
среднее по залежи
Давление на устье, МПа
Период
доразработки, лет
93,5
%* 97,4 %"
0,29
0,96
0,44
20
0,28
0,93
0,41
27
• Традиционная технология разработки на "истощение".
" Рекомендуемая технология разработки (с закачкой азота в пласт).
понизить
неизвлекаемые
запасы
газа
(защемленного)
с 6,5 до 2,6 %;
обеспечить
стабильную
работу
промысла
и ее
инфраструктуры
за
счет
продления
периода
занятости
трудовых
ресурсов
на 7 —10 лет.
Таблица 5.31
Сводные
технологические
показатели разработки (экспериментальный участок)
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
Основные показатели
Начальные геологические запасы газа,
всего:
Суммарный отбор газа на начало закач-
ки
азота в пласт
Остаточные запасы низконапорного газа
(при
пластовом давлении ниже 5 МПа)
Период
закачки азота в пласт
Снижение
пластового давления в период
закачки
азота в пласт:
1-й год
13-й год
Суммарный объем закачки азота в пласт
Число
нагнетательных скважин
Параметры работы нагнетательных сква-
жин:
средний дебит нагнетания
репрессия на пласт
давление нагнетания
Единица
изме-
рения
млрд. м
3
млрд. м
3
% от запасов
млрд. м
3
% от запасов
лет
МПа
млрд. м
3
ед.
тыс. м
3
/сут
МПа
МПа
Значение
281,0
181,0
64,5
100,0
95,5
13
5
2,4
13,3
10
100+350
0,7-1
5,38-3,14
624
Продолжение
i
№
п/п
9
10
11
12
13
14
15
16
17
табл.
5.31
Основные показатели
Добыча трудноизвлекаемых остаточных
запасов низконапорного газа
(с
исполь-
зованием новой технологии)
В
том
числе:
за период закачки азота
в
пласт
(1+
13-й
год)
за период доразработки (14+27-й
год)
Содержание азота
в
добываемом
низко-
напорном
газе:
в
период закачки азота
в
пласт (1+13-й
год)
в
период доразработки (14+27-й
год)
Газоотдача:
на
дальний транспорт:
без закачки азота
в
пласт
с закачкой азота
в
пласт
конечная:
без закачки азота
в
пласт
с закачкой азота
в
пласт
Конечное
пластовое давление
на
дальний
транспорт газа:
в
зоне эксплуатации
среднее
по
залежи
Давление
на
устье
Давление
на
входе
в ДКС
Пластовое давление забрасывания:
в
зоне эксплуатации
среднее
по
залежи
Давление
на
устье
Увеличение газоотдачи
за
счет закачки
азота
в
пласт:
на
дальний транспорт
конечной
Продление периода:
подачи газа
на
дальний транспорт
доразработки пласта
Остаточные объемы защемленного газа
без закачки азота
в
пласт,
в том
числе:
в
обводненной зоне пласта
(а.- =
=
0,25+0,4)
в
свободном состоянии
(а„ = 0,75)
с закачкой азота
в
пласт,
в том
числе:
в
обводненной зоне пласта
(а =
=
0,25+0,4)
в
свободном состоянии
(сц, = 0,75)
Удельный
расход
азота
на
добычу
низко-
напорного
газа:
в
период закачки азота
в
пласт
(1 —
13-й
год):
0
%
<.
N
2
S 13,0 %
Единица
изме-
рения
млрд.
м
3
%
от
запасов
млрд.
м
3
%
от
запасов
млрд.
м
3
%
от
запасов
%
%
от
запасов
млрд.
м
3
МПа
МПа
%
от
запасов
млрд.
м
3
лет
%
от
запасов
млрд.
м
3
м
3
/м
3
Значение
92,6
33,0
64,1
22,8
28,5
10,2
0
< N
2
< 13,0
N
?
= 13,0
(const)
91,7;
257,6
95,5;
268,3
93,5;
262,6
97,4;
273,6
0,82-0,83
1,67-1,68
0,5
0,49
0,28-0,29
0,93-0,96
0,41
-0,44
3,8;
10,7
3,9;
11,0
5
7
6,5;
18,4
5,85;
16,6
0,65;
11
Я
11,O
2,6;
7,4
2,4;
6,7
0,2;
0,7
625
Продолжение
табл.
5.31
№
п/п
17
Основные показатели
защемленного
газа,
переведенного
в
свободное
состояние
свободного
газа (без
защемленного,
переведенного
в
свободное
состояние)
свободного
газа (с
защемленным,
пе-
реведенным
в
свободное
состояние)
в
период
доразработки (14 —27-й год)
N
2
= 13,0 % -
const
Единица
изме-
рения
М
3
/М
3
Значение
4,5 (2-й
год)-1,8
(19-й год)
1,0 (1-й
год)-0,6
(13-й год)
1,0 (1-13-й год)
0,5
Таблица 5.32
Сравнение
технологий
добычи
низконапорного
газа
на
завершающей
стадии
разработки
месторождения
Медвежье
(экспериментальный
участок)
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
Основные показатели
Начальные
геологические
запасы газа:
млрд.
м
3
% от запасов
Суммарная
добыча
газа из пласта за
период
снижения
пластового давления от начального
до 5 МПа:
млрд.
м
3
% от запасов
Остаточные запасы
низконапорного
газа:
млрд.
м
3
% от запасов
В том числе:
трудноизвлекаемые
и
требующие
новых
тех-
нологий
доразработки:
млрд. м
3
% от запасов
Суммарная добыча низконапорного газа:
млрд. м
3
% от запасов
В том числе:
в
период закачки азота в пласт
0 % £ N, < 13,0 %
млрд.
м
3
% от запасов
доразработка
после
прекращения
закачки
N
2
= 13,0 % =
const
млрд. м
3
% от запасов
Период
доразработки, лет
В том числе:
с закачкой азота в пласт
после прекращения закачки
Газоотдача:
на
дальний транспорт:
млрд. м
3
% от запасов
конечная:
млрд. м
3
% от запасов
Остаточные неизвлекаемые запасы низкона-
порного газа (защемленный):
млрд. м
3
% от запасов
Количественные результаты
традиционная
технология до-
бычи
на
"истощение"
281,0
100,0
181,0
64,5
100,0
35,5
23,3
8,3
81,6
29,0
—
—
—
—
20
—
—
257,6
91,7
262,6
93,5
18,4
6,5
рекомендуемая
технология до-
бычи
с закачкой
азота в пласт
281,0
100,0
181,0
64,5
100,0
35,5
23,3
8,3
92,6
32,9
64,1
22,8
28,5
10,1
27
13
14
268,3
95,5
273,6
97,4
7,4
2,6
626
5.6.8
Обоснование
выбора
пилотного
участка
и
основные
показатели
опытной
закачки азота
Оценка
величин
репрессий
при закачке азота
в
обводненную
часть
продуктивного
пласта
Для определения репрессий при закачке азота в обводненную часть про-
дуктивного пласта была принята следующая схема расчета (рис. 5.77). В зо-
не
вскрытой части пласта высотой Л на глубину Л/2 по радиальному на-
правлению
происходит радиальная фильтрация, а затем с поверхности ци-
линдра
высотой Л и радиусом Л/2, который приближенно заменяется ша-
ром
радиусом Л/2, сферическая фильтрация.
Рис.
5.77. Схема расчета
значений
репрессий
при
закачке азота в
обводнен-
ную часть
продуктивного
пласта (Л - вскрытая
толщина
продуктивного
пласта)
о
—о
о
о—
о
— о
о
о —
о
— о
о
о —
о
Скважина
—.
Текущий
ГВК
о о о
— о — о — о
о о о
о—о—о—
о о о
— О — О — О
о о о
о—о—о
—
О О О
— о—о — о
о о о
О — О — О —
о
о о
—о—о—о
—о
о
— —
о о о
_ _ __
— — —
—~ ^— __
о
— с
о
о
—
о
о—о.
о
— О
о
о —
о
— 0
о
0 —
о
—о
о
о
о
-о
о
о-
о :
— •
о .
Газовая
зона
о о о '
—
о—о—о-
о о о
э—о — о—о
о о о
_о—о — о
—
о о о
О—О —О—О
о о о
— о—о — о-
о о о
>—о—
—о
:• о
• —о —
V. О О
- Л/2
о '
о-
1
о
-о-
о ,
h
'О
О О
Обводненная
о
зона
о
—о —о — о
о о о
-о—о—о
н
о о
—о —о —
О О О
-о—о—о
о о о
—о —о —
о о о
-О
—О —О
, 0 О О
-
Водоносный
-
горизонт
— —
._ -— —
Z
627
Предполагается, что пласт анизотропный. Абсолютная проницаемость
в
радиальном направлении равна средней проницаемости вдоль напластова-
ния
к
т
, определенной по керну, умноженной на отношение (1 —
г\)/{1
— %),
где г| — "песчанистость" продуктивной зоны, % ~
А
оля
"литологических
окон"
на геологическом срезе. Это отношение характеризует увеличение
гидравлического сопротивления пласта в целом в направлении напластова-
ния
за счет наличия в нем непроницаемых пропластков.
Абсолютную
проницаемость в вертикальном направлении считают
равной
средней вертикальной проницаемости по керну к
в
, разделенной на
величину ^:
где F, — средняя площадь "литологического окна" в продуктивном пласте;
Л
2
— средняя толщина проницаемого пропластка в продуктивном пласте.
Так
как фильтрация азота происходит через газонасыщенную зону, то
абсолютные проницаемости умножаются на фазовую проницаемость кол-
лектора для газа средней газонасыщенности обводненной зоны перед нача-
лом закачки азота. Разумеется, после прокачки через нее азота средняя
газонасыщенность обводненной зоны может измениться в сторону возрас-
тания,
но при этом увеличится фазовая проницаемость для газа и для тех
же расходов закачки уменьшится пластовая репрессия.
Таким
образом, принятая схема
будет
давать верхние оценки значений
репрессий,
что является более правильным для обоснования технологичес-
ких показателей закачки.
Если
обозначить давление на цилиндрической поверхности с радиусом
Л/2 через р*, давление на стенке скважины через р
с
, то для установившего-
ся
режима фильтрации азота перепад давлений
2
,
М
2 цО
ст
PcrTZ
1TI
h
Заменяя
цилиндр высотой h и радиусом Л/2 на шар того же радиуса,
можно для установившейся сферической фильтрации записать выражение
для потерь давления
между
поверхностью сферы и плоскостью текущего
ГВК
для того же расхода О
ст
:
4пк*
/а(Л / 2)
2
+ (Л / 2)
2
д/а(/1
/ 2)
2
+ (Л / 2 + 2Н)
2
Складывая формулы для радиального и сферического оттока, получаем
выражение для расчета забойного давления:
где р
г
— давление на границе текущего ГВК; р
с
— давление на забое на-
гнетательной скважины; h — вскрытая толщина коллектора; Н — расстоя-
ние
от середины вскрытой толщины до текущего ГВК; г, z — цилиндриче-
ские
координаты; Лс' — среднее значение коэффициента проницаемости в
радиальном направлении для газа в обводненной зоне, полученное как
628
Таблица
5.33
Забойное
давление
(МПа) в
нагнетательной
скважине
при
расходе
100 тыс.
м'/сут
азота
в
зависимости
от
давления
на
текущем
ГВК,
высоты
обводненного
слоя
и
вскрытой
толщины
пласта
h, м
5
10
15
20
30
40
50
60
Ргвк -
30
5,65
5,35
5,24
5,17
5,09
—
—
—
5 МПа
100
5,65
5,35
5,24
5,17
5,10
5,06
5,03
5,01
Ргвк
=
30
4,81
4,47
4,32
4,25
4,16
—
_
—
4 МПа
100
4,82
4,48
4,33
4,26
4,16
4,11
4,08
4,06
Ргвк -
Н
30
4,06
3,65
3,46
3,36
3,25
—
_
—
3 МПа
м
100
4,07
3,65
3,47
3,37
3,26
3,19
3,15
3,12
Ргвк -
30
3,42
2,91
2,69
2,55
2,39
—
—
—
2 МПа
100
3,42
2,92
2,69
2,56
2,40
2,31
2,25
2,22
Ргвк
30
2,97
2,37
2,08
1,91
1,69
—
—
—
1 МПа
100
2,97
2,38
2,09
1,92
1,71
1,58
1,49
1,43
произведение абсолютного среднего значения этого коэффициента в том
же направлении, измеренное по керну, на множитель (1 — т|)/(1 — %) и
фазовую проницаемость для газа при остаточной газонасыщенности в об-
водненной
зоне; к'
г
— среднее значение коэффициента псевдопроницаемо-
сти в направлении оси OZ для газа в обводненной зоне, равное произведе-
нию
абсолютной проницаемости в том же направлении на фазовую для
газа при средней остаточной газонасыщенности в обводненной зоне, де-
ленному на коэффициент |; а = k'
z
/к'; \L — динамическая вязкость азота
при
среднем пластовом давлении и температуре Г; Г — пластовая темпера-
тура
азота; О„ — объемный
расход
газа нагнетательной скважины, приве-
денный
к нормальным условиям; г
с
— радиус ^кважины; р
ст
— стандартное
давление; Г
ст
— стандартная температура; Z — средний коэффициент
сжимаемости закачиваемого газа при среднем пластовом давлении в про-
цессе закачки и температуре Г.
В табл. 5.33 приведены рассчитанные забойные давления (МПа) в на-
гнетательной скважине при
расходе
100 тыс.
м
3
/сут
азота в зависимости от
давления на текущем ГВК (p
rBK
)i высоты обводненного слоя [Н, м) и
вскрытой толщины пласта (Л, м). Из данных таблицы видно, что потери
давления в основном зависят от вскрытой толщины пласта и для их сни-
жения
достаточно
будет
просто увеличивать вскрытую мощность.
Основные
показатели
процесса
закачки
азота
в
зону
пилотного
участка
Выбор пилотного участка на месторождении Медвежье (рис. 5.78) для ра-
боты первой установки по производству азота, закачиваемого в пласт,
обосновывается следующими соображениями.
1. К настоящему времени в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 самые низкие
пластовые давления (3,2 —3,4 МПа соответственно), что на 0,5—1 МПа ни-
же, чем в зонах остальных УКПГ. Следовательно, закачивая в зоны УКПГ-6
и
УКПГ-7 азот, можно через несколько лет выравнить по этим зонам пла-
стовые давления по отношению к давлениям в соседних УКПГ и при этом
дополнительно повысить суммарные отборы по УКПГ-6 и УКПГ-7.
2. В зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 нет аномальных подъемов подошвенных
629
Рис.
5.78.
Схема
размещения
пилотного
участка
на
структуре
место-
рождения
Медвежье
вод. Карта изобар и карта подъема ГВК
между
собой
хорошо корреспондируются: зоне наименьшего пласто-
вого давления соответствует зона наибольшего подъема
ГВК. Последнее свидетельствует об удовлетворительной
усредненности макронеоднородности как по простира-
нию,
так и по толщине пласта.
Такая
усредненность необходима на стадии опыт-
ной
закачки азота, чтобы выявить закономерности вы-
теснения
метана азотом, обусловленные макронеодно-
родностью коллектора.
Представление о макронеоднородности продуктив-
ного пласта в зонах УКПГ-6 и УКПГ-7 можно получить
по
изображению продольного геологического разреза на
рис.
5.79.
Выбор скважин, которые могли бы быть использо-
ваны
как нагнетательные, проводился следующим обра-
зом.
На
первом этапе были рассмотрены интервалы
вскрытия
всех
скважин УКПГ-6 и УКПГ-7, их местопо-
ложение относительно текущего ГВК и прогнозного на
начало
2010г.,
а также глубины пробуренных забоев
скважин
(рис. 5.80 и
5.81).
71
14 72
622
606 604 627 506
• •
1010
••1030
• - wso
• - 1070
• • 1090
•7110
изо
Н.м
Рис.
5.79.
Продольный
геологический
разрез
(УКПГ-6 и УКПГ-7):
/ — алевролиты; 2 — глинистые алевролиты; 3 — непроницаемые породы; 4 — пески,
ники;
5 — зоны перфорации; 6 — газоводяной контакт
630