авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 |

Разработка технологии и методов регулирования хранения попутного газа в пластах-коллекторах временных подземных хранилищ

-- [ Страница 3 ] --

В работе на основе исследований селективного по толщине пласта регулирования закачки попутного газа на ВПХГ решена задача выбора проектного положения горизонтального ствола газонагнетательной скважины по высоте газовой шапки. Рациональное положение горизонтального ствола позволяет снизить конусы газа в нефтяной части нефтегазоконденсатной залежи в процессе многолетней закачки попутного газа. Автором разработан метод расчёта давления на газонефтяном контакте (ГНК) при закачке попутного газа. Предложенный метод позволяет обоснованно выбирать положение горизонтального ствола газонагнетательной скважины по высоте газовой шапки с учётом воздействия на нефтяную оторочку на основе расчёта потерь давления при фильтрации газа от ствола скважины до газонефтяного контакта.

При расчёте давления ГНК рассматривается следующая модельная схематизация: горизонтальная скважина полностью вскрывает полосообразный однородный анизотропный пласт, представленный газовой шапкой постоянной высоты; отток газа от скважины происходит при нелинейном законе фильтрации. Распределение давления в процессе закачки попутного газа определяется с использованием аналитической модели, предложенной З.С. Алиевым, в которой истинная область фильтрации газа заменяется фиктивной областью с суммарным сопротивлением пласта, эквивалентным истинному фильтрационному сопротивлению. В расчётах учитываются потери давления на трение по длине горизонтального ствола, зависимость дебита скважины от её расположения по толщине пласта.

Конечное выражение для оценки давления на ГНК на i-ом участке длиной , представляется в следующем виде:

, (7)

где , , .

В выражении (7) давлению на газонефтяном контакте на i-ом участке соответствует давление на стенке горизонтального ствола скважины и расход газа , приходящийся на часть пласта от скважины до ГНК высотой .

Поскольку в процессе закачки максимальное давление на стенке скважины соответствует начальному участку интервала перфорации, то в расчётах давления на ГНК в первую очередь рассматривался этот участок. Эффект переноса горизонтального ствола скважины от ГНК в прикровельную часть определяется уменьшением давления на газонефтяной контакт при заданной репрессии на пласт.

В результате проведенного параметрического анализа зависимости давления на ГНК выявлены основные факторы, влияющие на эффективность переноса горизонтального ствола скважины в прикровельную часть. К ним отнесены высота газовой шапки, проницаемость пласта и анизотропия, радиус контура питания скважины. При большой высоте газовой шапки и прикровельном расположении горизонтального ствола снижается давление на ГНК при закачке с заданной репрессией. При расположении горизонтального окончания не симметрично относительно кровли пласта и поверхности ГНК дебит скважины уменьшается, причем отклонение дебита от максимально возможного возрастает при увеличении высоты газовой шапки. Чем выше анизотропия и проницаемость пласта-коллектора и чем меньше радиус контура питания скважины, тем более эффективно перенесение горизонтального участка ствола скважины в прикровельную часть пласта с целью уменьшения давления на нефтяную часть залежи.

В работе проведены исследования эффективности гидроразрыва низкопроницаемых пластов-коллекторов ВПХГ с целью снижения репрессии на пласт и уменьшения давления нагнетания или увеличения приёмистости и уменьшения количества скважин. Дополнительным эффектом от проведения ГРП на скважинах ВПХГ является приобщение к активному аккумулированию слабопроницаемых пропластков и участков, увеличение объёмов хранения попутного газа.

