Материал: Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений

Курсовая работа

на тему: "Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения"

Москва 2013 г.

Содержание

Введение

1. Закономерности изменения предельного безводного дебита

. Выбор технологического режима

. Методика расчета

. Определение безводной эксплуатации скважин Среднеботуобинского месторождения на текущий период

. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода

. Расчет безводного режима с учетом изменения контакта газ-вода на примере Среднеботуобинского месторождения

Заключение

Список использованной литературы

Введение

При проектировании разработки газовых и газоконденсатных скважин надо исходить из того, что как для скважин залежей массивного типа, так и при контурных частях залежей пластового типа существует возможность обводнения подошвенной водой. На поздней стадии разработки в продукции скважин возрастает вероятность появления подошвенных и краевых вод залежи в результате подъема уровня ГВК.

Часто по разным причинам приходится осуществлять разработку месторождения при дебитах, значительно превышающих их предельные значения, что приводит к интенсивному обводнению скважины. В связи с этим возникают серьезные проблемы: увеличение безводного периода и текущей газоотдачи; разработка методов расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта; разработка методов прогнозирования газоконденсатоотдачи залежей с подошвенной водой. Решение данных проблем весьма актуально, поскольку для большинства газоконденсатных месторождений прорыв подошвенной воды является одним из основных факторов, осложняющих работу скважин и занижающих конечный коэффициент газоконденсатоотдачи.

Целью данного исследования является на основании текущих параметров эксплуатируемых скважин, оценить влияние изменения толщины газоносного пласта на безводный дебит скважин Среднеботубинского месторождения и спрогнозировать изменение безводных дебитов в процессе разработки.

В соответствии с основной целью, в работе решаются следующие задачи:

.     оценить дебиты скважин с учетом наличия подошвенных и краевой воды;

2.      рассмотреть влияние анизотропии пласта.

1. Закономерности изменения предельного безводного дебита

Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Тем не менее, в виду важности данной задачи при проектировании и эксплуатации газовых месторождений рассмотрим основные закономерности изменения предельного безводного дебита в зависимости от величины вскрытия и анизотропии пласта.

Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты [2].

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость k_в значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Q_пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям..

Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах дебитов, определённых без учета подъёма ГВК. Величина подъёма контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водо-газоносного пласта и др. Внедрение в процессе разработки подошвенной воды приводит к изменению пластового давления и уменьшению газонасыщенной толщины пласта. При больших упругих запасах воды необходимо учитывать упругоёмкость воды и водоносного пласта.

Зависимость предельного безводного дебита Qпр от относительной толщины вскрытия

`h= hвс/h

показывает, что существует некоторое вскрытие, при котором предельный, безводный дебит становится максимальным (рис.1 и 2). При этом для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем пластов с высокой продуктивностью, так как с уменьшением проницаемости Q_пр тоже уменьшается.

Учет влияния анизотропии пласта показывает, с уменьшением вертикальной проницаемости предельный дебит существенно снижается (1). Кроме того, с уменьшением параметра анизотропии пласта

=k_в/k_г

величина вскрытия пласта h_вс при которой Q_пр становится максимальным, увеличивается.

На величину безводного дебита влияют снижение р(t) и h(t). Чем меньше р(t) и h(t), тем ниже безводный дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления (рис. 2). На данном рисунке кривые 1-3 соответствуют безводным дебитам при р_пл(t)= 25,7; 21,9 и 14,4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. Безводные дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте газ-вода показаны пунктирными кривыми 2-5. Из рис. 2 видно, что при подвижном контакте газ-вода Q_пр снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Сравнение кривых зависимости Q_пр от h, построенных при одинаковых рпл(t) для h₀ и h(t), позволяет определить характер изменения Q_пр при подвижном контакте и прогнозировать безводные дебиты при проектировании разработки газовых месторождений. Для заданной величины вскрытия пласта hвс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема ГВК приводит к обводнению газовой скважины.

Характер изменения Q_пр, соответствующего максимуму кривых зависимости Q_пр от `h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая 2) ГВК, показан на рис. 3. Из кривой 2 видно, что при заданной величине h_вс по мере снижения пластового давления и подъема ГВК Q_пр резко снижается и по достижении h(t) = h_вс скважина обводняется. Для избежания обводнения в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h(t) изменять и вскрытую толщину пласта h_вс. Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи.

Для анизотропного пласта независимо от величины параметра анизотропии n при снижении Р_пл и уменьшении h(t) Q_пр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости k_в или параметра анизотропии n Q_пр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. В конечном счете, при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной h_вс, где имеет место только плоскорадиальная фильтрация газа к скважине. Следовательно, при снижении параметра анизотропии n наиболее выгодно полное вскрытие пласта [4].