Автором развивается технология ГРП путём рассмотрения дополнительных ограничивающих условий для газонагнетательных скважин ВПХГ. При проведении ГРП необходимо создать трещину гидроразрыва в призабойной зоне пласта большой длины и проводимости и обеспечить безопасную эксплуатацию хранилища с сохранением герметичности покрышки. Поэтому на забое скважины должно обеспечиваться давление выше давления смыкания трещины в пласте-коллекторе , но ниже давления раскрытия трещины в пласте-покрышке , т.е. ,

где , (8)

. (9)

Проведённый анализ расчётных формул (8) – (9) показал, что давление смыкания трещины растёт по мере роста пластового давления. В связи с этим, для уменьшения затрат на операцию в работе рекомендовано проводить ГРП газонагнетательных скважин на начальном этапе сооружения ВПХГ, когда давление в пласте минимально. Выполненный анализ позволил также выявить основные ограничивающие факторы применения ГРП для интенсификации скважин на ВПХГ, такие как: небольшие толщины пласта-коллектора и/или пласта-покрышки; низкие упругие свойства пласта-покрышки относительно свойств пласта-коллектора; высокая расчлененность пласта-коллектора; плохое техническое состояние пробуренного фонда скважин. Определены наиболее предпочтительные геологические условия объектов хранения попутного газа для применения ГРП с целью интенсификации газонагнетательных скважин. К таким объектам отнесены те, которые характеризуются однородными низкопроницаемыми пластами-коллекторами большой толщины и низким коэффициентом Пуассона и пластами-покрышками большой толщины и большим коэффициентом Пуассона.

В третьей главе представлены результаты апробации разработанных методов регулирования многолетней закачки и хранения попутного газа в геологических объектах разных типов и строения (на примере Юрубчено-Тохомского, Верхнечонского и Ново-Часельского ВПХГ).

Исследования проводились с использованием разработанных с участием автора гидродинамических моделей трехмерной, многофазной, нестационарной фильтрации в неоднородной и анизотропной среде с учетом капиллярных и гравитационных сил, имеющей общий вид для каждой фазы (газ, нефть, вода):

(10)

Плотность и вязкость фазы задавались в виде функции от давления . Относительная фазовая проницаемость задавалась в виде функции насыщенности . Пористость пласта задавалась в виде функции от порового давления и сжимаемости породы. В системе уравнений (10) учитывался масообмен между нефтью и газом (фазами и ) через объёмный коэффициент растворимости и объёмный фактор фазы с учётом растворимости в ней фазы . Массообмен нефти и газа с водой пренебрегался.

Получаемые результаты расчётов технологических показателей ВПХГ проверялись на упрощенных моделях (балансовых, профильных, двухмерных) с заданием эквивалентных фильтрационно-емкостных свойств, начальных и граничных условий, а также режимов закачки и отбора газа.

Разработка систем закачки и методов регулирования хранения попутного газа в газовых шапках нефтегазоконденсатных месторождений рассмотрена на примере Юрубчено-Тохомского ВПХГ. Объект хранения представлен газовой шапкой крупной по запасам нефтегазоконденсатной залежи, при разработке нефтяной части которой добывается основная часть попутного газа в виде растворённого в нефти и прорывного свободного газа. Массивная залежь представлена карбонатным пластом-коллектором рифейских отложений с интенсивно развитой трещиноватостью, проницаемостью по ГДИ и по керну 310 и 43 мД соответственно, коэффициентом анизотропии 0,41, средней газонасыщенной и нефтенасыщенной толщиной 43,3 и 41,9 м соответственно. Начальная пластовая температура и давление в газовой шапке составляют 27 оС и 21,1 МПа. Нефть в пластовых условиях имеет вязкость 1,01 мПа*с и плотность 702 кг/м3, газовый фактор 191 м3/т.

Эксплуатация ВПХГ в данных условиях сопряжена с риском расформирования нефтяной части за счёт вытеснения нефти газом по системе трещин и образования конусов газа в нефтяной части при значительном повышении пластового давления в районе газонагнетальных скважин, уменьшения дебитов нефтедобывающих скважин в результате прорывов газа, вызванных его закачкой.

С целью уменьшения влияния ВПХГ на разработку нефтяной части разработана схема размещения газонагнетательных скважин и комплекс методов регулирования хранения. Для этого использовалась трёхмерная трёхфазная гидродинамическая модель залежи, учитывающая массообмен между нефтяной и газовой фазами. При этом для более детального описания фильтрационных потоков использовалась модель двойной пористости коллектора залежи. Проводилось совместное моделирование процессов добычи нефти, компенсационной закачки воды, закачки попутного газа, продвижения пластовой воды из водоносного бассейна. Объём закачиваемого газа задавался равным объёму добываемого попутного газа за вычетом объёма газа, используемого на собственные нужды промысла.

Схема размещения газонагнетательных скважин выбиралась с учётом направления эксплуатационного разбуривания юрубченской залежи и распределения её фильтрационно-емкостных свойств. В результате определены места заложения кустов газонагнетательных скважин, удаленные от очагов нефтедобычи и характеризующиеся повышенными газонасыщенными толщинами. С точки зрения обеспечения заданных темпов закачки попутного газа и уменьшения давления нагнетания определена длина горизонтального ствола 400 - 500 м газонагнетательных скважин. Исследовались варианты размещения горизонтальных скважин в кусте с учётом наличия стратиграфического выклинивания. Выбрана схема полулучевого размещения горизонтальных окончаний скважин, обеспечивающая наименьший рост пластового давления в районе газонагнетательных скважин.

Использование вышеописанного метода расчёта давления на ГНК в процессе закачки газа позволило выбрать рациональное положение горизонтального окончания ствола газонагнетательной скважины по высоте газовой шапки с учётом его влияния на нефтяную часть залежи и на приёмистость скважин. Проведённые расчёты свидетельствуют о том, что в условиях анизотропного пласта юрубченской залежи наиболее рациональным является прикровельное расположение горизонтальных стволов скважин на 50-60 м выше начального ГНК.

Сравнение расчётных вариантов разработки месторождения с закачкой попутного газа в газовую шапку и без его закачки показало, что в первые шесть лет предложенная система закачки попутного газа не приводит к существенной активации продвижения ГНК в нефтяную область и не оказывает негативного влияния на разработку нефтяной залежи. В этот период с целью снижения возможного риска ухудшения технологических показателей разработки нефтяной части залежи дополнительно разработаны следующие рекомендации: не вводить проектные нефтедобывающие скважины вблизи газонагнетательного куста до окончания эксплуатации ВПХГ; водонагнетательные скважины перенести дальше от газонагнетательных.

Таким образом, на примере юрубченской залежи обоснована возможность многолетней закачки и хранения попутного газа в газовых шапках нефтегазоконденсатных залежей с разрабатываемыми нефтяными частями. Реализация предлагаемого способа регулирования, включающего рациональное расположение горизонтальных газонагнетательных, нефтедобывающих и водонагнетательных скважин по площади и по разрезу, позволяет сократить объёмы прорывов газа к нефтедобывающим скважинам, вызванных его закачкой, и предотвратить практически значимое увеличение газового фактора добываемой продукции на начальных этапах разработки.

Разработка систем закачки и методов регулирования хранения попутного газа в литологически и тектонически ограниченных газовых и газоконденсатных залежах при проявлении газового режима рассмотрена на примере Верхнечонского ВПХГ. Объектом хранения попутного газа являются три газоконденсатные залежи осинского горизонта кембрийских отложений. Наличие гидродинамической связи между ними и законтурной водоносной зоны не предполагается. Карбонатный порово-трещинный пласт-коллектор объекта хранения имеет среднюю газонасыщенную толщину 48 м, пористость 9 %, проницаемость 10 мД, расчлененность 3,3 пропластка, пластовую температуру 10-14 оС, начальное пластовое давление 14,95 МПа. Пласт-коллектор перекрывает выдержанная покрышка каменной соли толщиной 50 м.

Исходные геолого-промысловые данные об объекте хранения Верхнечонского ВПХГ характеризуются невысокой достоверностью и разной степенью изученности залежей, поэтому сооружение рассматриваемого ВПХГ сопряжено с повышенными рисками недостижения проектных технологических показателей. С целью снижения рисков разработана концепция двухэтапного функционирования хранилища с выделением двух очередей строительства. Её реализация позволит последовательно решать вопросы, связанные с уточнением технологических параметров, объёма и сроков инвестиций.

С использованием детальной трёхмерной трёхфазной фильтрационной модели объекта хранения разработана система закачки и методы регулирования хранения попутного газа в осинских залежах Верхнечонского ВПХГ. При этом учитывались особенности геологического строения и степень изученности объекта хранения, риски превышения максимально допустимого давления нагнетания и недостижения необходимых объёмов хранения. В расчётах темпы закачки излишков попутного газа задавались в соответствии с прогнозными объёмами добычи попутного растворённого в нефти и прорывного свободного газа, собственных нужд промысла при разных вариантах разработки месторождения. Разработанный комплекс методов регулирования включает в себя:

  • распределение темпов и объёмов закачки между залежами пропорционально начальным запасам газа, фильтрационным характеристикам и степени изученности;
  • выбор рациональной схемы размещения одиночных газонагнетательных скважин в каждой залежи, обеспечивающей максимальный объём аккумулирования попутного газа;
  • ограничение забойного давления газонагнетательных скважин максимально допустимой величиной в зависимости от пластового давления;
  • выбор профиля газонагнетательных скважин и интервалов вскрытия пласта;
  • разработка условий и оценка эффективности проведения ГРП газонагнетательных скважин с целью снижения репрессии на пласт.

Реализация разработанной системы закачки и методов регулирования хранения попутного газа в газоконденсатных залежах осинского горизонта обеспечит своевременный ввод и рациональную разработку нефтяных залежей в ближайшие 8 лет (до строительства соединительного газопровода) путём эффективной и безопасной закачки, хранения и накопления излишков попутного газа.

Особенности систем закачки и методов регулирования хранения попутного газа в газовых и газоконденсатных залежах при проявлении водонапорного режима рассмотрены на примере Ново-Часельского ВПХГ. Объектом хранения попутного газа при разработке месторождений Кынско-Часельской группы является неразрабатываемая газовая залежь сеноманских отложений Ново-Часельского месторождения. Залежь приурочена к структурной ловушке с замыкающей изогипсой, определенной по комплексу сейсмических и геолого-промысловых исследований, на 8 м ниже начального ГВК. Согласно имеющимся данным объект характеризуется средней эффективной газонасыщенной толщиной 8,8 м, высокой проницаемостью (до 1100 мД), повышенной степенью неоднородности (расчлененность 5,1), наличием активных пластовых вод.

В связи с указанными особенностями геологического строения объекта хранения, высокими темпами закачки в течение нескольких лет и большими объёмами хранения попутного газа существует риск ухода газа за замыкающую изогипсу в период закачки, простоя и в начале периода отбора накопленного объёма газа. С целью снижения указанного риска автором с использованием построенной трёхмерной двухфазной (газ-вода) стохастической гидродинамической модели объекта хранения (с несколькими реализациями геологической модели по имеющейся выборке геолого-геофизических данных) проведены многовариантные расчёты по выбору схемы размещения газонагнетательных скважин.

Схема размещения скважин выбиралась так, чтобы было возможно наиболее эффективным образом использовать поровый объём геологического объекта, к которому приурочена газовая залежь. Для этого в процессе хранения необходимо использовать часть ловушки изначально газонасыщенную и водонасыщенную от уровня начального ГВК до замыкающей изогипсы. В поровом объёме ловушки выше начального ГВК необходимо повысить пластовое давление при соблюдении ограничения на максимально допустимое забойное давление. Поровый объём водонасыщенной части ловушки необходимо использовать за счёт насыщения газом, избегая при этом ухода газа за замыкающую изогипсу.

В результате проведённых расчётов найден рациональный вариант размещения проектных скважин для обеспечения заданных темпов закачки и площадного регулирования с целью снижения опасности ухода газа за пределы структуры. Внедрение разработанной схемы размещения скважин и площадного регулирования позволяет обеспечить закачку и сохранность заданных объёмов попутного газа в течение нескольких лет. При этом после закачки заданных объёмов и непродолжительного простоя хранилища (3-4 месяца) необходимо начать отбор для избежания возможности расширения газовой залежи и ухода газа за замыкающую изогипсу.

Проведенные исследования методов регулирования закачки и хранения попутного газа на примере объектов хранения разных типов позволили выявить области их предпочтительного использования:



Pages:     | 1 | 2 || 4 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.