2. Выбор технологического режима

Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, обуславливают завышение капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.

В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений [16].

При установлении технологического режима эксплуатации скважин используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и эксплуатации месторождения путем изучения его геологического строения, проведения газодинамических, газоконденсатных, геофизических и лабораторных исследований свойств пористой среды и содержащихся в ней газов, конденсата и воды [3].

При проектировании разработки газовых и газоконденсатных скважин надо исходить из того, что для скважин залежей массивного типа, так и при контурных частях залежей пластового типа существует возможность обводнения подошвенной водой. Причем для залежей пластового типа опасность обводнения скважин, расположенных в приконтурных частях залежи, так как процесс обводнения приконтурных скважин происходит через горизонтальную проницаемость. Точное решение проблемы обводнения скважин подошвенной водой практически невозможно [4].

К настоящему времени предложено несколько методов определения, так называемого предельного безводного дебита, обеспечиваемого при поддержании в скважине допустимой депрессии на пласт. Однако постановочно такой подход к вопросу эксплуатации скважин без обводнения допускает очень большую неточность[11]. Безводные дебиты текущие будут изменяться в процессе разработки в зависимости от подъема ГВК, изменения свойства газа, воды и пористой среды, изменения газонасыщенной толщины пласта, относительного вскрытия, пластового давления и т.д. [3]

Для исследования данной темы было рассмотрено Среднеботуобинское месторождение. Исходя из технологических данных для оценки безводных дебитов, были выбраны эксплуатирующие скважины СБт-156, СБт-163 и обводненная скважина СБт - 74 на улаханском горизонте. Основным критерием для выбора скважин, обоснован близостью подошвенных вод, что увеличивает возможность обводнения скважин. На рисунке 4 представлен геологический разрез продуктивных пластов, в котором видна близость вод.

Рис.4. Геологический разрез продуктивных пластов

3. Методика расчета

скважина пласт месторождение залежь

1. Наиболее точный метод определения безводного дебита скважины предложено З.С. Алиевым [3], где были усовершенствованы и учтены некоторые недостатки методов Б.Б. Лапука и И.А. Чарнова [3].

Согласно с этой методикой, при заданном в призабойной зоне гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта предельный безводный дебит газовый скважины определяется по формуле:

 (1)

где  - относительный радиус контура питания, определяется

;

µ - вязкость газа, мПас; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Т_пл - пластовая температура, К; Q_пр - предельный безводный дебит скважины, тыс. м³/сут; k - коэффициент проницаемости пласта, мкм²; h - толщина пласта, м; Т_ст - стандартная температура, К; ρ_ат - плотность газа при атмосферных условиях, кг/м³; Р_ат - атмосферное давление, МПа; l - макрошереховатость фонтанных труб, м;

С достаточной для практики точность величину  можно определить:

 (2)

где

 (3)

ρ_г, ρ_в - соответственно плотности газа и воды в пластовых условиях, кг/м³; g - ускорение свободного падения, м/с².

k₀ - коэффициент проницаемости, определяемый по формуле

(4)

где

(5)

А и В - коэффициенты фильтрационного сопротивления, учитывающие степень вскрытия пласта скважиной, МПа 2сут/тыс м³; R_скв - радиус скважины, мм.

Согласно этой методике предельный дебит определяется по формуле:

(6)

где Q_пр - это предельный безводный дебит, м³/сут; Q* - безразмерный безводный дебит скважины, определяемый по формуле:

(7)

По этому методу можно оценить только текущий безводный дебит скважины.

4. Определение безводной эксплуатации скважин Среднеботуобинского месторождения на текущий период

По формуле (6) рассчитывались предельно безводные дебиты скважин с исходными данными, представленными в таблице 1 для различных относительных вскрытий.

Таблица 1. Исходные данные для расчета

При использовании формулы (1) необходимо рассчитать относительные параметры:

.     Относительное вскрытие пласта на текущий момент разработки месторождения, определяется по формуле:

.     Относительный радиус контура питания скважины

3.   По формуле (11) рассчитываем коэффициенты фильтрационного сопротивления:

.     Плотность газа определяется по выражению:

.     Используя формулу (9) находим коэффициент Джоуля - Томсона:

.     Полученные значения, подставив в формулу (4) получаем коэффициент проницаемости:

.     Для определения безразмерного дебита используем формулу (7), подставив значения в выражение, получаем: